根据第424(B)(3)条提交
注册号333-228740
招股说明书副刊第3号
(至2019年3月12日的招股说明书)
51,819,725 Shares
berryprospectussupple_image1.jpg
普通股
    
本招股说明书补充部分是为了更新和补充2019年3月12日招股说明书中的信息，该招股说明书不时进行修订和补充，涵盖招股说明书中确定的出售股东或他们允许的受让人对我们普通股的要约和转售，以及2019年8月8日提交给美国证券交易委员会(SEC)的10-Q表格季度报告中所包含的信息。
本招股说明书补充更新和补充招股说明书中的信息，没有招股说明书就不完整，除非与招股说明书结合，否则不得交付或使用，包括对招股说明书的任何修改或补充。本招股说明书副刊应与招股说明书一起阅读，如招股说明书中的信息与本招股说明书副刊有任何不一致之处，您应依赖本招股说明书副刊中的信息。

投资我们的普通股是有风险的。请参阅招股说明书第5页开始的“风险因素”。

美国证券交易委员会(SEC)或任何州证券委员会均未批准或不批准这些证券，也未通过本招股说明书的充分性或准确性。任何与此相反的陈述都是刑事犯罪。

本招股说明书副刊日期为2019年8月8日


美国证券交易委员会
哥伦比亚特区华盛顿20549
表格10-Q
ý
 
根据1934年证券交易所法案第13或15(D)条发布的季度报告
截至2019年6月30日的季度··
或
¨
 
根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告
从_的过渡期
委员会档案编号·001-38606


贝瑞石油公司
(注册人的准确姓名如其章程所指明)
特拉华州
(注册成立或组织状态)
 
81-5410470
(国税局雇主识别号)
达拉斯公园路16000号，500套房
得克萨斯州达拉斯75248
(661) 616-3900
(主要执行机构地址，包括邮政编码
注册人的电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：
每一类的名称
普通股，每股面值0.001美元
交易符号
布里
每间交易所的注册名称
纳斯达克全球精选市场

用复选标记表示注册人(1)在前12个月(或要求注册人提交此类报告的较短时间内)是否提交了1934年“证券交易法”(Securities Exchange Act Of 1934)第13或15(D)条规定的所有报告，以及(2)在过去90天内一直受到此类提交要求的约束。是

用复选标记表示注册者是否在前12个月内(或要求注册者提交此类文件的较短时间内)已按照法规·S-T(§232.405)第405条的规定以电子方式提交了所有需要提交的互动数据文件。是···不…

用复选标记表示注册者是大型加速档案器、非加速档案器、较小的报告公司或新兴增长公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
 
 
 
 
 
 
 
大型加速文件服务器
 
加速的文件管理器？
 
非加速文件服务器·x
 
较小的·报告公司？
O.A.D.A.O.Growth公司AXY
 
 
 
 
 
 
     
如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。艾尔
   
用复选标记表明注册者是否是空壳公司(如法案的规则·12b-2所定义)。是···不是…


Shares of common stock outstanding as of July 31, 2019                     80,973,285


目录

 
 
页
第一部分-财务信息
 
第1项
财务报表(未审计)·
 
 
简明综合资产负债表
1
 
简明综合经营报表
2
 
简明综合权益表
3
 
简明现金流量表
4
 
简明合并财务报表附注
5
项目2.
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
14
项目3.
关于市场风险的定量和定性披露
38
项目4.
管制和程序
39
 
 
 
第二部分-其他信息
 
第1项
法律程序
39
第1A项
危险因素
39
项目2.
股权证券的未登记销售和收益的使用以及股票证券的发行人购买
40
第6项
陈列品
41
 
术语表
42
 
签名
47

本表格10-Q中提供的财务信息和某些其他信息已四舍五入为最接近的整数或最接近的小数。因此，某一列中的数字之和可能不完全符合某些表中给出的该列的总数字。此外，此处提供的某些百分比反映了舍入之前基于基础信息的计算，因此，可能不完全符合如果相关计算基于舍入数字得出的百分比，或者可能由于舍入而不求和。



目录

第一部分-财务信息
项目1.财务报表(未审计)

贝瑞石油公司
简明综合资产负债表
(未经审计)
 
June 30, 2019
 
2018年12月31日
 
(除股份金额外，以千计)
资产
 
 
 
流动资产：
 
 
 
现金及现金等价物
$
227

 
$
68,680

应收帐款，扣除2019年6月30日的呆帐准备1，377美元和2018年12月31日的950美元
54,871

 
57,379

衍生工具
29,945

 
88,596

其他流动资产
22,250

 
14,367

流动资产总额
107,293

 
229,022

非流动资产：
 
 
 
石油和天然气性质
1,581,035

 
1,461,993

累计损耗摊销
(163,948
)
 
(123,217
)
石油和天然气总物性，净值
1,417,087

 
1,338,776

其他财产和设备
129,190

 
119,710

累计折旧
(20,273
)
 
(15,778
)
其他财产和设备合计，净额
108,917

 
103,932

衍生工具
8,282

 
3,289

其他非流动资产
15,162

 
17,244

总资产
$
1,656,741

 
$
1,692,263

负债和权益
 
 
 
流动负债：
 
 
 
应付帐款和应计费用
$
127,110

 
$
144,118

衍生工具
7,409

 
—

流动负债总额
134,519

 
144,118

非流动负债：
 
 
 
长期债务
397,315

 
391,786

衍生工具
206

 
—

递延所得税
44,946

 
45,835

资产报废义务
102,291

 
89,176

其他非流动负债
25,148

 
14,902

承诺和或有事项-注4

 


权益：
 
 
 
普通股(面值.001美元；授权股份750，000，000股；已发行股票80，973，285股和81，202，437股，分别于2019年6月30日和2018年12月31日)
85

 
82

附加实收资本
897,322

 
914,540

按成本计算的国库股(2019年6月30日为3，648，823股，2018年12月31日为448，661股)
(39,225
)
 
(24,218
)
留存收益
94,134

 
116,042

总股本
952,316

 
1,006,446

总负债和权益
$
1,656,741

 
$
1,692,263



随附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

1
目录

贝瑞石油公司
简明合并经营报表
(未经审计)
 
三个月
六月三十日，
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(以千计，每股金额除外)
收入及其他：
 
 
 
 
 
 
 
石油，天然气和天然气液体销售
$
136,908

 
$
137,385

 
$
268,010

 
$
263,010

电力销售
5,364

 
5,971

 
15,093

 
11,423

石油衍生品收益(亏损)
27,276

 
(78,143
)
 
(37,963
)
 
(112,787
)
营销收入
414

 
518

 
1,244

 
1,302

其他收入
104

 
251

 
221

 
317

总收入及其他
170,066

 
65,982

 
246,605

 
163,265

开支及其他：
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费
47,879

 
41,517

 
105,807

 
85,819

发电费用
3,164

 
3,135

 
10,924

 
7,725

交通费
1,694

 
2,343

 
3,867

 
5,321

营销费用
421

 
407

 
1,272

 
987

一般和行政费用
16,158

 
12,482

 
30,498

 
24,466

折旧，损耗和摊销
23,654

 
21,859

 
48,240

 
40,288

所得税以外的税
11,348

 
8,715

 
19,434

 
16,972

天然气衍生品损失
9,449

 
—

 
7,334

 
—

其他营业费用
3,119

 
123

 
4,364

 
123

总费用及其他
116,886

 
90,581

 
231,740

 
181,701

其他收入(费用)：
 
 
 
 
 
 
 
利息费用
(8,961
)
 
(9,155
)
 
(17,766
)
 
(16,951
)
其他，净
—

 
(239
)
 
155

 
(212
)
其他收入(费用)合计
(8,961
)
 
(9,394
)
 
(17,611
)
 
(17,163
)
重组项目，净额
(26
)
 
456

 
(257
)
 
9,411

所得税前收益(亏损)
44,193

 
(33,537
)
 
(3,003
)
 
(26,188
)
所得税费用(福利)
12,221

 
(5,476
)
 
(877
)
 
(4,537
)
净收益(损失)
31,972

 
(28,061
)
 
(2,126
)
 
(21,651
)
A系列优先股息
—

 
(5,650
)
 
—

 
(11,301
)
普通股股东应占净收益(亏损)
$
31,972

 
$
(33,711
)
 
$
(2,126
)
 
$
(32,952
)
 
 
 
 
 
 
 
 
普通股股东的每股净收益(亏损)：
 
 
 
 
 
 
 
基本型
$
0.39

 
$
(0.94
)
 
$
(0.03
)
 
$
(0.89
)
稀释
$
0.39

 
$
(0.94
)
 
$
(0.03
)
 
$
(0.89
)


随附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

2
目录

贝瑞石油公司
简明综合权益表
(未经审计)

 
截至2018年6月30日的六个月期间
 
A系列优先股
 
普通股
 
额外实收资本
 
国库股票
 
留存收益(累计亏损)
 
总股本
 
(千)
(2017年12月31日)
$
335,000

 
$
33

 
$
545,345

 
$
—

 
$
(21,068
)
 
$
859,310

股票薪酬
—

 
—

 
1,042

 
—

 
—

 
1,042

A系列优先股宣布的现金股息，每股0.158美元
—

 
—

 
(5,650
)
 
—

 
—

 
(5,650
)
净收益(损失)
—

 
—

 
—

 
—

 
6,410

 
6,410

March 31, 2018
335,000

 
33

 
540,737

 
—

 
(14,658
)
 
861,112

股票薪酬
—

 
—

 
1,278

 
—

 
—

 
$
1,278

为支付股权奖励的税款而扣留的股份
—

 
—

 
(176
)
 
—

 
—

 
$
(176
)
A系列优先股宣布的现金股息，每股0.15美元
—

 
—

 
(5,651
)
 
—

 
—

 
$
(5,651
)
普通股权利的购买
—

 
—

 
—

 
(20,006
)
 
—

 
$
(20,006
)
净收益(损失)
—

 
—

 
—

 
—

 
(28,061
)
 
$
(28,061
)
June 30, 2018
$
335,000


$
33


$
536,188


$
(20,006
)

$
(42,719
)

$
808,496

 
截至2019年6月30日的六个月期间
 
A系列优先股
 
普通股
 
额外实收资本
 
国库股票
 
留存收益(累计亏损)
 
总股本
 
(千)
2018年12月31日
$
—

 
$
82

 
$
914,540

 
$
(24,218
)
 
$
116,042

 
$
1,006,446

为支付股权奖励和其他税金而扣留的股份
—

 
—

 
(270
)
 
—

 
—

 
(270
)
股票薪酬
—

 
—

 
1,498

 
—

 
—

 
1,498

购买库存量
—

 
—

 
—

 
(24,375
)
 
—

 
(24,375
)
普通股权利的购买(1)
—

 
—

 
(20,265
)
 
20,265

 
—

 
—

发行普通股以解决无担保债权
—

 
3

 
(3
)
 
—

 
—

 
—

普通股宣派股息，每股0.12美元
—

 
—

 
—

 
—

 
(10,072
)
 
(10,072
)
净收益(损失)
—

 
—

 
—

 
—

 
(34,098
)
 
(34,098
)
March 31, 2019
—

 
85

 
895,500

 
(28,328
)
 
71,872

 
939,129

为支付股权奖励和其他税金而扣留的股份
—

 
—

 
(675
)
 
—

 
—

 
(675
)
股票薪酬
—

 
—

 
2,497

 
—

 
—

 
2,497

购买库存量
—

 
—

 
—

 
(10,897
)
 
—

 
(10,897
)
普通股宣派股息，每股0.12美元
—

 
—

 
—

 
—

 
(9,710
)
 
(9,710
)
净收益(损失)
—

 
—

 
—

 
—

 
31,972

 
31,972

June 30, 2019
$
—


$
85


$
897,322


$
(39,225
)

$
94,134


$
952,316

__________
(1)2018年，我们与破产程序中的普通无担保债权人签订了几项和解协议。我们支付了大约2000万美元来购买他们对我们普通股的认购权。这些索赔于2019年2月和解，没有发行股票。

随附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。



3
目录

贝瑞石油公司
简明合并现金流量表
(未经审计)
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
(千)
业务活动现金流量：
 
 
 
净损失
$
(2,126
)
 
$
(21,651
)
调整净收益(亏损)与经营活动(用于)提供的现金净额：
 
 
 
折旧、损耗和摊销
48,240

 
40,288

债务发行成本摊销
2,517

 
2,651

股票补偿费用
3,918

 
2,320

递延所得税
(877
)
 
(4,537
)
增加(减少)呆帐准备
427

 
(20
)
其他营业费用
395

 
123

重组费用，净额(非现金)
—

 
(10,763
)
衍生活动：
 
 
 
总损失
45,297

 
112,787

衍生品现金结算
11,578

 
(46,110
)
提前终止衍生品的现金支付
—

 
(126,949
)
资产和负债的变化：
 
 
 
应收账款减少(增加)
2,108

 
(2,120
)
(增加)其他资产
(13,021
)
 
(1,859
)
(减少)应付帐款和应计费用的增加
(8,319
)
 
8,421

(减少)其他负债
336

 
(2,129
)
经营活动提供的现金净额(用于)
90,473

 
(49,548
)
 
 
 
 
投资活动的现金流量：
 
 
 
资本支出：
 
 
 
石油和天然气性质的发展
(95,538
)
 
(37,609
)
购买其他财产和设备
(9,190
)
 
(7,760
)
财产的取得
(2,689
)
 
—

出售财产和设备及其他收益
38

 
3,022

净现金(用于投资活动)
(107,379
)
 
(42,347
)
 
 
 
 
筹资活动的现金流量：
 
 
 
RBL信贷安排下的借款
123,400

 
96,800

RBL信贷工具偿还
(118,200
)
 
(409,800
)
发行优先无抵押票据的收益
—

 
400,000

普通股股利
(19,662
)
 
—

购买库存量
(36,139
)
 
(20,006
)
为支付股权奖励和其他税金而扣留的股份
(946
)
 
(176
)
支付给A系列优先股的股息
—

 
(11,301
)
债务发行成本
—

 
(9,050
)
筹资活动提供的现金净额(用于)
(51,547
)
 
46,467

现金、现金等价物和限制现金净减少
(68,453
)
 
(45,428
)
现金、现金等价物和限制现金：
 
 
 
起头
68,680

 
68,738

收尾
$
227

 
$
23,310


随附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

4
目录
贝瑞石油公司
简明综合财务报表附注(未审计)






附注1-提交依据
“浆果公司”是指Berry Petroleum Corporation，一家特拉华州公司，它是Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)的唯一成员。
如上下文所需，“公司”、“我们”或类似词语指的是(I)Berry Corp.及其合并子公司Berry LLC的整体或(Ii)Berry Corp.或Berry LLC。
业务性质
贝瑞公司是一家独立的石油和天然气公司，于2017年2月13日根据特拉华州法律注册成立。Berry Corp.通过其全资子公司Berry LLC运营。我们的财产位于美国(“美国”)、加利福尼亚州(圣华金盆地和文图拉盆地)、犹他州(在Uinta盆地)和科罗拉多州(在Piceance盆地)。
合并和报告原则
简明综合财务报表是根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制的，该原则要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表和附注中报告的金额。管理层认为，随附的财务报表包含所有正常的、经常性的调整，这些调整是公平地呈现我们截至2019年6月30日的中期未经审计的简明综合财务报表所必需的。我们在合并时消除了所有重要的公司间交易和余额。对于我们拥有直接工作权益的油气勘探和生产合资企业，我们在财务报表的相关项目中按比例分摊资产、负债、收入、费用和现金流。
    
