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美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | | 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告 |
截至本財政年度止12月31日, 2022
或
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| ☐ | | 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的過渡報告 |
由_至_的過渡期
佣金文件編號001-38606
貝瑞公司(Berry Corporation)
(註冊人的確切姓名載於其章程)
| | | | | | | | |
特拉華州 (註冊成立的國家或組織) | | 81-5410470 (國際税務局僱主身分證號碼) |
達拉斯大道16000號, 500套房
達拉斯, 德克薩斯州75248
(661) 616-3900
(主要執行辦公室地址，包括郵政編碼
註冊人的電話號碼，包括區號)：
根據該法第12(B)條登記的證券：
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每個班級的標題 普通股，每股票面價值0.001美元 | 交易符號 Bry | 註冊的每個交易所的名稱 納斯達克全球精選市場 |
根據該法第12(G)條登記的證券：無
如果註冊人是證券法規則405中定義的知名經驗豐富的發行人，請用複選標記表示。是☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。是☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短時間內)提交了1934年《證券交易法》第13條或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。是 ☒ No ☐
用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則第405條(§232.405)要求提交的每個交互數據文件。是 ☒ No ☐
用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。見《交易法》第12b-2條規則中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
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大型加速文件服務器☐ | | 加速文件管理器☒ | | 非加速文件服務器☐ | | 規模較小的報告公司☐ |
新興成長型公司☒ | | | | | | |
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。☐
用複選標記表示登記人是否為空殼公司(如該法第12b-2條所界定)。是☐ No ☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。☐
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐
非關聯公司持有的有投票權和無投票權普通股的總市值，是根據登記人最近完成的第二財季的最後一個營業日普通股的最後出售價格計算的，總市值為#美元。501.6百萬美元。
截至2023年1月31日的已發行普通股：75,767,503
以引用方式併入的文件
公司與年度股東大會(將於2023年5月23日舉行)有關的最終委託書將在公司截至2022年12月31日的財政年度結束後120天內提交給證券交易委員會，並在本文所述範圍內通過引用併入第三部分。
目錄表 | | | | | |
第一部分 | |
項目1和2.業務和物業 | 1 |
我公司 | 1 |
漿果的優勢 | 2 |
我們的業務戰略 | 4 |
我們的資本計劃 | 6 |
我們的業務範圍--E&P | 7 |
我們的油井維修和報廢業務 | 9 |
我們的資產和生產信息 | 10 |
我們的儲備 | 12 |
回收方法和營銷安排 | 22 |
物業的標題 | 24 |
競爭 | 24 |
季節性 | 25 |
監管事項 | 25 |
人力資本資源 | 37 |
企業信息 | 38 |
第1A項。風險因素 | 39 |