我们根据美国证券交易委员会(“SEC”)适用于中期财务信息的规则和法规编写本报告，这些规则和规定允许在自最新年度财务报表以来未发生重大变化的情况下省略某些披露。我们相信我们的披露足以使披露的信息不会产生误导。这些未经审计的简明综合财务报表中报告的结果可能无法准确预测未来期间的结果。本10-Q表应与我们截至2018年12月31日的10-K表年度报告中的合并财务报表及其附注一起阅读。
最近采用的会计准则
2016年，FASB发布了规则，澄清了2014年发布的新的收入确认标准。新的规则旨在改进和收敛对与客户签订合同的收入的财务报告要求。我们是一家新兴的成长型公司，选择推迟采用这些规则，直到它们适用于非SEC发行人，即2018年12月31日之后开始的财年。因此，我们在2019年第一季度通过了这些规则，并应用了修改后的追溯方法，这意味着最初应用该标准的累积效应在财务报表中提出的最当前期间得到确认。我们对现有合同进行了分析，确定采用不会对我们的简明综合财务报表产生重大影响。此外，我们已经评估了相关业务惯例、会计政策和控制活动的变化，我们并没有因采用这些规则而在收入会计方面经历重大变化。有关其他披露信息，请参阅附注8。
新会计准则发布但尚未采用

2016年2月，FASB发布了规则，要求承租人在资产负债表上确认所有期限超过12个月的租赁所产生的权利和义务的资产和负债，并包括关于租赁产生的现金流的数量、时间和不确定性的定性和定量披露。作为一家新兴的成长型公司，我们选择推迟采用这些规则，直到它们适用于2019年12月15日之后开始的非SEC发行人，包括该财年内的中期。我们预计这些规则的采用将增加我们资产负债表上的其他资产和其他负债，预计不会对我们的综合经营业绩产生重大影响。

5
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贝瑞石油公司
简明综合财务报表附注(续)
(未经审计)

附注2-债务
下表汇总了我们的未偿债务：
 
June 30, 2019
 
2018年12月31日
 
利率，利率
 
成熟性
 
安防
 
(千)
 
 
 
 
 
 
RBL设施
$
5,200

 
$
—

 
变化率分别为6.25%(2019年)和4.5%(2018年)
 
June 29, 2022
 
已探明油气储量现值85%的抵押和其他资产留置权
2026高级无抵押票据
400,000

 
400,000

 
7.00%
 
二月十五日，2026年
 
不安全
长期债务-本金金额
405,200

 
400,000

 
 
 
 
 
 
减：债券发行成本
(7,885
)
 
(8,214
)
 
 
 
 
 
 
长期债务，净额
$
397,315

 
$
391,786

 
 
 
 
 
 

递延融资成本

我们承担了与发行债务相关的法律和银行费用。截至2019年6月30日和2018年12月31日，资产负债表上“其他非流动资产”中报告的RBL安排(定义如下)的债务发行成本分别约为1300万美元和1600万美元的摊销净额。债务发行成本的摊销在简明合并经营报表的利息费用中列示。截至2019年6月30日和2018年12月31日，2026年高级无抵押债券的债券发行成本(扣除摊销后)均为800万美元。
截至2019年6月30日和2018年6月30日的三个月，RBL融资和2026年高级无抵押票据的摊销费用约为100万美元，这笔费用包括在简明综合经营报表的“利息支出”中。截至2019年6月30日和2018年6月30日的6个月，这些金额约为300万美元，包括在简明综合经营报表的“利息支出”中。
公允价值
我们的债务是按资产负债表上的账面金额记录的。RBL融资的账面金额接近公允价值，因为利率是可变的，反映市场利率。2026年高级无抵押票据的公允价值在2019年6月30日和2018年12月31日分别约为3.88亿美元和3.68亿美元。
RBL设施
2017年7月31日，我们与北卡罗来纳州富国银行(Wells Fargo Bank)签署了一项信贷协议(“RBL Facility”)，作为行政代理，并与某些承付款高达15亿美元的贷款人签订了一项贷款协议(“RBL Facility”)，但必须遵守基于准备金的借款基础。2019年4月，我们在RBL融资机制下完成了借款基数的重新确定，结果我们的借款基数设定在7.5亿美元，我们重申了我们选择的承诺额为4亿美元。RBL设施将于2022年7月29日到期，除非根据RBL设施条款提前终止。
截至2019年6月30日，我们遵守了所有金融公约。
截至2019年6月30日，我们在RBL融资机制下有大约3.86亿美元的可用借款能力。
截至2019年6月30日和2018年12月31日，根据我们的RBL安排，我们分别有大约900万美元和700万美元的未偿还信用证。这些信用证的签发是为了支持日常业务过程中的营销、保险、监管和其他事项。

6
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贝瑞石油公司
简明综合财务报表附注(续)
(未经审计)

注3-衍生工具

我们利用衍生品，如掉期、看跌和看跌期权来对冲我们预测的石油产量和天然气购买的一部分，以减少对石油和天然气价格波动的风险。我们的目标是支付我们的运营费用和固定费用，包括维护资本支出，利息和股息，石油套期保值最长两年。我们也对冲了ICE Brent Oil(“Brent”)和NYMEX West Texas Intermediate Oil(“WTI”)的部分风险敞口。此外，我们的目标是固定我们用于蒸汽业务的大部分天然气采购的价格，最长可达两年。我们还不时签订协议，购买我们运营所需的一部分天然气，我们不会按公允价值记录为衍生品，因为它们符合正常购买和正常销售排除的资格。
截至2019年6月30日，我们的对冲头寸包括石油掉期，看跌期权和天然气掉期。我们使用石油掉期和看跌期权来防止油价下跌，使用天然气掉期来防止天然气价格上涨。我们不会为投机交易目的而订立衍生工具合约，亦没有将我们的衍生工具作为现金流或公允价值套期保值。我们没有将我们的任何合约指定为现金流对冲，因此，这些工具的公允价值变化记录在当期收益中。石油套期保值的收益(亏损)在简明综合业务表的收入及其他部分分类，天然气套期保值的(收益)亏损在简明综合业务表的费用及其他部分列示。
截至2019年6月30日，我们有以下原油生产和天然气购买对冲。
 
Q3 2019
 
Q4 2019
 
FY 2020
卖出的石油看涨期权(布伦特)：
 
 
 
 
 
套期保值量(MBBLS)
92

 
92

 
—

加权平均价格($/Bbl)
$
81.00

 
$
81.00

 
$
—

购买的石油看跌期权(布伦特)：
 
 
 
 
 
×××(MBbls)
460

 
460

 
—

加权平均价格($/bbl)
$
50.00

 
$
50.00

 
$
—

固定价格石油掉期(布伦特)：
 
 
 
 
 
×××(MBbls)
1,472

 
1,380

 
4,392

加权平均价格($/bbl)
$
72.64

 
$
72.21

 
$
65.70

固定价格石油交换(WTI)：
 
 
 
 
 
×××(MBbls)
92

 
92

 
121

加权平均价格($/bbl)
$
61.75

 
$
61.75

 
$
61.75

石油基差头寸(布伦特-WTI基差掉期)：
 
 
 
 
 
×××(MBbls)
46

 
46

 
—

加权平均价格($/bbl)
$
(1.29
)
 
$
(1.29
)
 
$
—

固定价格天然气采购交换(内核，已交付)：
 
 
 
 
 
GEOMENT HEDED VOLUME(MMBtu)
4,600,000

 
4,295,000

 
13,725,000

加权平均价格($/MMBtu)
$
2.91

 
$
2.95

 
$
2.98

固定价格天然气采购交换(SoCal Citygate)：
 
 
 
 
 
GEOMENT HEDED VOLUME(MMBtu)
460,000

 
460,000

 
1,525,000

加权平均价格($/MMBtu)
$
3.80

 
$
3.80

 
$
3.80


对于我们购买的看跌期权，我们将收到低于指示的每桶布伦特加权平均价格的结算付款。对于我们购买的一些看跌期权，我们在创建头寸时支付了溢价，而对于另一些看跌期权，保费支付将推迟到结算时支付。我们通过进入抵销看跌期权头寸，减轻了这些保费支付中相当大一部分的风险敞口。在截至2019年6月30日的3个月和6个月内，我们支付了大约400万美元和1900万美元的递延保费，部分抵消了截至2019年6月30日的6个月期间收到的保费。其余约200万美元的递延保费将反映在按市价计价的估值中，并将在2020年第一季度之前支付。

7
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简明综合财务报表附注(续)
(未经审计)

对于固定价格掉期，我们对高于布伦特或WTI每桶指示加权平均价格的价格进行结算付款，并为低于布伦特或WTI每桶指示加权平均价格的价格接收结算付款。
对于石油基础掉期，如果布伦特和WTI之间的差异大于我们合同的每桶指示加权平均价格，我们将进行结算付款，如果布伦特和WTI之间的差异低于指示的加权平均价格/桶，我们将收到结算付款。
对于固定价格的天然气购买掉期，我们是买方，因此我们对低于每MMBtu加权平均价格的价格进行结算付款，并对高于加权平均价格每MMBtu的价格接收结算付款。
我们的商品衍生品是使用行业标准模型以公允价值计量的，其中包含各种输入，包括公开可用的基础大宗商品价格和远期曲线，并且在所列期间的所需公允价值层次结构中，所有这些都被归类为？2级。这些商品衍生品需要经过交易对手的净额结算。下表列出了截至2019年6月30日和2018年12月31日我们未清偿衍生品的公允价值(毛值和净值)：
 
June 30, 2019
 
资产负债表·
分类
 
毛额·
按公允价值确认
 
毛额抵销
在资产负债表中
 
净额·公允价值
关于资产负债表
 
(千)
资产：
 
 
 
 
 
 
 
商品合同
流动资产
 
$
39,116

 
$
(9,172
)
 
$
29,945

商品合同
非流动资产
 
9,301

 
(1,020
)
 
8,282

负债：
 
 
 
 
 
 
 
商品合同
流动负债
 
(16,581
)
 
9,172

 
(7,409
)
商品合同
非流动负债
 
(1,226
)
 
1,020

 
(206
)
总衍生品
 
 
$
30,611

 
$
—

 
$
30,611


 
2018年12月31日
 
资产负债表·
分类
 
毛额·
按公允价值确认
 
毛额抵销
在资产负债表中
 
净额·公允价值
关于资产负债表
 
(千)
资产：
 
 
 
 
 
 
 
商品合同
流动资产
 
$
89,981

 
$
(1,385
)
 
$
88,596

商品合同
非流动资产
 
3,289

 
—

 
3,289

负债：
 
 
 
 
 
 
 
商品合同
流动负债
 
(1,385
)
 
1,385

 
—

总衍生品
 
 
$
91,885

 
$
—

 
$
91,885

通过使用衍生工具在经济上对冲商品价格变化的风险，我们将自己暴露在信用风险和市场风险中。信用风险是指交易对手未能按照衍生合同的条款履行义务。当衍生品合同的公允价值为正时，交易对手欠我们债务，这就产生了信用风险。我们不会从我们的交易对手那里获得抵押品。
我们通过限制我们对任何单一交易对手的敞口，将衍生工具的信用风险降至最低。此外，我们的RBL融资机制阻止我们签订有担保的对冲安排，除非我们的贷款人及其联属机构有追加保证金要求，否则要求我们提供抵押品，或与非贷款人对手方分别没有标准普尔或穆迪的A-或A3信用评级或更高评级。根据我们的标准做法，我们的商品衍生品须根据管理此类衍生品的协议进行交易对手净额结算，这在一定程度上减轻了交易对手的不履约风险。

8
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(未经审计)

附注4-诉讼、索赔、承诺和或有事项
在正常业务过程中，我们或我们的子公司面临诉讼、环境和其他索赔以及其他可能寻求或可能寻求(除其他外)人身伤害、违约、财产损害或其他损失、惩罚性赔偿、民事处罚或禁令或声明救济等方面的赔偿。
我们为目前尚未解决的诉讼、索赔和诉讼积累准备金，当可能产生负债并且可以合理估计负债时。截至2019年6月30日和2018年12月31日，我们尚未记录任何储备余额。我们还评估了由于这些问题我们可能招致的合理可能损失的金额。我们相信，我们可能招致的超出资产负债表上应计准备金的合理可能亏损，不会对我们的综合财务状况或运营结果产生重大影响。
我们，或我们的子公司，或两者，已赔偿各方在未来与我们进行的交易中可能会招致的特定责任。截至2019年6月30日，我们不知道对我们提出的实质性赔偿要求尚未解决或受到威胁。
在截至2019年6月30日的6个月内，我们达成协议，在自2019年8月起的8年内，以总计约1100万美元的价格替换我们在加利福尼亚州贝克斯菲尔德的办公室租约。我们目前写字楼租约下的年度成本，将于2019年结束，与新租约下的成本相似。
附注5-股权
现金股利
我们的董事会批准了2019年第一、第二和第三季度普通股每股0.12美元的季度现金股息。我们于2019年7月支付第二季度股息，并于2019年7月宣布第三季度股息，将于2019年10月支付。
股票回购计划
2018年12月，我们的董事会通过了一项计划，以机会性回购高达1亿美元的我们的普通股。基于董事会对我们普通股市场状况的评估，他们根据该计划批准了高达5000万美元的初始回购。可以不时在公开市场、私下协商交易或其他方式进行购买。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停而无需通知，也不要求Berry Petroleum在任何期间或根本没有义务购买股票。所收购的任何股份将可用于一般公司用途。截至2019年6月30日的三个月，我们以每股10.90美元的平均价格回购了1，000，000股票，价格为1，100万美元，反映为国库股。在截至2019年6月30日的6个月中，我们以每股11.02美元的平均价格回购了3，200，162股票，价格为3500万美元，反映为国库股。截至2019年6月30日，公司根据股票回购计划共回购了3，648，823股票，回购金额为3900万美元。

股权薪酬
2019年3月，本公司授予706，314股限制性股票单位(“RSU”)的奖励，这些股份将在三年内每年以相等的金额授予；以及553，902股基于业绩的限制股票单位(“PSU”)，将在两三年内悬崖授予。这些奖励的公允价值约为1600万美元。
授予的RSU是基于服务的奖励。授予的PSU包括一个市场目标，根据业绩期间Vanguard World Fund-Vanguard Energy ETF指数(“指数”)的绝对总股东回报(“绝对TSR”)和总股东相对回报(“相对TSR”)衡量，假设股息再投资。根据两年或三年执行期内取得的成果，授权方在期末收到的实际股份数可能介于获批目标股份的0%至200%之间。

PSU的公允价值乃利用蒙特卡洛模拟分析来估计本公司的总股东回报排名，包括与业绩期间的指数进行比较。公司普通股在授予日期的预期波动率是根据本公司和选定的准则上市公司的混合历史平均波动率估计的。股息收益率假设是基于当前的年度宣布股息。

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(未经审计)

无风险利率假设是基于与大约两年和三年业绩测量期一致的观察利率。
附注6-财务报表的补充披露
简明综合资产负债表上报告的其他流动资产包括：
 
June 30, 2019
 
2018年12月31日
 
(千)
预付费用
$
7,382

 
$
4,656

材料和用品
10,909

 
5,461

盘存
3,717

 
4,012

其他
243

 
238

共计
$
22,250

 
$
14,367

库存的主要类别不是实质性的，因此没有单独说明。2019年6月30日和2018年12月31日的其他非流动资产分别包括约1300万美元和1600万美元的递延融资成本(扣除摊销后)。
简明综合资产负债表的应付帐款和应计费用包括：
 
June 30, 2019
 
2018年12月31日
 
(千)
应付帐款-贸易
$
20,693

 
$
13,564

应计费用
52,070

 
66,417

应付特许权使用费
16,160

 
26,189

所得税责任以外的税种
8,526

 
10,766

应计利息
10,516

 
10,500

应付股息
10,112

 
9,992

资产报废义务-本期部分
8,927

 
6,372

其他
106

 
318

应付帐款和应计费用-合计
$
127,110

 
$
144,118


资产报废义务的长期部分的增加主要反映了估计数变化1800万美元、新井200万美元和增量费用300万美元的增加。估计的变化是加州新的闲置油井法规在第二季度生效的结果。这加快了某些油井报废的时间。这些增加部分被800万美元期间结算的负债和300万美元资产退休债务的本期增加部分抵销。
2019年6月30日和2018年12月31日的其他非流动负债分别包括约2500万美元和1500万美元的温室气体负债。
关于经营报表的补充信息
其他营运费用主要包括超额放弃成本，以及出售资产的收益(亏损)。

10
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简明综合财务报表附注(续)
(未经审计)

补充现金流量信息
简明综合现金流量表的补充披露情况如下：
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
(千)
重大非现金投资活动的补充披露：
 
 
(增加)与购买财产和设备有关的应计负债减少
$
3,938

 
$
8,614

现金支付补充披露(收据)：
 
 
 
已资本化的金额净额
$
15,272

 
$
3,298

REPORT ITEM，NET
$
—

 
$
1,352

下表提供了缩编合并现金流量表中报告的现金、现金等价物和限制现金到缩编合并资产负债表中的行项目的对账：
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
(千)
月经开始
 
 
 
现金及现金等价物
$
68,680

 
$
33,905

限制性现金
—

 
34,833

现金、现金等价物和限制现金
$
68,680

 
$
68,738

 
 
 
 
期末
 
 
 
现金及现金等价物
$
227

 
$
3,600

限制性现金
—

 
19,710

现金、现金等价物和限制现金
$
227

 
$
23,310

限制现金与为解决与一般无担保债权人的债权而保留的现金有关。现金及现金等价物主要由原始到期日为三个月或更少的高流动性投资组成，并按接近公允价值的成本列示。
附注7-每股收益
我们计算每股基本收益(亏损)的方法是将普通股股东的净收入(亏损)除以每个时期已发行普通股的加权平均数，2019年约为8200万股。根据合同协议满足某些条件后可发行的普通股被视为已发行普通股，并计入每股净收益(亏损)的计算中。我们的初始资本化包括发行32，920，000股普通股和另外7，080，000股保留用于解决无担保债权人的债权的股份，所有这些都计入我们计算的每股净收益(亏损)，直到债权得到解决和股票发行。在2019年2月底，我们最终解决了这些索赔，并发行了大约2，770，000股票。在提交的所有先前期间，我们在计算最终发行股份的每股收益时回顾性调整了加权平均股份，而不是已保留的7，080，000股。
A系列优先股不是参与证券，因此，我们使用“如果转换”方法计算稀释每股收益，根据这种方法，优先股息被添加回分子，可转换优先股假定在期初转换。截至2019年6月30日止三个月和六个月的稀释每股收益计算中没有计入A系列优先股的增量股份，因为我们的A系列优先股的所有已发行股份在2018年7月与我们的普通股首次公开发行有关的情况下转换为普通股。截至2018年6月30日的3个月和6个月的稀释每股收益计算中没有包括A系列优先股，因为它们的效果是抗稀释的

11
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(未经审计)

“如果转换”方法。RSU不是参与证券，因为股息是可没收的。我们在截至2019年6月30日的三个月的稀释每股收益计算中包括了164，000股递增的RSU股份。截至2019年6月30日止六个月及截至2018年6月30日止三个月及六个月的稀释每股收益计算中并无包括递增的RSU股份，因为根据“IF-转换”方法，其效果为抗稀释作用。由于其或有性质，在所提出的任何期间的每股收益计算中都没有计入PSU。
 
三个月
六月三十日，
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(除每股金额外，以千计)
基本每股收益计算

 

 

 

净收益(损失)
$
31,972

 
$
(28,061
)
 
$
(2,126
)
 
(21,651
)
减：A系列优先股息和转换为普通股
—

 
(5,650
)
 
—

 
(11,301
)
普通股股东应占净收益(亏损)
$
31,972

 
$
(33,711
)
 
$
(2,126
)
 
$
(32,952
)
加权平均普通股流通股
81,519

 
35,873

 
82,061

 
37,224

每股基本收益(亏损)(2)
$
0.39

 
$
(0.94
)
 
$
(0.03
)
 
$
(0.89
)
稀释EPS计算

 

 
 
 
 
净收益(损失)
$
31,972

 
$
(28,061
)
 
$
(2,126
)
 
$
(21,651
)
减：A系列优先股息和转换为普通股
—

 
(5,650
)
 
—

 
(11,301
)
普通股股东应占净收益(亏损)
$
31,972

 
$
(33,711
)
 
$
(2,126
)
 
$
(32,952
)
加权平均普通股流通股
81,519

 
35,873

 
82,061

 
37,224

潜在稀释证券的稀释效应(1)
164

 
—

 
—

 
—

加权平均普通股-稀释
81,683

 
35,873

 
82,061

 
37,224

每股摊薄收益(亏损)(2)
$
0.39

 
$
(0.94
)
 
$
(0.03
)
 
$
(0.89
)
__________
(1)
截至2019年6月30日的6个月以及截至2018年6月30日的3个月和6个月的每股收益(亏损)计算中没有包括潜在的稀释证券，因为纳入的影响将是反稀释的。

附注8-收入确认

我们根据我们于2019年1月1日通过的“会计准则法典606，与客户的合同收入”，使用修改后的追溯方法计算收入，该方法适用于截至该日期尚未完成的所有合同。上一期业绩未经调整，并继续根据上一期有效的会计准则进行报告。新标准没有影响我们确认收入的时间，也没有影响净收入；因此，我们没有记录对留存收益期初余额的调整。

我们采取了有关披露分配给在报告期结束时未履行的履约义务的交易价格总额的实际权宜之计。在报告期结束时未履行的履约义务仅与我们尚未销售的未来数量有关。因此，这些都是完全未履行的履行义务，因为每个产品单元代表一个单独的履行义务，以及完全未履行的转让构成单个履行义务一部分的不同货物的承诺。

我们大部分收入来自石油、天然气和天然气液体(“NGL”)的销售，其余收入来自电力销售和营销活动。

以下是对我们产生收入的主要活动的描述。当客户获得对承诺的货物或服务的控制权时，收入即被确认，其金额反映了我们期望收到的交换这些货物或服务的对价。


12
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贝瑞石油公司
简明综合财务报表附注(续)
(未经审计)

石油，天然气和天然气

我们确认销售我们的石油，天然气和NGL生产的收入，当交付发生时，并将控制权传递给客户。我们的石油和天然气合同是短期的，通常不到一年，我们的NGL合同是短期和长期的。我们认为我们的履行义务是在商品控制权转移时履行的。我们的商品销售合同是以市场价格或平均指数价格为指标的。我们确认收入的金额是，一旦我们能够充分估计代价(即，当市场价格已知时)，我们就有权开具发票。我们与客户的合同通常要求在开具发票后30天内付款。

电力销售

我们在运营中未使用的热电联产设施的电力输出将根据市场定价出售给加州市场，其中包括容量付款。我们三个热电联产设施出售的大部分是根据长期合同出售给两家加州公用事业公司的，基于市场定价。当与我们客户的合同条款下的义务得到履行时，收入就会随着时间的推移而被确认；通常，这发生在电力交付时。收入是作为我们预期收到的对价金额来衡量的，该金额基于平均指数定价，并在交货后的一个月到期。容量付款基于固定的年度每千瓦时金额，每月费率根据季节性而变化，这与我们赚取容量付款的方式一致。容量付款按月结算。我们认为，我们的履行义务是在电力交付时或在能力付款的情况下向客户提供合同金额的能源时履行的。我们在合并经营报表上报告电力收入作为电力销售。

营销收入

营销收入主要包括我们与运输和营销第三方卷相关的活动。这些销售是根据与上述天然气销售相同的购买者达成的协议进行的。我们认为我们的履行义务是在商品控制权转移时履行的。收入不包括在将这些卷的控制权转让给客户之前发生的成本，也不包括我们作为委托人时购买这些卷的成本。与销售和购买第三方卷有关的收入和支出在简明合并经营报表上分别列报为营销收入和营销费用。

分类收入

由于采用了这个标准，我们现在被要求在分类的基础上披露以下关于与客户的合同收入的信息。

 
三个月
六月三十日，
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
2019
 
2018
 
(千)
石油销售
$
132,165

 
$
130,464

 
$
255,616

 
$
248,367

天然气销售
4,086

 
5,400

 
10,800

 
11,963

天然气液体销售
657

 
1,521

 
1,594

 
2,680

电力销售
5,364

 
5,971

 
15,093

 
11,423

营销收入
414

 
518

 
1,244

 
1,302

与客户签订合同的收入
142,686

 
143,874

 
284,347

 
275,735

石油衍生品收益(亏损)
27,276

 
(78,143
)
 
(37,963
)
 
(112,787
)
其他收入
104

 
251

 
221

 
317

总收入及其他
$
170,066

 
$
65,982

 
$
246,605

 
$
163,265


13
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项目2·管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析应与本季度报告Form 10-Q中提出的中期未经审计综合财务报表和相关附注一起阅读，以及我们在提交给证券交易委员会(“SEC”)的截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告(“年度报告”)中所载的经审核综合财务报表及其相关附注。当我们在本报告中使用“我们”、“公司”或类似词语时，我们指的是Berry Corp.及其子公司Berry LLC。
我公司
我们是一家美国西部独立的上游能源公司，专注于常规油藏中低风险、长寿命的石油储备。我们的大部分资产都在加利福尼亚州的圣华金盆地。我们长期、高利润率的资产基础具有独特的定位，可以支持我们的目标，即通过商品价格周期产生顶级公司级回报和正杠杆自由现金流。我们的目标是加利福尼亚州圣华金盆地的陆上低成本、低风险、富油藏，在较小程度上，我们的落基山脉资产包括犹他州Uinta盆地的低成本富油藏和科罗拉多州Piceance盆地的低地质风险天然气资源开采。在我们低速下降的生产基地和广泛的已确定钻井地点库存中成功执行我们的战略，将导致长期、资本高效、持续和可预测的生产增长，以及继续向我们的股东返还资本的能力。
我们如何规划和评估运营
我们使用杠杆自由现金流来规划我们的资本配置，以满足维护和内部增长机会以及对冲需求。我们将杠杆自由现金流定义为调整后的EBITDA减去资本支出、利息支出和股息。
我们使用以下指标来管理和评估我们的经营业绩：(A)调整后的EBITDA；(B)运营费用；(C)环境、健康和安全(“EH&S”)结果；(D)现金一般和行政费用；以及(E)生产。
调整后EBITDA
调整后的EBITDA是我们管理层用来分析和监控我们业务运营业绩的主要财务和运营衡量标准。我们将调整后的EBITDA定义为利息支出前的收益；所得税；折旧、损耗和摊销；衍生产品收益或亏损(扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金)；减值；股票补偿费用；以及其他不寻常的、期外和不频繁的项目，包括重组成本和重组项目。
营业费用
我们将运营费用定义为租赁运营费用、发电费用、运输费用和营销费用，由电力、运输和营销活动产生的第三方收入以及天然气购买衍生结算(收到或支付)的影响抵消。租赁经营费用包括燃料、人工、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修理费。除所得税以外的其他税种不包括在营业费用中。在跟踪和分析开发项目的经济性和我们的碳氢化合物回收效率时，与电力、运输和营销活动相关的收入在内部被视为运营成本的降低。此外，我们努力将蒸汽运营的燃气成本的可变性降至最低，并在2019年第二季度大幅增加了气体对冲。总体而言，管理部门将运营费用用作衡量运营效率的指标。
环境、健康与安全
我们致力于在我们的社区中树立良好的企业公民意识，安全运营，保护环境和我们的员工。我们通过各种措施来监控我们的EH&S表现，使我们的员工和承包商达到高标准。满足企业EH&S指标是我们为所有员工提供的激励计划的一部分。


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一般和行政费用
我们监控我们的现金、一般费用和行政费用，以此来衡量我们管理活动的效率。这些费用是我们的公司和专业团队为我们的资产开发和日常运营提供的适当支持水平的关键组成部分。
生产
石油和天然气生产是我们经营业绩的关键驱动因素，是我们业务成功的重要因素，并用于预测未来的发展经济。我们持续测量并密切监控生产，根据结果调整我们的房地产开发工作。我们按商品类型跟踪生产，并将其与前期和预期结果进行比较。
资本支出
截至2019年6月30日止的三个月和六个月，我们2019年的资本支出在权责发生制基础上分别约为5700万美元和1.06亿美元，不包括收购。在截至2019年6月30日的三个月和六个月中，分别约92%和90%的总额用于加利福尼亚州的石油业务。

我们2019年的预期资本支出预算约为1.95亿至2.25亿美元，比2018年的资本支出增加约42%。基于目前的商品价格和与我们的历史业绩相当的钻井成功率，我们相信我们将能够为我们的2019年资本发展计划提供资金，同时产生积极的杠杆自由现金流。我们2019年的资本计划重点是增加我们在加州的石油产量。我们预计2019年石油产量将至少占总产量的86%，而2018年为82%。产品组合的这种变化也是2018年末剥离我们的非核心东得克萨斯天然气资产的因素。我们2019年的资本计划是前端加载的，导致上半年钻探的油井多于下半年预计的钻井量。与我们的计划一致，我们在2019年上半年钻了210口井，我们预计其中133口井将在今年下半年实现增长，因为它们将上线或实现注汽的全部效果。在2019年期间，我们预计：
·在加州全年使用多达四个钻机；以及

·钻探约370至400口总开发井，我们预计所有这些井都将在加利福尼亚州进行石油生产。

下表列出了我们2019年资本支出预算的预期分配，与2018年资本支出的分配相比，我们的2019年资本支出预算按地区划分。
 
按地区划分的资本支出
 
2019年预算
2018实际
 
 
(百万)
加利福尼亚
$
185-209
$
126

落基山脉
 
4-9
17

公司
 
6-7
5

共计
$
195-225
$
148


这些资本支出的金额和时间在我们的控制范围内，并由我们的管理层酌情决定。我们保留根据各种因素推迟部分这些计划资本支出的灵活性，这些因素包括但不限于我们钻井活动的成功、石油、天然气和天然气的现行和预期价格、必要设备、基础设施和资本的可用性、所需监管许可和批准的接收和时间、季节性条件、钻井和收购成本以及其他权益所有者的参与程度。任何推迟或取消我们的开发钻井项目都可能导致已探明储量的减少，并对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大影响。

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2019年指导
下表列出了我们2019年的某些指标指南。
 
 
2019年指导
 
低
 
高
平均日产量(MBoe/d)
 
28
 
31
%油
 
~86%
运营费用($/boe)
 
$18.00
 
$19.50
税金，所得税以外的税金($/boe)
 
$4.25
 
$4.75
调整后的一般和行政费用($/boe)
 
$4.25
 
$4.75
资本支出(百万)
 
$195
 
$225
商业环境、市场条件和季节性
石油和天然气行业受到大宗商品价格的严重影响。截至2019年6月30日的三个月的平均油价高于截至2019年3月31日的三个月，低于截至2018年6月30日的三个月，并且在每个期间都有波动。例如，2019年第二季度布伦特原油合同价格从每桶74.57美元到每桶59.97美元不等。在加州，我们为燃气采购支付的每日价格(通常基于Kern Delivered Index)低至每MMBtu 0.99美元，2019年第二季度高达每MMBtu 2.85美元。我们的收入、成本、盈利能力和未来增长高度依赖于我们为石油和天然气生产所获得的价格，以及我们为购买天然气所支付的价格，这些价格将继续受到各种因素的影响，如我们的年度报告中的风险因素所述。
下表列出了截至2019年6月30日、2019年3月31日、2019年3月31日和2018年6月30日的三个月以及截至2019年6月30日和2018年6月30日的六个月的平均布伦特、WTI和Kern交割价格：
 