項目1B。未解決的員工意見 | 67 |
項目3.法律訴訟 | 67 |
項目4.礦山安全信息披露 | 68 |
第II部 | |
項目5.登記人普通股的市場、相關股東事項和發行人購買股權證券 | 69 |
第六項。[已保留] | 71 |
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析 | 72 |
高管概述 | 72 |
我們如何規劃和評估運營 | 73 |
營商環境和市場狀況 | 76 |
某些經營和財務信息 | 79 |
| |
經營成果 | 81 |
流動性與資本資源 | 86 |
資產負債表分析 | 97 |
非公認會計準則財務指標 | 98 |
| |
關鍵會計政策和估算 | 103 |
通貨膨脹率 | 106 |
有關前瞻性陳述的注意事項 | 107 |
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露 | 109 |
項目8.財務報表和補充數據 | 111 |
財務報表和補充數據索引 | 111 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 112 |
合併資產負債表 | 113 |
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合併業務報表 | 114 |
股東權益合併報表 | 115 |
合併現金流量表 | 116 |
合併財務報表附註 | 117 |
補充石油和天然氣數據(未經審計) | 150 |
項目9.會計和財務披露方面的變更和與會計師的分歧 | 156 |
第9A項。控制和程序 | 156 |
項目9B。其他信息 | 157 |
第三部分 | |
項目10.董事、高級管理人員和公司治理 | 158 |
項目11.高管薪酬 | 158 |
項目12.某些受益所有人和管理層的擔保所有權 | 158 |
第十三項特定關係和關聯交易與董事獨立性 | 158 |
項目14.主要會計費用和服務 | 158 |
第IV部 | |
項目15.展品 | 159 |
項目16.表格10-K摘要 | 162 |
常用術語詞彙 | 163 |
簽名 | 170 |
本報告中提出的財務資料和某些其他資料已四捨五入為最接近的整數或最接近的小數。因此，一列數字的總和可能與本報告某些表格中為該列提供的總數不完全一致。此外，本報告中提出的某些百分比反映了根據四捨五入前的基本信息進行的計算，因此，可能與相關計算基於四捨五入的數字得出的百分比不完全一致，或可能因四捨五入而不符合總和。
第一部分
項目1和2.業務和物業
“貝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，這是一家特拉華州的公司，是其三家特拉華州有限責任公司子公司的唯一成員：(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)和(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”)。根據上下文，“公司”、“我們”、“我們”或類似的詞語指的是Berry Corp.及其合併子公司Berry LLC，截至2021年10月1日，這還包括C&J Management和C&J。
我公司
我們是美國西部一家獨立的上游能源公司，專注於加州聖華金盆地(100%石油)和猶他州尤塔盆地(石油和天然氣)的陸上、低地質風險、長期常規儲量，在加州擁有油井維護和廢棄能力。自2021年10月1日以來，我們經營兩個業務部門：(I)勘探和生產(“E&P”)和(Ii)油井服務和廢棄(“CJWS”)。
總體而言，我們勘探和開發業務中的資產具有高石油含量的特點(我們在加州的資產是100%石油)，並且主要位於人口較少的農村地區。在加利福尼亞州，我們專注於常規的淺層油藏，與非常規資源相比，這些油藏的鑽井和完井成本相對較低。加州石油市場的定價主要受布倫特原油的影響，通常實現了相對於西德克薩斯中質原油的溢價。我們在加州的所有資產都位於聖華金盆地富含石油的儲油層中，該盆地有150多年的生產歷史，仍有大量石油儲量。由於盆地漫長的歷史產生了大量的數據，其儲集層特徵和低地質風險機會得到了很好的理解。我們還在猶他州烏伊塔盆地富含石油的儲油層中擁有上游資產。