三个月
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
布伦特石油($/bl)
$
68.47

 
$
63.83

 
$
74.97

 
$
66.17

 
$
71.16

WTI石油($/Bbl)
$
59.86

 
$
54.87

 
$
67.85

 
$
57.38

 
$
65.42

Kern，交付的天然气($/MMBtu)
$
2.07

 
$
5.03

 
$
2.23

 
$
3.54

 
$
2.44

加州石油价格受到布伦特原油价格的影响，因为加州炼油厂通过水路供应进口该州约70%的需求，主要来自中东和南美。加州的价格与布伦特原油价格的相关性比与WTI的相关性更密切。如果没有通过铁路或超级油轮进口原油的更高成本，我们相信我们的州内生产和低成本原油运输选择，加上受布伦特影响的定价，将使我们能够继续在加州实现强劲的现金利润率。
犹他州的石油价格在历史上一直低于WTI，因为当地的炼油厂是为犹他州石油的独特特性而设计的，而且资产的偏远使得进入其他市场在物流上具有挑战性。
NGL的价格和差异与构成这些液体的产品的供应和需求有关。其中一些更典型地与石油价格相关，而另一些则受到天然气价格以及对用作原料的某些化学产品的需求的影响。此外，基础设施的限制放大了定价的波动性。
天然气价格和差价受到当地市场基本面、生产区运输能力的可用性和季节性影响的强烈影响。我们购买的天然气比我们生产和销售的天然气要多得多，用于我们的蒸汽泛滥和发电。因此，较高的汽油价格会对我们的运营成本产生负面影响。然而，我们通过以与天然气价格挂钩的价格将热电业务中的多余电力出售给第三方，减轻了这种风险的一部分。此外，我们还努力通过对部分此类气体采购进行套期保值，尽量降低我们蒸汽业务的燃气成本的可变性，并且最近增加了我们对冲的天然气采购金额。此外，更高的天然气价格的负面影响被我们生产的天然气的更高的天然气销售量部分抵消了。我们目前正在就18兆瓦热电联产设施的新购电协议条款进行谈判，目前的协议将于2019年10月到期。

16
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我们的收益也受到我们热电联产设施性能的影响。这些热电联产设施为我们的物业提供电力和蒸汽，以及用于非租赁销售的电力。虽然我们的热电联产设施的一部分电力输出用于我们的生产设施，以减少运营费用，但我们也根据长期合同销售我们的三个热电设施生产的电力。热电联产设施最重要的投入和成本是天然气。我们在夏季6月至9月期间从这些热电联产设施中获得了显著增加的收入，这是由于我们通过谈判获得的产能付款。
季节性天气条件会影响我们钻井和生产活动的一部分。这些季节性条件有时会对我们的运营构成挑战，以满足钻井目标，并增加对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本或延误运营。例如，我们的行动可能会受到冬天的冰雪，春夏的电暴和高温，以及野火和雨水的影响。
按区域汇总
下表按区域汇总了我们选定的历史财务信息和指定期间的运营数据。
 
加利福尼亚
(圣华金和文图拉盆地)
 
落基山脉
(Uinta和Piceance盆地)
 
三个月
 
三个月
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
(除价格外，以千计)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油，天然气和天然气液体销售
$
120,917

 
$
111,896

 
$
117,288

 
$
15,991

 
$
19,206

 
$
20,097

营业收入(a)
$
47,809

 
$
37,357

 
$
60,014

 
$
954

 
$
4,779

 
$
4,858

折旧，损耗和摊销(DD&A)
$
20,460

 
$
21,342

 
$
18,001

 
$
3,194

 
$
3,244

 
$
3,140

平均日产量(MBoe/d)
20.8

 
21.0

 
18.8

 
6.6

 
6.8

 
7.7

产量(石油占总量的百分比)
100
%
 
100
%
 
100
%
 
41
%
 
46
%
 
30
%
已实现销售价格：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
油(每桶)
$
63.91

 
$
59.16

 
$
68.72

 
$
44.92

 
$
41.38

 
$
61.64

NGL(每Bbl)
$
—

 
$
—

 
$
—

 
$
16.86

 
$
24.42

 
$
24.38

气体(按Mcf)
$
—

 
$
—

 
$
—

 
$
2.16

 
$
3.77

 
$
2.12

资本支出
$
52,374

 
$
42,509

 
$
34,537

 
$
1,443

 
$
5,313

 
$
3,735

__________
(a)
营业收入包括石油、天然气和NGL销售，由营业费用、一般和行政费用、DD&A和所得税(所得税除外)抵销。

17
目录

生产、价格和成本
下表列出了所示每个时期的平均日产量、总产量、平均价格和平均成本的信息。
 
三个月
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
平均日产量：(1)(5)
 
 
 
 
 
油(MBbl/d)
23.5

 
24.1

 
21.1

天然气(MMcf/d)
20.8

 
19.5

 
28.0

NGL(MBbl/d)
0.4

 
0.4

 
0.7

总计(MBoe/d)(2)
27.4

 
27.8

 
26.5

总产量：(5)
 
 
 
 
 
油(MBbl)
2,142

 
2,170

 
1,920

天然气(MMcf)
1,894

 
1,752

 
2,551

NGL(MBBL)
39

 
38

 
62

总计(MBOE)(2)
2,497

 
2,501

 
2,408

加权平均实现销售价格：
 
 
 
 
 
无套期保值的石油(美元/桶)
$
61.69

 
$
56.88

 
$
67.93

带套期保值的石油(美元/桶)
$
61.82

 
$
62.03

 
$
53.22

天然气($/Mcf)
$
2.16

 
$
3.83

 
$
2.12

NGL($/Bbl)
$
16.86

 
$
24.35

 
$
24.38

平均基准价格：
 
 
 
 
 
石油(Bbl)-布伦特
$
68.47

 
$
63.83

 
$
74.97

石油(BBL)-WTI
$
59.86

 
$
54.87

 
$
67.85

气体(MMBtu)-内核，已交付(6)
$
2.07

 
$
5.03

 
$
2.23

每个BOE的平均成本：(3)
 
 
 
 
 
租赁经营费
$
19.18

 
$
23.16

 
$
17.24

发电费用
1.27

 
3.10

 
1.30

电力销售(3)
(2.15
)
 
(3.89
)
 
(2.48
)
交通费
0.68

 
0.87

 
0.97

运输销售(3)
(0.04
)
 
(0.05
)
 
(0.09
)
营销费用
0.17

 
0.34

 
0.17

营销收入(3)
(0.17
)
 
(0.33
)
 
(0.22
)
衍生品结算(收到)支付购买天然气(3)
1.44

 
(1.49
)
 
—

业务费用共计
$
20.38

 
$
21.71

 
$
16.89

一般和行政费用(4)
$
6.47

 
$
5.73

 
$
5.18

折旧、损耗和摊销
$
9.47

 
$
9.83

 
$
9.08

所得税以外的税
$
4.54

 
$
3.23

 
$
3.62

__________
(1)
Production表示该期间的销售量。我们还消耗一部分我们租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)
天然气体积已转换为BOE，其依据是6 mF的天然气与1 bbl的石油的能量含量。石油桶的等价性不一定会导致价格等价性。以每桶石油当量为基础的天然气价格目前大大低于相应的石油价格，并且多年来也同样低于这一价格。例如，在截至2019年6月30日的三个月中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶68.47美元和每MMBtu 2.57美元，导致在能源当量基础上石油与天然气的比例约为4：1。
(3)
根据GAAP，我们在财务报表中分别报告电力、运输和营销销售作为收入。然而，这些收入是在内部查看和使用的，用于计算运营费用，用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们的碳氢化合物回收效率。我们通过我们的热电联产设施购买第三方气体来发电，用于我们的现场运营活动，并将任何向外出售的多余电力的额外好处视为我们的热回收业务的成本降低/产生蒸汽的好处。营销收入和费用主要与从第三方购买的天然气有关，这些天然气经过我们的收集和处理系统，然后出售给第三方。运输销售涉及水和其他液体，我们代表第三方在我们的系统上运输，至今没有重大意义。运营费用还包括天然气购买衍生结算(收到或支付)的影响。

18
目录

(4)
包括重组和其他非经常性成本以及非现金股票补偿费用，在截至2018年6月30日、2019年3月31日、2019年3月31日和2018年6月30日的三个月中，总计约为每个BOE 1.55美元、每个BOE 1.10美元和每个BOE 1.24美元。
(5)
2018年11月30日，我们出售了位于东得克萨斯盆地的非核心产气物业及相关资产。
(6)
Kern Delivered Index是加州用于天然气采购的相关指数。

下表列出了所示期间按作业面积划分的平均日产量：
 
三个月
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
平均日产量(MBoe/d)：(1)
 
 
 
 
 
加利福尼亚
20.8

 
21.0

 
18.8

落基山脉
6.6

 
6.8

 
6.9

东德克萨斯(2)
—

 
—

 
0.8

日均总产量
27.4

 
27.8

 
26.5

__________
(1)
Production表示该期间的销售量。
(2)
2018年11月30日，我们出售了位于东得克萨斯盆地的非核心产气物业及相关资产。
在截至2019年6月30日的三个月中，由于截至2019年3月31日的三个月的库存销售，包括库存销售在内的平均日产量较低，因为实际产量与季度相比持平。
截至2019年6月30日的三个月的平均日生产量与截至2018年6月30日的三个月相比有所增加，这是由于整个2018年和2019年初开发资本支出的生产响应，被自然下降和2018年11月我们东得克萨斯地产的销售抵消了。我们截至2019年6月30日的三个月，加州的产量比截至2018年6月30日的三个月增加了11%，因为我们大部分的开发资金部署在我们的加州业务中，表明我们的加州热能物业有很强的能力达到预期的性能。




19
目录

下表列出了所示每个时期的总产量、平均日产量、平均价格和平均成本的信息。
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
平均日产量：(1)(5)
 
 
 
油(MBbl/d)
23.8

 
21.1

天然气(MMcf/d)
20.1

 
27.8

NGL(MBbl/d)
0.4

 
0.6

总计(MBoe/d)(2)
27.6

 
26.3

总产量：(5)
 
 
 
油(MBbl)
4,313

 
3,818

天然气(MMcf)
3,646

 
5,032

NGL(MBBL)
77

 
108

总计(MBOE)(2)
4,998

 
4,764

加权平均实现销售价格：
 
 
 
无套期保值的石油(美元/桶)
$
59.27

 
$
65.06

带套期保值的石油(美元/桶)
$
61.92

 
$
52.98

天然气($/Mcf)
$
2.96

 
$
2.38

NGL($/Bbl)
$
20.59

 
$
24.88

平均基准价格：
 
 
 
石油(Bbl)-布伦特
$
66.17

 
$
71.16

石油(BBL)-WTI
$
57.38

 
$
65.42

气体(MMBtu)-内核，已交付(6)
$
3.54

 
$
2.44

每个BOE的平均成本：(3)
 
 
 
租赁经营费
$
21.17

 
$
18.01

发电费用
2.19

 
1.62

电力销售(3)
(3.02
)
 
(2.40
)
交通费
0.77

 
1.12

运输销售(3)
(0.04
)
 
(0.05
)
营销费用
0.25

 
0.21

营销收入(3)
(0.25
)
 
(0.27
)
衍生品结算(收到)支付购买天然气(3)
(0.03
)
 
—

业务费用共计
$
21.04

 
$
18.24

一般和行政费用(4)
$
6.10

 
$
5.14

折旧、损耗和摊销
$
9.65

 
$
8.46

所得税以外的税
$
3.89

 
$
3.56

__________
(1)
Production表示该期间的销售量。我们还消耗一部分我们租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)
天然气体积已转换为BOE，其依据是6 mF的天然气与1 bbl的石油的能量含量。石油桶的等价性不一定会导致价格等价性。以每桶石油当量为基础的天然气价格目前大大低于相应的石油价格，并且多年来也同样低于这一价格。例如，在截至2019年6月30日的六个月中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶66.17美元和每兆MBtu 2.74美元，导致在能源当量基础上石油与天然气的比例约为4：1。
(3)
根据GAAP，我们在财务报表中分别报告电力、运输和营销销售作为收入。然而，这些收入是在内部查看和使用的，用于计算运营费用，用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们的碳氢化合物回收效率。我们通过我们的热电联产设施购买第三方气体来发电，用于我们的现场运营活动，并将任何向外出售的多余电力的额外好处视为我们的热回收业务的成本降低/产生蒸汽的好处。营销费用主要涉及从第三方购买的天然气，这些天然气经过我们的收集和处理系统，然后卖给第三方。运输销售涉及水和其他液体，我们代表第三方在我们的系统上运输，至今没有重大意义。运营费用还包括天然气购买衍生结算(收到或支付)的影响。
(4)
包括重组和其他非经常性成本以及非现金股票补偿费用，截至2019年6月30日和2018年6月30日止六个月，每个BOE总计约为1.33美元，每个BOE约为1.28美元。
(5)
2018年11月30日，我们出售了位于东得克萨斯盆地的非核心产气物业及相关资产。

20
目录

(6)
Kern Delivered Index是加州用于天然气采购的相关指数。
下表列出了所示期间按作业面积划分的平均日产量：
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
平均日产量(MBoe/d)：(1)
 
 
 
加利福尼亚
20.9

 
18.8

落基山脉
6.7

 
6.7

东德克萨斯(2)
—

 
0.8

日均总产量
27.6

 
26.3

__________
(1)
Production表示该期间的销售量。
(2)
2018年11月30日，我们出售了位于东得克萨斯盆地的非核心产气物业及相关资产。
截至2019年6月30日的六个月的平均日生产量与截至2018年6月30日的六个月相比有所增加，这是由于2018年和2019年期间开发资本支出的生产响应，被自然下降和2018年11月我们东德克萨斯地产的销售抵消了。截至2019年6月30日的六个月，加州的产量与截至2018年6月30日的六个月相比增长了11%，因为我们大部分的开发资金部署在我们的加州业务中，显示我们的加州热能物业有强大的能力实现预期的性能。





21
目录

运营结果
截至2019年6月30日的三个月，而截至2019年3月31日的三个月。
 
三个月
 
$更改
 
%变化
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
 
(千)
收入及其他：
 
 
 
 
 
 
 
石油，天然气和天然气销售
$
136,908

 
$
131,102

 
$
5,806

 
4
 %
电力销售
5,364

 
9,729

 
(4,365
)
 
(45
)%
石油衍生品收益(亏损)
27,276

 
(65,239
)
 
92,515

 
不适用

营销和其他收入
518

 
947

 
(429
)
 
(45
)%
总收入及其他
170,066

 
76,539

 
93,527

 
122
 %
开支及其他：
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费
47,879

 
57,928

 
(10,049
)
 
(17
)%
发电费用
3,164

 
7,760

 
(4,596
)
 
(59
)%
交通费
1,694

 
2,173

 
(479
)
 
(22
)%
营销费用
421

 
851

 
(430
)
 
(51
)%
一般和行政费用
16,158

 
14,340

 
1,818

 
13
 %
折旧、损耗和摊销
23,654

 
24,585

 
(931
)
 
(4
)%
所得税以外的税
11,348

 
8,086

 
3,262

 
40
 %
天然气衍生品(收益)损失
9,449

 
(2,115
)
 
11,564

 
不适用

其他营业费用
3,119

 
1,245

 
1,874

 
151
 %
总费用及其他
116,886

 
114,853

 
2,033

 
2
 %
其他收入(费用)：
 
 
 
 
 
 
 
利息费用
(8,961
)
 
(8,805
)
 
(156
)
 
2
 %
其他，净
—

 
154

 
(154
)
 
(100
)%
重组项目，净额
(26
)
 
(231
)
 
205

 
(89
)%
所得税前收益(亏损)
44,193

 
(47,196
)
 
91,389

 
不适用

所得税费用(福利)
12,221

 
(13,098
)
 
25,319

 
不适用

净收益(损失)
$
31,972

 
$
(34,098
)
 
$
66,070

 
不适用

收入及其他
在截至2019年6月30日的三个月里，石油、天然气和NGL的销售额比截至2019年3月31日的三个月增加了600万美元，增幅为4%，达到约1.37亿美元。这一增长反映了较高的油价，但部分被较低的天然气价格和油量所抵消，包括第一季度销售更多犹他州石油库存的影响。
电力销售代表对公用事业的销售，在截至2019年6月30日的三个月中，与截至2019年3月31日的三个月相比，减少了400万美元，即45%，至约500万美元。这一下降反映出由于2019年第二季度定期维护的设施停机时间增加，以及与预期的第一季度相比季节性价格下降，导致单位销售价格和销售量下降。
在截至2019年6月30日的三个月里，石油衍生品的收益约为2700万美元，而截至2019年3月31日的三个月，亏损约为6500万美元。2019年第二季度的收益主要是由于石油价格相对于我们衍生品合同的固定价格不断下降而产生的按市场计价效应。
在截至2019年6月30日的三个月里，与截至2019年3月31日的三个月相比，营销和其他收入下降了45%，约为50万美元，主要是由于平均天然气价格下降。这些时期的营销收入代表从第三方购买的天然气的销售。
开支及其他
我们根据GAAP在财务报表中单独报告电力、营销和运输活动的销售(如果适用)作为收入。然而，这些收入是在内部查看和使用的，用于计算运营费用，用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们的碳氢化合物回收效率。

22
目录

如上所述，在“我们如何计划和评估运营”中定义的运营费用，在截至2019年6月30日的三个月中，从截至2019年3月31日的三个月的每BOE 21.71美元，降至20.38美元/BOE。这一下降主要是由于燃料成本降低了每个BOE 6.86美元，部分被结算的天然气对冲损失所抵消，后者增加了每个BOE 2.93美元。
租赁经营费用包括燃料、人工、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修理费。截至2019年6月30日的三个月，与截至2019年3月31日的三个月相比，租赁运营费用减少约1000万美元，降幅17%，至约4800万美元。

截至2019年6月30日的三个月，每个BOE的租赁运营费用为19.18美元，而截至2019年3月31日的三个月，每个BOE的租赁运营费用为23.16美元。在截至2019年3月31日的三个月里，与我们加州蒸汽业务相关的燃料价格从反常的高价格中恢复过来。与2019年第一季度的4.87美元/MMBtu相比，2019年第二季度的平均燃料成本下降了58%，至2.03美元/MMBtu。2019年第二季度，设施、油井和租赁维护成本的增加部分抵消了燃料成本的下降。这些燃料成本不包括其他地方提到的天然气衍生品结算的影响。
截至2019年6月30日的三个月，与截至2019年3月31日的三个月相比，发电费用减少了约500万美元或59%，至300万美元。减少反映了由于2019年第二季度定期维护的停机时间增加，导致季节性燃料成本和产量下降。这些燃料成本不包括其他地方提到的天然气衍生品结算的影响。
在截至2019年6月30日的三个月里，天然气衍生品的亏损为900万美元，包括已结算的衍生品合约亏损和按市值计价的估值亏损。在截至2019年3月31日的三个月里，天然气衍生品带来的200万美元收益来自已结算合约的收益，但按市值计价的估值亏损部分抵消了这些收益。此外，我们在2019年第二季度增加了天然气购买对冲头寸，以稳定我们的燃料成本。
在截至2019年6月30日和2019年3月31日的三个月里，交通费用持平。
在截至2019年6月30日和2019年3月31日的三个月里，营销费用持平。这些时期的营销费用代表了从第三方购买天然气的成本。
截至2019年6月30日的三个月，与截至2019年3月31日的三个月相比，一般和行政开支增加了约200万美元，即13%，达到约1600万美元。第二季度受到与3月份年度股票奖励授予相关的非现金股票报酬增加的影响。截至2019年6月30日和2019年3月31日的三个月，一般和行政开支包括重组和其他非经常性成本，分别约为150万美元和130万美元，非现金股票补偿成本分别约为240万美元和140万美元。
调整后的一般和行政费用，不包括重组和其他非经常性成本和非现金股票薪酬成本，2019年第二季度为1230万美元，即4.92美元/BOE，而2019年第一季度为1160万美元，或4.63美元/BOE。这一增长主要是由于组织增长和系统增强。调整后的一般和行政费用是一种非GAAP财务指标，定义为重组和其他非经常性成本和非现金股票补偿费用而调整的一般和行政费用。请参阅“-非GAAP财务措施”，以了解GAAP财务措施对一般和行政费用的调节。
DD&A截至2019年6月30日的三个月约为2400万美元，与截至2019年3月31日的三个月相当。

23
目录

所得税以外的税
 
三个月
 
$更改
 
%变化
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
 
(千)
 
 
遣散税
$
1,873

 
$
703

 
$
1,170

 
166
%
从价税和物业税
3,612

 
3,145

 
467

 
15
%
温室气体排放额度
5,863

 
4,238

 
1,625

 
38
%
所得税以外的总税额
$
11,348

 
$
8,086

 
$
3,262

 
40
%
 
 
 
 
 
 
 
 
税金，所得税以外的税金($/boe)
$
4.54

 
$
3.23

 
 
 
 

除所得税外，在截至2019年6月30日的三个月中，与截至2019年3月31日的三个月相比，除所得税外的税额增加了300万美元或40%，原因是温室气体补贴市场价格、遣散税以及从价税和物业税增加。由于更高的市场价格，增加了排放的平均单位成本，温室气体成本增加了。由于补充评估高于2019年第一季度，2019年第二季度从价税和物业税增加。2019年第一季度收到的遣散费退税，与2019年第二季度相比，相关费用减少。
其他营业费用
在截至2019年6月30日的季度中，其他运营支出为300万美元，主要包括与截至2019年3月31日的季度相比增加的超额放弃成本。
重组项目，净额
重组项目，净额在截至2019年6月30日和2019年3月31日的三个月中并不显著。
所得税费用(福利)
截至2019年6月30日的三个月，我们的实际税率保持在27.7%，截至2019年3月31日的三个月，我们的实际税率保持在27.8%。


24
目录

截至2019年6月30日的三个月，而截至2018年6月30日的三个月。
 
三个月
六月三十日，
 
$更改
 
%变化
 
2019
 
2018
 
 
(千)
收入及其他：
 
 
 
 
 
 
 
石油，天然气和天然气销售
$
136,908

 
$
137,385

 
$
(477
)
 
—
 %
电力销售
5,364

 
5,971

 
(607
)
 
(10
)%
石油衍生品收益(亏损)
27,276

 
(78,143
)
 
105,419

 
不适用

营销和其他收入
518

 
769

 
(251
)
 
(33
)%
总收入及其他
170,066

 
65,982

 
104,084

 
158
 %
开支及其他：
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费
47,879

 
41,517

 
6,362

 
15
 %
发电费用
3,164

 
3,135

 
29

 
1
 %
交通费
1,694

 
2,343

 
(649
)
 
(28
)%
营销费用
421

 
407

 
14

 
3
 %
一般和行政费用
16,158

 
12,482

 
3,676

 
29
 %
折旧、损耗和摊销
23,654

 
21,859

 
1,795

 
8
 %
所得税以外的税
11,348

 
8,715

 
2,633

 
30
 %
天然气衍生品(收益)损失
9,449

 
—

 
9,449

 
不适用

其他营业费用
3,119

 
123

 
2,996

 
2,436
 %
总费用及其他
116,886

 
90,581

 
26,305

 
29
 %
其他收入(费用)：
 
 
 
 
 
 
 
利息费用
(8,961
)
 
(9,155
)
 
194

 
(2
)%
其他，净
—

 
(239
)
 
239

 
(100
)%
重组项目，净额
(26
)
 
456

 
(482
)
 
(106
)%
所得税前收益(亏损)
44,193

 
(33,537
)
 
77,730

 
不适用

所得税费用(福利)
12,221

 
(5,476
)
 
17,697

 
不适用

净收益(损失)
31,972

 
(28,061
)
 
60,033

 
N·A

A系列优先股息
—

 
(5,650
)
 
5,650

 
(100
)%
普通股股东可获得的净收益(亏损)
$
31,972

 
$
(33,711
)
 
$
65,683

 
不适用

收入及其他
截至2019年6月30日的三个月和截至2018年6月30日的三个月，石油、天然气和NGL的销售额基本持平，约为1.37亿美元。较高的石油产量被两个时期之间较低的石油价格和天然气数量所抵消。
在截至2019年6月30日的三个月中，与2018年6月30日结束的三个月相比，电力销售(代表对公用事业的销售)减少了约100万美元，降幅为10%，至约500万美元。销售下降的主要原因是，在截至2019年6月30日的三个月中，与2018年6月30日结束的三个月相比，定时维护停机时间增加导致销售下降。
在截至2019年6月30日的三个月里，石油衍生品的收益为2700万美元(扣除已实现收益30万美元)，而在截至2018年6月30日的三个月中，石油衍生品收益为7800万美元(扣除已实现亏损2800万美元)。2019年第二季度和2018年第二季度的收益主要是由于石油价格相对于我们衍生品合约的固定价格不断下降而产生的按市场计价效应。
在截至2019年6月30日的三个月中，营销和其他收入与截至2018年6月30日的三个月相比下降了约33%，至50万美元，原因是平均销售价格下降和手续量减少。这些时期的营销收入代表从第三方购买的天然气的销售。

25
目录

开支及其他
如上所述，在“我们如何计划和评估运营”中定义的运营费用，在截至2019年6月30日的三个月中，从截至2018年6月30日的三个月的每BOE 16.89美元，增加到20.38美元/BOE。2019年第二季度，结算天然气套期保值每个BOE的亏损为1.44美元，较高租赁运营费用的每个BOE为1.93美元。
租赁经营费用包括燃料、人工、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修理费。截至2019年6月30日的三个月，与截至2018年6月30日的三个月相比，租赁运营费用增加了约600万美元，增幅约15%，至约4800万美元。
截至2019年6月30日的三个月，每个BOE的租赁运营费用为19.18美元，而截至2018年6月30日的三个月，每个BOE的租赁运营费用为17.25美元。与截至2018年6月30日的三个月相比，与设施和油井维修维护、重新完成活动和天然气采购相关的增加成本被天然气成本降低部分抵消。这些燃料成本不包括其他地方提到的天然气衍生品结算的影响。
截至6月30日、2019年和2018年的三个月中，发电费用分别为300万美元。发电费用中包含的燃料成本不包括其他地方提到的天然气衍生品结算的影响。
在截至2019年6月30日的三个月中，天然气衍生品的亏损为900万美元，包括已结算衍生品合同的已实现亏损和按市值计价的估值亏损。在截至2018年6月30日的三个月内，我们没有任何天然气衍生品。
在截至2019年6月30日的三个月中，与截至2018年6月30日的三个月相比，运输费用减少了不到100万美元，降至约200万美元，这主要是由于我们的落基山脉资产发货量减少，以及2018年第四季度出售我们东得克萨斯州资产的影响。
2019年6月30日结束的三个月和2018年6月30日结束的三个月的营销费用是可比较的。这些时期的营销费用代表了从第三方购买天然气的成本。
在截至2019年6月30日的三个月中，与截至2018年6月30日的三个月相比，一般和行政开支增加了约400万美元，增幅为29%，达到约1600万美元。在截至2018年6月30日和2018年6月30日的三个月中，一般和行政开支包括重组和其他非经常性成本，分别约为150万美元和170万美元，以及非现金股票补偿成本，分别约为240万美元和130万美元。
调整后的一般和行政费用，不包括重组和其他非经常性成本和非现金股票薪酬成本，2019年第二季度为1230万美元，即4.92美元/BOE，而2018年第二季度为950万美元，即3.95美元/BOE。一般和行政费用以及调整后的一般和行政费用的增加主要是由于与支持公司的增长和上市公司地位相关的成本增加。
与截至2018年6月30日的三个月相比，DD&A在截至2019年6月30日的三个月中增加了约200万美元，或8%，至约2400万美元，这主要是由于2019年产量增加以及更高的折旧和损耗率。
所得税以外的税
 
三个月
六月三十日，
 
$更改
 
%变化
 
2019
 
2018
 
 
(千)
 
 
遣散税
$
1,873

 
$
2,997

 
$
(1,124
)
 
(38
)%
从价税和物业税
3,612

 
3,141

 
471

 
15
 %
温室气体排放额度
5,863

 
2,577

 
3,286

 
128
 %
所得税以外的总税额
$
11,348

 
$
8,715

 
$
2,633

 
30
 %
 
 
 
 
 
 
 
 
税金，所得税以外的税金($/boe)
$
4.54

 
$
3.62

 
 
 
 


26
目录

截至2019年6月30日的三个月中，除所得税外的税额与截至2018年6月30日的三个月相比增加了260万美元，增幅为30%，原因是温室气体成本津贴以及从价和财产税增加，部分被低于2018年第二季度的遣散税所抵消。温室气体成本增加的原因是来自加利福尼亚州的免费许可减少，以及购买的这些许可的现货价格上升，这两个因素都增加了所产生的排放的平均单位成本。2019年第二季度遣散税的降低是免税增加的结果。
其他营业费用
截至2019年6月30日的季度，其他运营支出为300万美元，主要包括与2018年6月30日结束的季度相比增加的超额放弃成本。
利息费用
在截至2019年6月30日的三个月中，利息支出与截至2018年6月30日的三个月相比减少了约20万美元，降幅为2%，这是由于整个2019年第二季度的借款低于2018年。
重组项目，净额
重组项目，净额在截至2019年6月30日的三个月中微不足道，而截至2018年6月30日的三个月的收入为50万美元。收益主要是由于解决了某些出现前的负债，部分被法律和其他专业费用所抵消。
所得税费用(福利)
我们截至2019年6月30日的三个月的实际税率为27.7%，截至2018年6月30日的三个月为16.3%。实际税率上升主要是由于我们于2018年公布递延税项资产的估值免税额。


27
目录

截至2019年6月30日的六个月，而截至2018年6月30日的六个月。
 
六个月结束
六月三十日，
 
$更改
 
%变化
 
2019
 
2018
 
 
(千)
收入及其他：
 
 
 
 
 
 
 
石油，天然气和天然气销售
$
268,010

 
$
263,010

 
$
5,000

 
2
 %
电力销售
15,093

 
11,423

 
3,670

 
32
 %
石油衍生品收益(亏损)
(37,963
)
 
(112,787
)
 
74,824

 
(66
)%
营销和其他收入
1,465

 
1,619

 
(154
)
 
(10
)%
总收入及其他
246,605

 
163,265

 
83,340

 
51
 %
开支及其他：
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费
105,807

 
85,819

 
19,988

 
23
 %
发电费用
10,924

 
7,725

 
3,199

 
41
 %
交通费
3,867

 
5,321

 
(1,454
)
 
(27
)%
营销费用
1,272

 
987

 
285

 
29
 %
一般和行政费用
30,498

 
24,466

 
6,032

 
25
 %
折旧、损耗和摊销
48,240

 
40,288

 
7,952

 
20
 %
所得税以外的税
19,434

 
16,972

 
2,462

 
15
 %
天然气衍生品(收益)损失
7,334

 
—

 
7,334

 
100
 %
其他营业费用
4,364

 
123

 
4,241

 
3,448
 %
总费用及其他
231,740

 
181,701

 
50,039

 
28
 %
其他收入(费用)：
 
 
 
 
 
 
 
利息费用
(17,766
)
 
(16,951
)
 
(815
)
 
5
 %
其他，净
155

 
(212
)
 
367

 
不适用

重组项目，净额
(257
)
 
9,411

 
(9,668
)
 
(103
)%
所得税前收益(亏损)
(3,003
)
 
(26,188
)
 
23,185

 
(89
)%
所得税费用(福利)
(877
)
 
(4,537
)
 
3,660

 
(81
)%
净收益(损失)
(2,126
)
 
(21,651
)
 
19,525

 
(90
)%
A系列优先股息
—

 
(11,301
)
 
11,301

 
(100
)%
普通股股东可获得的净收益(亏损)
$
(2,126
)
 
$
(32,952
)
 
$
30,826

 
(94
)%
收入及其他
截至2019年6月30日的六个月，石油、天然气和天然气的销售额比2018年6月30日的六个月增加了500万美元，或2%，至约2.68亿美元，原因是石油销量增加了13%，包括2019年销售更多犹他州石油库存的影响，部分被油价下跌9%和天然气销量下降28%部分抵消。
电力销售代表对公用事业的销售，在截至2019年6月30日的六个月中，与截至2018年6月30日的六个月相比，增加了约400万美元，即32%，达到约1500万美元。增长的主要原因是，在截至2019年6月30日的六个月中，由于销售价格与较高的天然气价格之间的联系，销售价格高于2018年6月30日的六个月。
在截至2019年6月30日的六个月里，石油衍生品的亏损为3800万美元(扣除已实现收益1100万美元)，而在截至2018年6月30日的六个月中，亏损为1.13亿美元(扣除已实现亏损4600万美元)。每一次总损失都是由于相对于我们衍生品合约的固定价格的商品价格的提高。
在截至2019年6月30日的6个月里，与2018年6月30日结束的6个月相比，营销和其他收入下降了10%，约为100万美元，主要是由于交易量减少。这些时期的营销收入代表从第三方购买的天然气的销售。