2021年10月1日，我們完成了對加州最大的上游油井維修和報廢業務之一的收購，該業務以C&J油井服務(“CJWS”)的形式運營，構成了我們的油井維修和報廢部門。CJWS在加州為石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，重點是油井維修、油井廢棄服務和水上物流。CJWS的服務包括基於鑽井平臺和連續油管的油井維護和修井服務、重完井服務、流體管理服務、捕魚和租賃服務，以及其他輔助油田服務。此外，CJWS在油井生產壽命結束時對油井進行封堵和廢棄服務，我們相信這將基於閒置油井的巨大市場為Berry創造戰略增長機會。
自2018年7月首次公開募股(IPO)以來，我們展示了我們對股東價值最大化的承諾，並通過分紅和購股向股東返還大量資本。2022年，我們通過啟動股東回報模式強化了這一承諾，該模式將在下文進一步討論，旨在利用我們的低下降率和對成本結構的高度可見性，為股東帶來最大回報。在這個定義明確的股東回報模型下，我們根據2022年產生的2億美元調整後自由現金流(定義和討論)宣佈了每股1.54美元的可變股息。我們還宣佈2022年固定股息為0.24美元。包括與2022年第四季度相關的固定和可變股息，自IPO以來，我們將向股東返還3.28億美元，佔我們IPO收益的298%，其中包括2.24億美元的固定和可變股息，以及1.04億美元的回購1050萬股，佔我們截至2022年12月31日的流通股的14%。
我們的股東回報模式於2022年1月1日生效。與我們的商業模式一樣，這種股東回報模式很簡單，表明了我們對優化資本配置和向股東回報的承諾。該模型基於我們的調整自由現金流(以前稱為自主自由現金流)，其定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指優化給定年份的生產量所需的資本支出，其定義為
資本開支，如適用，不包括(I)與戰略業務擴張有關的勘探及開發資本開支，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動，以提高產量以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本開支；(Iii)與附屬可持續發展計劃有關的公司開支；及/或(Iv)其他可自由支配且與維持核心業務無關的開支。預計2022年調整後自由現金流的初始分配為：(A)60%主要以每季度支付的可變現金股息的形式支付，以及機會性債務回購；以及(B)40%可用於機會性增長，包括來自我們廣泛的鑽探機會庫存、推進我們的短期和長期可持續發展計劃、股票回購和/或資本保留。調整後自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購或其他可自由支配支出，因為我們有未從這一衡量標準中扣除的非可自由支配支出。調整後的自由現金流量是一種非公認會計準則的財務計量。有關調整後的自由現金流量與經營活動提供的現金的對賬，請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務計量”，我們最直接的可比財務計量是根據GAAP計算和列報的。
我們在2022年的調整後自由現金流為2億美元，其中我們將以股息和股票回購的形式向股東返還1.89億美元，特別是1.19億美元的可變現金股息，(Ii)1900萬美元的固定現金股息和(Iii)5100萬美元的股票回購。
2023年2月初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的計劃。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年第一季度開始，調整後自由現金的分配將是(A)80%主要以機會性債務或股票回購的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。
我們相信，在我們低下滑的石油加權生產基地成功執行我們的戰略，再加上具有吸引力的全週期經濟的已確定鑽探地點的廣泛庫存，將支持我們產生自由現金流的目標，這將為我們的運營提供資金，優化資本效率並最大化股東回報。我們還努力保持低槓桿形象，並通過大宗商品價格週期探索有吸引力的有機和戰略增長。我們的戰略包括主動參與推動我們行業和影響我們運營的多種力量，無論是積極的還是消極的，以最大限度地利用我們的資產，為股東創造價值，並支持與安全、更高效和更低排放的運營相一致的環境目標。作為為股東創造長期價值的承諾的一部分，我們致力於以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們相信，石油和天然氣仍將是未來能源格局的重要組成部分，我們的目標是安全、負責任地開展業務，同時通過與利益相關者的接觸來支持經濟穩定和社會公平。我們認識到石油和天然氣行業在能源轉型中的作用，主張可再生能源和常規能源共存。我們致力於成為能源過渡解決方案的一部分，繼續為我們的社區提供安全和負擔得起的能源。