28
目录

开支及其他
如上所述，在“我们如何计划和评估运营”中定义，在截至2019年6月30日的六个月中，运营费用从截至2018年6月30日的六个月中的18.24美元增加到21.04美元/BOE，其中包括燃料成本增加了2.42美元/BOE。在截至2019年6月30日和2018年6月30日的六个月中，我们已结算的天然气对冲的影响并不显著。
租赁经营费用包括燃料、人工、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修理费。截至2019年6月30日的六个月，与截至2018年6月30日的六个月相比，租赁运营费用增加了约2000万美元，增幅约23%，至约1.06亿美元。
截至2019年6月30日的6个月，每个BOE的租赁运营费用为21.17美元，而截至2018年6月30日的6个月，每个BOE的租赁运营费用为18.01美元。增加的主要原因是燃料成本上升，与2018年6月30日结束的六个月相比，燃料费用增加了约1400万美元，即每个BOE 2.42美元。2019年期间的燃气成本为3.40美元/MMBtu，而2018年为2.53美元/MMBtu。
截至2019年6月30日的六个月和截至2018年6月30日的六个月，发电费用增加了约300万美元或41%，至1100万美元，主要是由于2019年期间天然气成本上升。这些燃料成本不包括其他地方提到的天然气衍生品结算的影响。
在截至2019年6月30日的六个月里，天然气衍生品的亏损达700万美元，主要代表按市值计价的估值亏损。在截至2018年6月30日的6个月内，我们没有任何天然气衍生品。
与2018年6月30日结束的六个月相比，截至2019年6月30日的六个月的运输费用减少了约100万美元至约400万美元，这主要是由于我们的落基山脉资产发货量减少以及2018年第四季度出售我们东得克萨斯州资产的影响。
在截至2019年6月30日的六个月中，与截至2018年6月30日的六个月相比，营销费用增加了30万美元，即29%，至100万美元，这主要是由于天然气成本上涨。这些时期的营销费用代表了从第三方购买天然气的成本。
在截至2019年6月30日的六个月中，与截至2018年6月30日的六个月相比，一般和行政开支增加了约600万美元，增幅为25%，达到约3000万美元。在截至2019年6月30日和2018年6月30日的六个月中，一般和行政开支包括重组和其他非经常性成本，分别约为300万美元和400万美元，以及非现金股票补偿成本，分别约为400万美元和200万美元。
调整后的一般和行政费用，不包括重组和其他非经常性成本和非现金股票薪酬成本，2019年前六个月为2400万美元或4.77美元/BOE，而2018年前六个月为1800万美元或387美元/BOE。一般和行政费用以及调整后的一般和行政费用的增加主要是由于与支持公司的增长和上市公司地位相关的成本增加。
DD&A于截至2019年6月30日止六个月与截至2018年6月30日止六个月相比增加约800万美元，或20%，至约4800万美元，主要是由于2019年产量增加以及更高的折旧和损耗率。
所得税以外的税
 
六个月结束
六月三十日，
 
$更改
%变化
 
2019
 
2018
 
 
(千)
 
遣散税
$
2,577

 
$
5,761

 
$
(3,184
)
(55
)%
从价税和物业税
6,757

 
6,558

 
199

3
 %
温室气体排放额度
10,100

 
4,653

 
5,447

117
 %
所得税以外的总税额
$
19,434

 
$
16,972

 
$
2,462

15
 %
 
 
 
 
 
 
 
税金，所得税以外的税金($/boe)
$
3.89

 
$
3.56

 
 
 


29
目录

在截至2019年6月30日的六个月中，除所得税外的税费与截至2018年6月30日的六个月相比增加了200万美元，增幅为15%，原因是温室气体补贴成本增加，部分被较2018年6月30日结束的六个月的遣散税较低所抵销。*由于来自加利福尼亚州的免费许可减少，以及购买的那些许可的现货价格上升，温室气体排放许可成本增加，这两个因素都增加了所产生的排放的平均单位成本。在截至2019年的六个月里，遣散税的降低是免税额增加的结果。
其他营业费用
截至2019年6月30日的6个月，其他运营支出为400万美元，主要包括与2018年6月30日止6个月相比增加的超额放弃成本。
利息费用
截至2019年6月30日的六个月的利息支出与截至2018年6月30日的六个月相比增加了约100万美元或5%，原因是2026年票据在截至2019年6月30日的六个月内有六个月的利息，而截至2018年6月30日的六个月期间为四个半月。
重组项目，净额
重组项目净额在截至2019年6月30日的六个月中基本上没有支出，而在截至2018年6月30日的六个月中，主要来自退还为解决一般无担保债权人的债权而保留的未分配资金的收入为900万美元。
所得税费用(福利)
我们截至2019年6月30日的六个月的实际税率为29.2%，截至2018年6月30日的六个月为17.3%。实际税率上升主要是由于我们于2018年公布递延税项资产的估值免税额。
非公认会计原则财务措施

调整后的EBITDA，杠杆自由现金流和调整后的净收入(亏损)
调整后的EBITDA和调整后的净收入(亏损)不是净收入(亏损)的衡量标准，杠杆自由现金流量在所有情况下都不是由GAAP确定的现金流量的衡量标准。调整后的EBITDA、调整后的净收入(亏损)和杠杆自由现金流是我们财务报表的管理层和外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充非GAAP财务指标。
我们将调整后的EBITDA定义为利息支出前的收益；所得税；折旧、损耗和摊销；衍生产品收益或亏损(扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金)；减值；股票补偿费用；以及其他不寻常的、期外和不频繁的项目，包括重组成本和重组项目。我们将杠杆自由现金流定义为调整后的EBITDA减去资本支出、利息支出和股息。
我们的管理层相信，调整后的EBITDA为评估我们的财务状况、运营结果和现金流提供了有用的信息，并被业界和投资界广泛使用。该措施还允许我们的管理层更有效地评估我们的经营业绩，并在不考虑我们的融资方法或资本结构的情况下，在不同时期之间比较结果。杠杆自由现金流被管理层用作计划维护和内部增长机会以及对冲需求的资本分配的主要指标。它还可以用来评估我们的财务业绩，以及我们从业务中产生超额现金以偿还债务和支付股息的能力。
调整后的净收入(亏损)不包括影响收益的不寻常、期外和罕见项目的影响，这些项目变化很大且不可预测，包括衍生品收益和亏损等非现金项目。管理人员在比较结果期间和期间时使用此衡量标准。我们将调整后净收入(亏损)定义为根据衍生品收益或亏损调整后的净收入(亏损)，扣除为预定衍生品结算而收到或支付的现金，其他不寻常、期外和不经常项目，包括重组成本和重组项目，以及使用我们的有效税率进行这些调整的所得税费用或收益。
虽然调整后EBITDA、调整后净收入(亏损)和杠杆自由现金流量是非GAAP指标，但调整后EBITDA、调整后净收益(亏损)和杠杆自由现金流量计算中包含的金额是根据GAAP计算的。这些措施是对收入和流动性措施的补充，而不是替代措施。

30
目录

根据GAAP计算。某些被排除在调整后的EBITDA之外的项目是了解和评估我们的财务业绩的重要组成部分，例如我们的资本成本和税收结构，以及可折旧和可耗尽资产的历史成本。我们对调整后EBITDA、调整后净收入(亏损)和杠杆自由现金流的计算可能无法与其他公司使用的其他类似名称的衡量标准相比较。调整后的EBITDA、调整后净收入(亏损)和杠杆自由现金流量应与我们根据GAAP编制的财务报表中包含的信息一起阅读。
调整后的一般和行政费用是管理层使用的一种补充的非GAAP财务措施。我们将调整后的一般和行政费用定义为重组而调整的一般和行政费用以及其他非经常性成本和非现金股票补偿费用。管理层认为调整后的一般和行政费用是有用的，因为它允许我们更有效地比较不同时期的业绩。
我们在得出调整后的一般和行政费用时将上述项目排除在一般和行政费用之外，因为这些金额在性质上可能变化很大且不可预测，时间、金额和频率以及股票补偿费用本质上是非现金的。调整后的一般和行政费用不应被视为根据GAAP确定的一般和行政费用的替代，或比一般和行政费用更有意义。我们对调整后的一般费用和行政费用的计算可能无法与其他公司类似名称的其他措施相比较。
下表列出了非GAAP财务指标调整后EBITDA和杠杆自由现金流对GAAP财务指标的调节，即经营活动提供或使用的净收入(亏损)和净现金(视情况而定)。
 
三个月
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
 
(千)
调整EBITDA对净收入(亏损)的对账：
净收益(损失)
$
31,972

 
$
(34,098
)
 
$
(28,061
)
 
$
(2,126
)
 
$
(21,651
)
加(减)：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
利息费用
8,961

 
8,805

 
9,155

 
17,766

 
16,951

所得税费用(福利)
12,221

 
(13,098
)
 
(5,476
)
 
(877
)
 
(4,537
)
折旧、损耗和摊销
23,654

 
24,585

 
21,859

 
48,240

 
40,288

衍生损失(收益)
(17,827
)
 
63,124

 
78,143

 
45,297

 
112,787

预定衍生品结算收到(支付)现金净额
(3,326
)
 
14,904

 
(28,261
)
 
11,578

 
(46,110
)
其他营业费用
3,119

 
1,245

 
123

 
4,364

 
123

股票补偿费用
2,443

 
1,475

 
1,278

 
3,918

 
2,320

重组和其他非经常性成本
1,513

 
1,329

 
1,714

 
2,842

 
3,761

重组项目，净额
26

 
231

 
(456
)
 
257

 
(9,411
)
调整后EBITDA
$
62,756

 
$
68,502

 
$
50,018

 
$
131,258

 
$
94,521



31
目录

 
三个月
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
 
(千)
调整后的EBITDA和杠杆自由现金流量调节对经营活动提供(使用)的净现金：
经营活动提供(使用)现金净额(1)
$
71,362

 
$
19,111

 
$
(77,394
)
 
$
90,473

 
$
(49,548
)
加(减)：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
现金利息支付
1,272

 
14,000

 
644

 
15,272

 
3,298

现金重组项目(收据)付款
—

 
—

 
1,047

 
—

 
1,352

重组和其他非经常性成本
1,513

 
1,329

 
1,714

 
2,842

 
3,761

衍生提前终止付款
—

 
—

 
126,949

 
—

 
126,949

经营资产和负债的其他变化
(11,391
)
 
34,063

 
(2,942
)
 
22,672

 
8,709

调整后EBITDA
$
62,756

 
$
68,502

 
$
50,018

 
$
131,258

 
$
94,521

减去：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
资本支出-权责发生制
(56,645
)
 
(49,099
)
 
(38,531
)
 
(105,744
)
 
(54,928
)
利息费用
(8,961
)
 
(8,805
)
 
(9,155
)
 
(17,766
)
 
(16,951
)
宣布的现金股利
(9,710
)
 
(10,072
)
 
(5,651
)
 
(19,782
)
 
(11,301
)
杠杆自由现金流(2)
$
(12,560
)
 
$
526

 
$
(3,319
)
 
$
(12,034
)
 
$
11,341

__________
(1)
截至2019年3月31日的三个月包括每年第一季度发生的3700万美元的年度或半年付款，如半年利息和某些年度特许权使用费付款以及其他应计负债。
(2)
根据公司的定义，杠杆自由现金流包括在截至2019年6月30日的三个月内为预定衍生品结算支付的现金300万美元，在截至2019年3月31日的三个月内为预定衍生品结算收到的现金1500万美元，以及为截至2018年6月30日的三个月为预定衍生品结算支付的现金2800万美元。杠杆自由现金流包括在截至2019年6月30日的六个月中为预定衍生品结算收到的1200万美元的现金，以及为截至2018年6月30日的六个月为预定衍生品结算支付的4600万美元的现金。
下表列出了非GAAP财务指标调整后的净收入(亏损)与GAAP财务指标的净收入(亏损)的对账。
 
三个月
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
 
(千)
调整净收益(亏损)对净收入(亏损)的对账
净收益(损失)
$
31,972

 
$
(34,098
)
 
$
(28,061
)
 
$
(2,126
)
 
$
(21,651
)
加(减)：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油和天然气衍生品(收益)损失
(17,827
)
 
63,124

 
78,143

 
45,297

 
112,787

预定衍生品结算收到(支付)现金净额
(3,326
)
 
14,904

 
(28,261
)
 
11,578

 
(46,110
)
其他营业费用
3,119

 
1,245

 
123

 
4,364

 
123

重组和其他非经常性成本
1,513

 
1,329

 
1,714

 
2,842

 
3,761

重组项目，净额
26

 
231

 
(456
)
 
257

 
(9,411
)
合计加法(减法)，净额
(16,495
)
 
80,833

 
51,263

 
64,338

 
61,150

按实际税率调整的所得税(费用)效益
4,569

 
(22,471
)
 
(8,371
)
 
(18,787
)
 
(10,594
)
调整净收益(亏损)
$
20,046

 
$
24,264

 
$
14,831

 
$
43,425

 
$
28,905


下表列出了非GAAP财务计量调整的一般和行政费用与GAAP财务计量的一般和行政费用在每个指定期间的对账。

32
目录

 
三个月
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
 
(千)
调整的一般费用和行政费用调节为一般费用和行政费用：
G&A费用
$
16,158

 
$
14,340

 
$
12,482

 
$
30,498

 
$
24,466

减去：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
重组和其他非经常性成本
(1,513
)
 
(1,329
)
 
(1,714
)
 
(2,842
)
 
(3,761
)
非现金股票补偿费用(G&A部分)
(2,368
)
 
(1,424
)
 
(1,260
)
 
(3,792
)
 
(2,279
)
调整后的G&A
$
12,277

 
$
11,587

 
$
9,508

 
$
23,864

 
$
18,426

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
调整后的一般和行政费用($/MBOE)
$
4.92

 
$
4.63

 
$
3.95

 
$
4.77

 
$
3.87

流动性与资本资源
目前，我们预计我们的流动资金和资本资源的主要来源将是杠杆自由现金流，并在必要时根据RBL融资安排借款。根据市场状况和其他因素，我们已经发行并可能发行额外的股权和债务证券；然而，我们预计我们的业务将继续在当前商品价格下产生正的杠杆自由现金流，使我们能够为维护运营、有机增长、利息、股息和机会性回购我们的普通股或债务提供资金。我们相信我们的流动性和资本资源将足以在未来12个月内开展我们的业务和运营。
股票回购计划
2018年12月，我们的董事会通过了一项计划，以机会性回购高达1亿美元的我们的普通股。基于董事会对我们普通股市场状况的评估，他们根据该计划批准了高达5000万美元的初始回购。可以不时在公开市场、私下协商交易或其他方式进行购买。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定。购买可以在任何时间开始或暂停而无需通知，并且我们没有义务在任何期间或根本没有购买股份的义务。所收购的任何股份将可用于一般公司用途。
截至2019年6月30日的三个月，我们以每股10.90美元的平均价格回购了1，000，000股票，价格为1，100万美元，反映为国库股。在截至2019年6月30日的6个月中，我们以每股11.02美元的平均价格回购了3，200，162股票，价格为3500万美元，反映为国库股。截至2019年6月30日，公司根据股票回购计划共回购了3，648，823股票，回购金额为3900万美元。
现金股利
我们的董事会批准了2019年第一、第二和第三季度普通股每股0.12美元的季度现金股息。我们于2019年7月支付第二季度股息，并于2019年7月宣布第三季度股息，将于2019年10月支付。截至2019年7月31日，公司自开始实施分红计划以来，已宣布分红约4700万美元，并支付了3700万美元。
RBL设施
截至2019年6月30日，我们的借款基数为4亿美元，我们有3.86亿美元可根据RBL融资机制借款。在2019年6月30日，我们遵守了RBL机制下的金融契约。2019年4月，我们根据RBL融资机制完成了借款基数的重新确定，结果我们的借款基数设定在7.5亿美元，我们选择将贷款人承诺限制在4亿美元。借款基准重新确定在每年5月1日和11月1日左右生效，尽管我们和行政代理人可以在预定的重新确定之间进行一次临时重新确定。
公司组织

作为Berry LLC的母公司，Berry Corp.没有独立的资产或业务。Berry Corp.或Berry LLC对未来潜在注册债务证券的任何担保都是完全和无条件的。Berry Corp.和Berry LLC目前

33
目录

没有任何其他子公司。此外，对于Berry LLC通过分配或贷款向Berry Corp.分配资金的能力没有重大限制，而不是根据RBL融资安排。Berry Corp.或Berry LLC的任何资产都不代表受限制的净资产。

套期
我们通过商品套期保值计划，包括通过固定价格衍生品合约，保护了很大一部分预期现金流。我们对原油生产进行套期保值，以防止油价下跌，我们也对天然气采购进行套期保值，以防范价格上涨，以获取与我们的套期保值计划相关的风险信息，见“项目1A”。风险因素-与我们的业务和行业相关的风险“在我们的年度报告中。
截至2019年6月30日，我们有以下原油生产和天然气购买对冲，直到2019年7月31日都没有变化。
 
Q3 2019
 
Q4 2019
 
FY 2020
卖出的石油看涨期权(布伦特)：
 
 
 
 
 
套期保值量(MBBLS)
92

 
92

 
—

加权平均价格($/bbl)
$
81.00

 
$
81.00

 
$
—

购买的石油看跌期权(布伦特)：
 
 
 
 
 
套期保值量(MBBLS)
460

 
460

 
—

加权平均价格($/Bbl)
$
50.00

 
$
50.00

 
$
—

固定价格石油掉期(布伦特)：
 
 
 
 
 
套期保值量(MBBLS)
1,472

 
1,380

 
4,392

加权平均价格($/bbl)
$
72.64

 
$
72.21

 
$
65.70

固定价格石油交换(WTI)：
 
 
 
 
 
套期保值量(MBBLS)
92

 
92

 
121

加权平均价格($/bbl)
$
61.75

 
$
61.75

 
$
61.75

石油基差头寸(布伦特-WTI基差掉期)：
 
 
 
 
 
套期保值量(MBBLS)
46

 
46

 
—

加权平均价格($/bbl)
$
(1.29
)
 
$
(1.29
)
 
$
—

固定价格天然气采购交换(内核，已交付)：
 
 
 
 
 
套期保值卷(MMBtu)
4,600,000

 
4,295,000

 
13,725,000

加权平均价格($/MMBtu)
$
2.91

 
$
2.95

 
$
2.98

固定价格天然气采购交换(SoCal Citygate)：
 
 
 
 
 
套期保值卷(MMBtu)
460,000

 
460,000

 
1,525,000

加权平均价格($/MMBtu)
$
3.80

 
$
3.80

 
$
3.80

下表总结了我们对冲活动的历史结果。
 
三个月
 
六个月结束
 
June 30, 2019
 
March 31, 2019
 
June 30, 2018
 
June 30, 2019
 
June 30, 2018
原油(每桶)：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
已实现销售价格，未考虑衍生品结算影响
$
61.69

 
$
56.88

 
$
67.93

 
$
59.27

 
$
65.06

衍生沉降的影响
$
0.13

 
$
5.15

 
$
(14.71
)
 
$
2.65

 
$
(12.08
)
天然气(每MMBtu)：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
购买价格，衍生品结算前的影响
$
2.03

 
$
4.87

 
$
2.36

 
$
3.40

 
$
2.53

衍生沉降的影响
$
0.53

 
$
(0.59
)
 
$
—

 
$
(0.01
)
 
$
—

我们预计我们的业务将以目前的商品价格产生大量的现金流。作为原油套期保值计划的一部分，我们保护了到2020年的部分预期现金流。我们的低下降生产基地，加上我们稳定的运营成本环境，提供了对冲我们未来预期产量的大量资金的能力。减少

34
目录

在2019年第一季度至2019年第二季度的衍生品结算中，布伦特原油价格相对于各自的对冲执行价格上升，从而缩小了对冲影响。
现金流量表
以下是比较现金流量汇总：
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
(千)
现金净额：
 
 
 
运营活动提供的(用于)的
$
90,473

 
$
(49,548
)
投资活动中使用的
(107,379
)
 
(42,347
)
提供(用于)融资活动
(51,547
)
 
46,467

现金、现金等价物和限制现金净减少
$
(68,453
)
 
$
(45,428
)
经营活动
截至2019年6月30日的6个月，经营活动提供的现金与截至2018年6月30日的6个月相比增加了约1.4亿美元，主要是由于2018年第二季度某些对冲合同提前终止，石油销售和电力销售增加，衍生现金结算收入增加，被主要由于燃料成本上升和2018年8月首次支付的2026高级无担保票据的半年利息支付以及其他周转资本变化所抵消。
投资活动
以下是投资活动现金流的比较汇总：
 
六个月结束
六月三十日，
 
2019
 
2018
 
(千)
资本支出：(1)
 
 
 
石油和天然气性质的发展
$
(95,538
)
 
$
(37,609
)
购买其他财产和设备
(9,190
)
 
(7,760
)
财产的取得
(2,689
)
 
—

出售物业和设备及其他收益
38

 
3,022

投资活动使用的现金
$
(107,379
)
 
$
(42,347
)
__________
(1)基于实际现金支付而不是应计款项。
在截至2019年6月30日的六个月中，用于投资活动的现金与2018年同期相比增加了6500万美元，主要是由于根据2019年资本预算增加了资本支出。
筹资活动
截至2019年6月30日的六个月，融资活动使用的现金约为5200万美元，主要用于购买3600万美元的国库股票和支付约2000万美元的普通股股息，由RBL融资机制下用于每月周转资本波动的500万美元借款抵消。截至2018年6月30日的六个月，融资活动提供的现金约为4600万美元，主要通过发行本金总额4亿美元的2026年高级无担保票据和RBL融资安排下的额外借款9700万美元，由新信贷安排的偿还约4.1亿美元、购买2000万美元的国库股票、支付1100万美元的A系列优先股息和支付900万美元的债务发行成本抵销。

35
目录

资产负债表分析

下面讨论我们资产负债表从2018年12月31日到2019年6月30日的变化。
 
June 30, 2019
 
2018年12月31日
 
(千)
现金及现金等价物
$
227

 
$
68,680

应收帐款，净额
$
54,871

 
$
57,379

衍生工具资产-流动和长期
$
38,227

 
$
91,885

其他流动资产
$
22,250

 
$
14,367

物业，厂房和设备，净额
$
1,526,004

 
$
1,442,708

其他非流动资产
$
15,162

 
$
17,244

应付帐款和应计负债
$
127,110

 
$
144,118

衍生工具负债-流动和长期
$
7,615

 
$
—

长期债务
$
397,315

 
$
391,786

资产报废义务
$
102,291

 
$
89,176

其他非流动负债
$
25,148

 
$
14,902

权益
$
952,316

 
$
1,006,446


有关现金和现金等价物变化的讨论，请参阅“流动性和资本资源”。

应收账款减少300万美元，主要是由于对冲结算应收账款减少，但部分被销售期间的增加所抵消。

衍生工具资产和负债减少4600万美元，反映了我们的衍生品在每个提交的期末按市价计价的价值的下降，以及在该期间持有的头寸的变化。减少的原因是石油和天然气价格相对于我们衍生品合同的固定价格上升。
其他流动资产增加了800万美元，其中500万美元用于与我们的资本开发计划相关的材料库存，300万美元用于预付软件、保险和其他成本。
物业、厂房及设备增加8，300万美元，主要是由于石油及天然气物业的资本投资增加，以及与下文所述的资产报废责任时间的改变有关的成本增加，部分被与该等物业相关的累积折旧增加所抵销。

其他非流动资产减少200万美元，主要是由于债务发行成本的摊销。

应付帐款和应计负债的减少包括900万美元的特许权使用费支付，400万美元的减少是由于贸易和其他应付款和应计款项的支付时间，400万美元与我们的激励补偿计划有关，300万美元是较低的应计遣散税。资产报废义务的当前部分增加了300万美元，部分抵消了这些减少。

近600万美元的长期债务增加代表了我们RBL融资机制的借款和偿还活动。

资产报废义务的长期部分的增加主要反映了估计数增加了1800万美元，新井增加了200万美元，增长费用增加了300万美元。估计的变化是加州新的闲置油井法规在第二季度生效的结果。这加快了某些油井报废的时间。这些增加部分被800万美元期间结算的负债和300万美元资产退休债务的本期增加部分抵销。
其他非流动负债的增加，意味着在截至2019年6月30日的六个月里，为生产增加了1000万美元的温室气体负债，这笔债务将在2019年6月30日起的一年多后支付。
股本减少5400万美元是由于购买了3500万美元的国库股票和宣布的2000万美元的普通股股息。这些减少被200万美元的净亏损和400万美元的股票激励奖励所抵消。

36
目录

诉讼、索赔、承诺和或有事项
在正常业务过程中，我们或我们的子公司面临诉讼、环境和其他索赔以及其他可能寻求或可能寻求(除其他外)人身伤害、违约、财产损害或其他损失、惩罚性赔偿、民事处罚或禁令或声明救济等方面的赔偿。
我们为目前尚未解决的诉讼、索赔和诉讼积累准备金，当可能产生负债并且可以合理估计负债时。截至2019年6月30日和2018年12月31日，我们尚未记录任何储备余额。我们还评估了由于这些问题我们可能招致的合理可能损失的金额。我们相信，我们可能招致的超出资产负债表上应计准备金的合理可能亏损，不会对我们的综合财务状况或运营结果产生重大影响。

我们，或我们的子公司，或两者，已赔偿各方在未来与我们进行的交易中可能会招致的特定责任。截至2019年6月30日，我们不知道对我们提出的实质性赔偿要求尚未解决或受到威胁。

2019年4月，我们以非物质损失出售了太平洋燃气和电力公司破产案中的未决债权。

合同义务
在截至2019年6月30日的6个月内，我们达成协议，在自2019年8月起的8年内，以总计约1100万美元的价格替换我们在加利福尼亚州贝克斯菲尔德的办公室租约。我们目前写字楼租约下的年度成本，将于2019年结束，与新租约下的成本相似。
最近通过的会计和披露变更

见本表格10-Q第一部分第1项合并财务报表附注中的附注1，列报依据。

关于前瞻性陈述的警示说明

本招股说明书或任何附带的招股说明书附录中包含或引用的信息包括前瞻性陈述，涉及可能对我们的预期运营结果、流动性、现金流和业务前景产生重大影响的风险和不确定因素。此类陈述具体包括我们对公司未来财务状况、流动性、现金流、运营结果和业务战略、潜在收购机会、其他运营计划和目标、维护资本需求、预期生产和成本、储备、对冲活动、资本支出、资本回报、改善恢复因素和其他指导的预期。实际结果可能与预期结果不同，有时是实质性的，报告的结果不应被视为未来表现的指标。您通常可以通过目标、预期、可实现、相信、预算、继续、可能、努力、估计、预期、预测、目标、指导、打算、可能、目标、展望、计划、潜在、预测、项目、寻求、应该、目标、意志或意志等词语来识别前瞻性陈述，以及反映事件或结果的前瞻性性质的其他类似词语。对于任何这样的前瞻性陈述，包括对这些前瞻性陈述背后的假设或基础的陈述，我们警告，虽然我们认为这些假设或基础是合理的，并真诚地作出，但假设的事实或基础几乎总是与实际结果不同，有时是实质性的。可能影响我们的实质性风险在本招股说明书的“风险因素”、任何适用的招股说明书补充以及通过引用并入的文件中进行了讨论，包括我们最近的10-K年度报告。
可能导致结果不同的因素(但不一定是所有因素)包括：
•
石油、天然气和天然气价格波动；
•
天然气的价格和可获得性；
•
我们使用衍生工具管理商品价格风险的能力；
•
我们获得许可证和其他方面的能力，以满足我们提出的钻探时间表，并成功钻探生产商业上可行数量的石油和天然气的油井；

37
目录

•
环境、健康和安全以及其他政府法规的影响，以及当前、待定或未来立法的影响；
•
与估计已探明储量和相关未来现金流量有关的不确定性；
•
我们通过勘探和开发活动替换我们的储量的能力；
•
我们有能力获得及时和可用的钻井和完井设备以及船员的可用性，以及获得钻井、完井和作业井所需的资源；
•
税法变更；
•
竞争的影响；
•
我们进行收购和成功整合任何被收购业务的能力；
•
市场电价波动和蒸汽成本；
•
商品价格下跌引起的资产减值；
•
大型或多个客户对合同义务的违约，包括实际或潜在破产导致的违约；
•
我们业务的地理集中；
•
内部控制无效；
•
对气候变化和其他空气质量问题的关注；
•
灾难性事件；
•
诉讼；
•
我们留住高级管理人员和关键技术员工的能力；以及
•
信息技术故障或网络攻击。
除法律要求外，我们不承担任何责任在作出前瞻性陈述之日之后公开发布对前瞻性陈述进行任何修改的结果。
本招股说明书中包括的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确受到本警示声明的限制。本警告性声明也应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一起考虑。
项目3.市场风险的定量和定性披露
截至2019年6月30日止三个月，根据S-K法规第305项要求提供的信息没有重大变化，该信息包含在标题管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析(合并项目7A)-2018年年度报告中关于市场风险的定量和定性披露中，但下文讨论的除外。
价格风险
我们最大的市场风险与石油，天然气和天然气的价格有关。管理层预计能源价格仍将保持不可预测和潜在的波动。当能源价格大幅下跌或上涨时，收入和现金流同样会受到未加对冲的影响。此外，如果大宗商品价格大幅下跌，可能需要对我们的石油和天然气资产进行非现金减记。
我们已经对我们预期的原油产量和天然气采购需求的很大一部分进行了对冲，以减少对大宗商品价格波动的敞口。我们使用掉期、看涨和看跌等衍生品进行套期保值。我们不为投机性交易目的而签订衍生品合约，我们也没有将我们的衍生品作为现金流或公允价值套期保值。我们不断地考虑我们的石油生产和天然气采购的水平，认为根据不同的品种进行套期保值是合适的

38
目录

这些因素包括(其中包括)当前和未来预期商品价格、我们的整体风险状况(包括杠杆、规模和规模)，以及当时适用的任何信贷工具或其他债务工具中对套期保值的任何要求或限制。目前，我们的套期保值计划主要由掉期和看跌组成。
我们使用利用市场报价和定价分析的估值技术来确定我们的石油和天然气衍生品的公允价值。输入包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据的汇编中生成的远期价格曲线。我们通过了解使用的估值输入、从其他定价来源获取市场价值、在某些情况下分析定价数据并确认这些工具在活跃市场进行交易，来验证第三方提供的数据。截至2019年6月30日，我们对冲头寸的公允价值约为3100万美元的净资产。石油和天然气指数价格在2019年6月30日价格之上上涨10%将导致资产净值约为30万美元，这意味着我们衍生品头寸的公允价值减少约3000万美元；相反，石油和天然气指数价格低于2019年6月30日价格下降10%将导致资产净值约为8200万美元，这意味着公允价值增加约5200万美元。有关衍生活动的其他信息，请参阅注3。
与我们的衍生产品合约有关而确认的实际损益完全取决于衍生产品合约所提供的指定结算日期相关商品的价格。
项目4.控制和程序
截至本报告所述期间结束时，我们的总裁兼首席执行官和执行副总裁兼首席财务官监督并参与了我们对我们的披露控制和程序(根据1934年“证券交易法”第13a-15(E)和15d-15(E)条的定义)的评估。基于这一评估，他们各自得出结论，我们的披露控制和程序自2019年6月30日起有效。
本公司对财务报告的内部控制在2019年第二季度没有发生重大影响或相当可能对公司对财务报告的内部控制产生重大影响的变化。
第二部分-其他信息
项目1.法律程序
有关法律诉讼的信息，请参阅本表格10-Q第一部分简明综合财务报表的附注4和年报中包括的截至2018年12月31日止年度的综合财务报表附注7。
第1A项危险因素
在我们的业务过程中，我们受到各种风险和不确定因素的影响。有关此类风险和不确定性的讨论可在“项目1A”标题下找到。风险因素“在我们的年度报告中。