漿果的優勢
我們商業模式的基礎是我們的基礎產量，也就是我們現有的生產油井的產量。我們的目標是保護我們的基礎產量，並將其降幅降至最低，目標是逐年保持相對穩定的產量水平。就這一目標而言，我們的基礎產量平均佔我們年產量的90%以上，其餘10%來自鑽探新井、側鑽井和現有油井的修井。2022年，我們的基地產量佔我們總產量的94%。我們的公司年遞減率在十幾歲左右，可控，擁有大量新的鑽井和修井機會以及可預測的成本，這為我們提供了可見性
潛在的現金流選擇。我們能夠在新鑽探和繞道修井之間進行資本配置，以應對監管延遲或其他因素，從而在不確定的市場和監管環境中提供進一步的穩定性。這些優勢，再加上有效對衝未來預期產量的材料數量的能力，使我們的現金流與典型的資源運作相比具有可見性，並可以在典型的大宗商品價格週期中產生大量現金流。
我們相信，以下競爭優勢將使我們能夠成功執行我們的業務戰略，實現產生自由現金流為我們的運營提供資金、優化資本效率和最大化股東回報的目標。我們還努力保持低槓桿率，並通過大宗商品價格週期探索有吸引力的有機和戰略增長：
•穩定、長期、石油加權的常規資產基礎，產量遞減率低且可預測。我們幾乎所有的利益都集中在幾十年來生產石油的資產上。因此，大多數地質和儲集層特徵都得到了很好的瞭解，新開發井的結果通常是可預測的、可重複的，而且比非常規資源具有更低的風險。我們的物業，特別是位於加利福尼亞州的物業，其特點是儲量壽命長，產量遞減率低，開發成本結構穩定，地質風險低，開發鑽探機會可預測生產情況。我們目前的企業年下降率在十幾歲左右，這是可控的，與非傳統資源相比，我們的現金流提供了更好的可見性。在加利福尼亞州，我們現有油井的基礎產量幾乎不需要額外資本來繼續生產，通常至少提供了維持相對穩定水平所需產量的90%。剩下的10%來自鑽探新井、側鑽和現有油井的修井。我們的資產性質也為我們提供了巨大的資本靈活性(下文進一步討論)，並有能力有效地對衝未來預期產量的大量資金，進一步提高了對我們現金流的可見性。
•低地質風險的大量庫存確定了鑽探機會，具有誘人的全週期經濟、高度的運營控制力以及穩定的開發和生產成本環境，提供了資本靈活性。從歷史上看，我們能夠在典型的大宗商品價格週期中產生誘人的回報率和正的自由現金流。鑑於我們有能力獲得必要的許可和批准來鑽探新油井和側鑽以及修井現有油井，我們相信我們將能夠維持目前的產量水平，併為有機和戰略增長提供資金，同時向股東返還資本。例如，根據DeGolyer和MacNaughton在截至2022年12月31日的美國證券交易委員會儲量報告中準備的假設，我們在加州已探明的未開發(PUD)儲量預計平均單井回報率約為100%。我們目前運營着大約97%的生產井，我們預計對我們確定的總鑽探地點將繼續進行這種水平的控制。此外，我們目前的大部分種植面積由生產和費用利息持有，其中包括我們在加利福尼亞州91%的種植面積。我們對物業的高度控制使我們在執行開發計劃時具有靈活性，包括資本支出、技術改進和產品營銷的時間、金額和分配。此外，與許多主要在非傳統業務中運營的同行不同，我們的資產通常不需要供應受限和高度專業化的設備，這為我們提供了一些相對隔離的服務成本通脹壓力。我們高度的運營控制以及相對穩定和可預測的成本環境為我們提供了對預期現金流的可見性和了解。
•受布倫特影響的原油定價優勢。加州的石油價格受到布倫特原油價格的影響，因為加州煉油商大約70%的需求從歐佩克+國家和其他水運來源進口。在沒有通過鐵路或超級油輪進口原油的較高成本和潛在環境影響的情況下，我們相信，我們在州內的生產和低成本原油運輸選擇，加上受布倫特影響的定價，應該會繼續使我們能夠在典型的大宗商品價格週期中在加州實現正的現金利潤率。
•簡單的資本結構和保守的資產負債表槓桿，流動性充足，合同義務最少。自上市以來，我們的資本結構一直由普通股和400美元組成
2026年2月到期的7.0%優先無抵押票據(“2026年票據”)。截至2022年12月31日，我們擁有2.52億美元的流動資金，其中包括4600萬美元的現金，1.93億美元可根據我們的2021年RBL貸款機制(如本文定義)借款，1300萬美元可根據CJWS 2022年ABL貸款機制(如本文定義)借款。截至2022年12月31日，我們的槓桿率(根據我們2021年RBL工具的定義)為1.2%至1.0%。此外，我們只有最低限度的長期服務和購買承諾。我們有固定數量的交付承諾，我們將以市場價格購買運營所需的天然氣。這種流動性和靈活性使我們能夠利用可能出現的機會，從戰略上實現增長和增加股東價值。
•有經驗、有原則、有紀律的管理團隊。我們的管理團隊在經營和管理眾多國內和國際盆地的石油和天然氣業務以及油藏和採油類型方面擁有豐富的經驗。我們利用我們的技術、運營和戰略管理經驗來優化我們的資產和公司的價值。我們致力於在正的自由現金流範圍內運營，並保持低槓桿率，同時通過大宗商品價格週期探索有吸引力的有機和戰略增長機會，並努力保持我們的年復一年的生產水平，提高我們儲備的價值。為此，我們對開發和運營成本管理、油田開發效率以及將成熟的技術和流程應用於我們的物業採取了嚴格的方法，以產生持續的生命週期成本優勢。
我們的業務戰略
我們業務戰略的主要內容包括：
•在我們業務產生的正自由現金流中運營，並在大宗商品價格週期中保持資產負債表的實力和靈活性。 我們相信，在我們低下滑的石油加權生產基地成功執行我們的戰略，再加上具有吸引力的全週期經濟的已確定鑽探地點的廣泛庫存，將支持我們的目標，即產生自由現金流為我們的運營提供資金，優化資本效率，並最大化股東回報。我們還努力保持低槓桿率，並將長期、整個週期的槓桿率(如我們的2021年RBL工具所定義)保持在1.0x至2.0x之間或更低。
•將資本返還給我們的股東。 我們的目標是利用我們的基礎產量和對現金流的可見性，保持有紀律的價值創造和注重回報的資本配置方法，以產生超額自由現金流。自2018年IPO至2022年12月31日，我們將通過股息和股票回購向股東返還約3.28億美元，佔我們IPO收益的298%。從IPO到2022年12月31日，我們回購了大約14%的流通股。我們目前有2億美元的授權資金，可用於未來的股票回購。此外，我們的董事會批准了高達7500萬美元的機會性回購我們的2026年票據，儘管自2020年2月採用該計劃以來，我們還沒有根據該計劃回購任何票據。有關我們的股息政策以及股票回購計劃的討論，請參閲“第5項：註冊人普通股市場、相關股東事項和發行人購買股票證券”。
2022年1月，我們推出了股東回報模式，旨在增加股東的現金回報，進一步表明我們致力於成為股東資本的領先返回者。該模型基於我們的調整自由現金流(以前稱為自主自由現金流)，其定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。在這一模式下，我們在2022年按季度分配調整後的自由現金流如下：
•60%，主要是按季度支付的現金可變股息，以及機會性債務回購；以及
•40%用於機會主義增長，包括來自我們廣泛的鑽探機會庫存、推進我們的短期和長期可持續發展計劃、股票回購和/或資本保留
2023年2月初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的計劃。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年第一季度開始，調整後自由現金的分配將為：
•80%主要是以機會性債務和股票回購的形式；以及
•20%，以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。
調整後自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購或其他可自由支配支出，因為我們有未從這一衡量標準中扣除的非可自由支配支出。調整後的自由現金流量是一種非公認會計準則的財務計量。有關調整後的自由現金流量與經營活動提供的現金的對賬，請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務計量”，我們最直接的可比財務計量是根據GAAP計算和列報的。
•以資本效率的方式維持生產和儲備，併產生調整後的自由現金流，通過我們的股東回報模式回報給股東。我們打算繼續以有紀律的方式將資本分配給能夠產生可預測和有吸引力的回報率的項目。我們目前計劃將資本引導到我們富含石油和低地質風險的發展機會上，主要是在加利福尼亞州，同時專注於利用我們整個資產基礎的資本效率，主要目標是在內部為我們的資本預算和發展計劃提供資金。由於持續的監管不確定性影響加州新鑽探許可證的供應，我們目前的2023年資本計劃側重於我們已獲得許可或已完成現有加州環境質量法案(“CEQA”)分析的年度內已鑽探或將鑽探的新油井，其他方面則側重於修井和其他與現有油井相關的活動。我們還可能利用我們的資本靈活性來尋求增值的補充性收購，以機會增加我們在現有或附近盆地的頭寸。