39
目录

项目2.股权证券的未登记销售和收益的使用和发行人购买股权证券

股票回购计划
2018年12月13日，我们的董事会宣布已通过一项计划，以机会性回购高达1亿美元的我们的普通股。基于董事会对我们普通股市场状况的评估，他们根据该计划批准了高达5000万美元的初始回购。可以不时在公开市场、私下协商交易或其他方式进行购买。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定。购买可以在任何时间开始或暂停而无需通知，并且我们没有义务在任何期间或根本没有购买股份的义务。所收购的任何股份将可用于一般公司用途。
截至2019年6月30日的三个月，我们以每股10.90美元的平均价格回购了1，000，000股票，价格为1，090万美元，反映为国库股。截至2019年6月30日，公司根据股票回购计划共回购了3，648，823股份，回购金额为3，920万美元。
周期
 
购买股份总数
 
每股平均支付价格
 
作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股份总数
 
根据计划可能购买的股份的近似美元价值
April 1 - 30, 2019
 
—

 
$
—

 
—

 
$
—

May 1 - 31, 2019
 
927,588

 
$
10.90

 
927,588

 
$
10,108,000

June 1 - 30, 2019
 
72,412

 
$
10.91

 
72,412

 
$
790,000

共计
 
1,000,000

 
$
10.90

 
1,000,000

 
$
10,898,000


40
目录

物品·6···展品
展品编号
 
描述
3.1
 
贝瑞石油公司经修改和恢复的公司注册证书(参照公司S-1表格注册声明(第333-226011号文件)附件3.1合并)
3.2
 
公司注册证书修改证书(参照2018年7月30日提交的8-K表格附件3.2合并)
3.3
 
贝瑞石油公司第二次修订和恢复的章程(参照2018年7月30日提交的表8-K的附件3.3合并)
3.4
 
贝瑞石油公司A系列可转换优先股指定证书(参照公司S-1登记表(第333-226011号文件)附件3.4合并)
3.5
 
指定证书修改证书(参照2018年7月30日提交的表格8-K·表附件3.1合并)
31.1*
 
第302节·首席执行官的认证
31.2*
 
第302节首席财务官认证
32.1*
 
第906节·首席执行官和首席财务官认证
101.INS*
 
XBRL实例文档
101.SCH*
 
XBRL分类扩展架构文档
101.CAL*
 
XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF*
 
XBRL分类扩展定义链接库文档
101.LAB*
 
XBRL分类扩展标签链接库数据文档
101.PRE*
 
XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase文档
__________
*
在此存档。





41
目录

常用术语词汇表
以下是本报告中可能使用的某些术语的缩写和定义，这些术语通常在石油和天然气行业中使用：
“调整后的EBITDA”是一种非GAAP财务指标，其定义为利息支出前的收益；所得税；折旧、损耗和摊销；衍生工具收益或亏损(扣除为预定衍生工具结算而收到或支付的现金)；减值；股票补偿费用；以及其他不寻常的、期外和不频繁的项目，包括出售资产的收益和亏损、重组成本和重组项目。
“调整后的G&A”或“调整后的一般和行政费用”是一种非GAAP财务指标，定义为重组和其他非经常性成本和非现金股票补偿费用进行调整的一般和行政费用。
“调整后净收入(亏损)”是一种非GAAP财务指标，其定义为根据衍生工具收益或亏损进行调整的净收入(亏损)，扣除为预定衍生工具结算而收到或支付的现金，其他不寻常、期外和不经常项目，包括重组成本和重组项目以及使用我们的有效税率进行这些调整的所得税费用或收益。
“API”重力是指基于美国石油学会开发的特定重力标度的石油液体的相对密度，以度表示。
“盆地”是指沉积岩堆积较厚的大面积。
“BBL”是指一个库存罐桶，或42加仑液体体积，用于石油或其他液态碳氢化合物。
“Bcf”指10亿立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“BLM”指的是美国土地管理局。
“BOE”是指石油当量桶，使用1桶油、凝析油或天然气液体与6毫升天然气的比率确定。
“Boe/d”表示每天的Boe。
“盈亏平衡”是指我们预期产生正杠杆自由现金流的布伦特价格。
“布伦特”是指从北海英国区段的布伦特油田生产的每桶轻质低硫原油以美元支付的参考价格。
“Btu”指的是一个英国热量单位-一种测量将一磅重的水在海平面上升高华氏1度的温度所需的能量值。
“完成”是指安装生产石油或天然气的永久性设备。
“凝析油”是指在原始油藏温度和压力下存在于气相中的烃的混合物，但当产生时，在表面压力和温度下处于液相中。
“DD&A”指折旧，损耗和摊销。
“开发钻井或开发井”是指在先前发现的油田中钻到已知生产地层的井，通常抵消同一或相邻石油和天然气租约上的生产井。
“硅藻土”是指主要由硅质、硅藻壳组成的沉积岩。
“差价”是指从既定的现货市场价格调整石油或天然气的价格，以反映石油或天然气的质量和/或地点的差异。
“下行间距”是指为了更好地开发油藏而在已知生产井之间钻出的额外井。

42
目录

“提高采收率”是指一种增加油田可采油量的技术。
“提高采收率”意味着提高采收率。
“估计最终采收率”或“欧元”是指截至给定日期的剩余储量和截至该日期的累计产量的总和。欧元是以石油和天然气的组合为基础显示的。
“勘探活动”是指石油和天然气作业的初始阶段，包括勘探或勘探区块的产生和勘探井的钻探。
“领域”是指由单个油藏或多个油藏组成的区域，这些油藏全部聚集在同一个别地质构造特征或地层条件上或与之相关。
“地层”是指具有不同于附近岩石的明显特征的岩层。
“破裂”是指机械地在与变质岩中的叶理或解理无关的岩石内产生裂缝或破裂面，以便通过将孔隙连接在一起来增强岩石的渗透性。
“天然气”或“天然气”是指地下储油库中天然存在的较轻的碳氢化合物和相关的非烃物质，在大气条件下基本上是气体，但可能含有液体。
“总英亩”或“总水井”是指我们在其中拥有工作权益的总英亩或水井(视情况而定)。
“由生产持有”是指矿产租约所涵盖的面积，只要该财产生产最低支付数量的石油或天然气，公司就有权经营该财产。
“Henry Hub”是路易斯安那州埃拉特市天然气管道系统上的一个分销枢纽。
“水力压裂”是指通过将流体和支撑剂(通常是沙子)的混合物在高压下强制进入地层来刺激生产的过程。这会在储层岩石中产生人工裂缝，从而增加渗透率。
“水平钻井”是指侧向钻井的井眼。
“ICE”指洲际交易所。
“加密钻井”是指在小于现有间距的情况下钻井一口或多口井，以更充分地排出油藏。
“注入井”是指注入水、气体或蒸汽的井，其主要目的通常是保持储层压力和/或提高油气采收率。
“IOR”意味着提高了石油采收率。
“租赁”是指石油或天然气资产的全部或部分权益，授权租赁所有者钻探、生产和销售石油和天然气，以换取任何或全部租金、奖金和特许权使用费。租约一般是从私人土地所有者(收费租约)以及联邦和州政府持有的土地面积上获得的。
“MBBL”是指1000桶石油，凝析油或NGL。
“MBOE”是指1000桶石油当量。
“MBoe/d”是指每天的MBoe。
“mcf”是指1000立方英尺，这是天然气体积的计量单位。
“MMBbl”是指一百万桶石油，凝析油或NGL。
“MMBoe”是指一百万桶石油当量。

43
目录

“MMBtu”意思是一百万Btus。
“MMcf”指一百万立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“MMcf/d”指MMcf每天。
“MW”的意思是兆瓦。
“净英亩”或“净井”是总英亩或水井(视属何情况而定)所拥有的部分工作权益的总和，以整数及其分数表示。
“净收入利息”是指所有工作利益，减去所有特许权使用费、压倒特许权使用费、非参与特许权使用费、净利利息或石油和天然气生产的类似负担或按产量衡量的类似负担。
“NGL”指天然气液体，是天然气中所含的烃类液体。
“NYMEX”是指纽约商品交易所。
“油”是指原油或凝析油。
“经营者”是指对工作权益所有人负责勘探、开发和生产油气井或租赁的个人或公司。
“PDNP”是“已证明的已开发？非生产”的缩写。
“PDP”是证明发达生产的缩写。
“渗透率”是指岩石传输流体的能力或测量能力。
“发挥”是指区域分布的石油和天然气聚集。资源层的特征是连续的、空中广泛的油气聚集。
“孔隙度”是指每单位体积岩石的总孔隙体积。
“PPA”是电力购买协议的缩写。
“生产成本”是指为运营和维护油井及相关设备和设施而发生的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本以及运营和维护这些油井和相关设备和设施的其他成本。有关生产成本的完整定义，请参阅SEC的法规·S-X，·规则4-10(A)(20)。
“生产井”是指正在生产石油、天然气或者有能力生产的井。
“支撑剂”是指在水力压裂处理后与压裂液混合以保持裂缝开放的大小颗粒。
“远景”是指基于支持的地质、地球物理或其他数据以及使用合理预期价格和成本的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物的潜力的特定地理区域。
“已探明的已开发储量”是指利用现有的设备和作业方法，可以通过现有井开采的储量。
“已探明的已开发生产储量”是指利用现有的设备和作业方法，通过现有的井进行开采的储量。
“已探明储量”是指石油、天然气和气液的估计数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定从给定的日期起，从已知的储层开始，在合同签订之前的现有经济条件、作业方法和政府规章下，经济上是可开采的。

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目录

提供操作权到期，除非有证据表明续订是合理确定的，无论是确定性还是概率性方法用于估计。提取碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
“已探明未开发钻探地点”是指为了恢复已探明的未开发储量，可以按照井距规则钻探开发井的地点。
“已探明未开发储量”或“已探明储量”是指预计从未钻探面积的新井或需要较大支出重新完成的现有井中回收的已探明储量。未钻探面积的储量仅限于那些直接抵消开发间距区域的储量，这些开发间距区域在钻井时可以合理确定产量，除非存在使用可靠技术的证据，从而在更远的距离建立经济可生产性的合理确定性。未钻探地点只有在通过了表明计划在五年内钻探的开发计划后，才能被归类为已探明未开发储量，除非具体情况需要更长的时间。已探明未开发储量的估计不归因于考虑应用流体注入或其他改进的采油技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。
“PV-10”是一种非GAAP？财务指标，代表来自已探明油气储量的估计未来现金流入的现值，减去未来开发和生产成本，折现为每年10%，以反映未来现金流的时间，并使用SEC为该期间规定的定价假设。虽然这一措施不包括所得税的影响，因为它在使用标准化措施计算时会这样做，但它确实在与其他公司的比较基础上，在不同时期提供了公司相对价值的指示性表示。
“实现价格”是指现金市场价格减去所有预期质量、运输和需求调整。
“合理确定性”的意思是高度自信。有关合理确定性的完整定义，请参阅SEC的法规·S-X，规则4-10(A)(24)。
“重新完井”是指在不同于先前完井的地层中的现有井筒中进行生产的完井。
“储量”是指预计到某一特定日期，通过将开发项目应用于已知储量，预计经济上可开采的石油和天然气及相关物质的估计剩余量。此外，必须存在，或者必须存在合理的预期，即存在合法的生产权利或生产中的收入利益，安装了向市场运送石油和天然气或相关物质的工具，以及实施项目所需的所有许可证和融资。不应将储量分配给被主要的潜在封闭性断层隔开的相邻油藏，直到这些油藏被渗透并评估为经济可采为止。不应将储量分配给非生产性油气藏(即没有油层、构造上的低油层或阴性测试结果)明显与已知聚集物分离的地区。这些区域可能包含潜在资源(即，潜在可从未发现的堆积中回收的资源)。
“储层”是指多孔的、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或石油的自然积聚，由不透水的岩石或水屏障限制，并且是独立的，与其他储层分开。
“资源”是指估计存在于天然储集层中的石油和天然气的数量。资源的一部分可以被估计为是可恢复的，而另一部分可以被认为是不可恢复的。资源包括已发现的和未发现的积累。
“特许权使用费”是指支付给矿业权所有人的份额，以石油和天然气生产和销售的总收入的百分比表示，不受与钻探、完成和经营受影响油井有关的费用的影响。
“特许权使用费权益”是指在石油和天然气财产中的权益，使所有者有权享有石油和天然气生产的股份，而不承担勘探、开发和生产运营的成本。
“证券交易委员会定价”是指根据美国证券交易委员会目前的指导方针和会计规则根据截至给定日期的12个月中每个月的第一天石油和天然气价格的未加权算术平均数计算出的石油和天然气价格参数计算的价格。

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目录

“地震数据”是指通过将能量波发射到地球并记录波反射以指示地下岩层的类型、大小、形状和深度的勘探方法产生的数据。·2-D·地震提供二维信息，3-D·地震提供三维视图。
“间距”是指同一油藏生产井之间的距离。间距通常以英亩表示，例如·40英亩·间距，通常由监管机构确定。
“蒸汽驱”是指循环或连续注汽。
“标准化措施”是指通过将年终价格应用于已探明储量的估计未来产量来估计未来净现金流。未来的现金流入是通过基于期末成本的估计未来生产和开发成本来减少的，以确定税前现金流入。未来所得税(如果适用)的计算方法是将法定税率应用于石油和天然气资产中超出我们税基的税前现金流入。所得税后的未来现金净流入使用10%的年度贴现率进行贴现。
“条带定价”是指使用美国证券交易委员会当前指导方针和会计规则确定的石油和天然气价格参数计算的定价，但基于在给定日期生效的ICE(Brent)石油和NYMEX Henry Hub天然气合同平均年度价格的定价除外，以反映该日期的市场预期。
“未开发面积”是指租赁面积，其上的井尚未钻探或完成，以允许商业数量的石油和天然气的生产，而不论该面积是否包含已探明的储量。
“单位”是指将水库或油田的所有或基本上所有权益(而不是单个地块)结合起来，以提供开发和运营，而不考虑单独的财产权益。此外，单元化协议涵盖的区域。
“未探明储量”是指被认为比已探明储量更不确定被回收的储量。未探明储量可进一步细分，以表示逐渐增加的可采性不确定性，并包括可能储量和可能储量。
“井眼”是指在已完成的井上为自然资源生产而配备的钻头所钻的孔。也称为井或钻孔。
“工作权益”是指石油和天然气租赁中的权益，使持有者有权自费在租赁的物业上进行钻井和生产作业，并在扣除地主的特许权使用费、任何压倒一切的特许权使用费、生产成本、税收和其他成本后，获得可归因于该权益的净收入。
“修井”是指对生产井进行维护，以恢复或增加产量。
“WTI”的意思是西德克萨斯中级。


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签名

根据1934年“证券交易法”的要求，登记人已正式安排以下签署人代表其签署本报告，并正式授权。

 
 
 
 
 
 
 
贝瑞石油公司
 
 
(注册人)
 
 
 
日期：
八月·2019年8月·2019年
/s/Cary Baetz
 
 
凯里·贝茨
 
 
执行副总裁和
 
 
首席财务官
 
 
(首席财务官)
 
 
 
 
 
 
日期：
八月·2019年8月·2019年
/s/M.S.舵面
 
 
迈克尔·S·赫尔姆
 
 
首席会计官
 
 
(首席会计干事)


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