•積極和協作地參與與法規、環境和社區關係有關的事務。我們尋求在整個規則制定過程中與監管機構和立法者合作，試圖將新立法和法規可能對我們最大化資源的能力產生的不利影響降至最低。我們相信，以保護我們所服務社區的安全和健康以及更好的環境的方式運營我們的業務是正確的運營方式。它還幫助我們在管理我們業務的機構中建立和維持信譽，並支持與我們開展業務的社區建立積極的關係。在董事會的最終監督下，健康、安全和環境(“HSE”)方面的考慮是我們日常運營中不可或缺的一部分，並被納入我們整個業務的戰略決策過程。
•通過優化鑽井、完井和生產技術，並調查更深的油層和已知生產區以外的區域，最大限度地從我們的資產中最終回收碳氫化合物。在繼續利用成熟的技術和技術的同時，我們還將不斷提高我們的鑽井、完井和生產技術的效率，以優化最終的資源回收率、回報率和現金流。我們將繼續推進和使用創新的採油和其他採油技術，以釋放額外價值，並將在適用的情況下為這些下一代技術分配資金。此外，我們打算利用我們經營的盆地的未開發優勢，擴大對我們種植面積和鄰近地區的油藏的地質調查。
低於現有生產油層的種植面積。通過這些研究，我們將尋求將我們的開發擴展到我們已知的生產地區之外，以便以具有吸引力的綜合成本將可能的和可能的儲量增加到我們的庫存中。我們努力通過利用我們員工的專業知識在我們穩健的資產中發現或創造新的機會，來優化我們的產量和增加我們的儲量。
•通過積極和持續的對衝計劃，提高未來現金流的穩定性和可見性。我們的對衝策略旨在通過確保生產的價格變現和現金流，使我們的資本計劃免受價格波動的影響。我們利用大宗商品定價前景和對市場基本面的瞭解來更好地保護我們的現金流-我們對原油和天然氣生產進行對衝以防範石油和天然氣價格下跌，我們對天然氣購買進行對衝以保護我們的運營成本不受價格上漲的影響。我們還尋求通過固定價格的天然氣採購協議和管道運力協議來保護我們的運營費用，這些協議用於將天然氣從落基山脈運輸到我們在加州的資產，這有助於減少我們受到燃料氣購買價格波動的影響。此外，我們還進行對衝，以滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。我們在2022年保護了很大一部分現金流，並通過我們的大宗商品對衝計劃尋求保護2023年預期現金流的很大一部分，以及2024年至2025年的一部分。隨着市場狀況的變化，我們不斷審查我們的對衝計劃，並利用廣泛的市場數據和分析做出我們的對衝決定。
•持續優化成本。管理層將重點放在降低成本舉措和優化整個公司的成本結構上。我們相信，在保持HSE標準的同時，我們將能夠確定並實現成本降低，並優化我們的流程和成本結構。
•繼續遵守強勁的HSE績效。作為我們承諾成為一名良好的企業公民並創造長期股東價值的一部分，我們努力以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護人類和環境，遵守現有法律和法規，並照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們通過各種措施監控我們的HSE表現，並對我們的員工和承包商保持高標準。滿足公司HSE指標，包括與HSE事件有關的指標，是我們針對所有員工的短期激勵計劃的一部分。
•通過我們的CJWS封堵和廢棄業務等舉措繼續改善我們的環境s. 我們相信，石油和天然氣仍將是未來能源格局的重要組成部分，我們致力於成為良好的企業公民，包括將對環境的影響降至最低。通過CJWS，我們有能力支持該州的孤兒井和與其約35,000口閒置水井有關的逃逸排放倡議，據第三方消息來源稱，其中約5,000口據信是孤立的閒置水井。CJWS通過封堵和廢棄孤兒和閒置油井，為減少全州範圍內的逃逸排放做出了積極貢獻，這些排放主要是甲烷，這是最具破壞性的温室氣體。此外，我們正在繼續推進其他環境倡議，包括太陽能和水回收項目，我們正在評估我們的碳捕獲、使用和儲存機會的種植面積。
我們的資本計劃
在截至2022年和2021年12月31日的年度內，我們的總資本支出分別約為1.53億美元和1.33億美元，其中包括資本化管理費用和利息，不包括收購和資產報廢支出。與2021年相比，我們增加了2022年的資本計劃，以應對油價環境的改善以及全球和國家經濟環境的改善。2022年，E&P和企業支出為1.45億美元(不包括800萬美元的油井維修和廢棄資本)，而2021年為1.32億美元。在截至2022年12月31日的一年中，這些資本支出中約有61%和39%分別用於加州和猶他州的業務。與2021年相比，該公司在2022年為猶他州的資產分配了更多資本，部分原因是新收購的Antelope Creek物業存在機會。此外，由於在加利福尼亞州獲得新的鑽探許可面臨重大挑戰，
與前一年相比，該公司在加州鑽探的新油井減少，側鑽、修井和重完井活動增加。全年資本支出增加的部分原因也是由於成本通脹超出了我們最初的預期，我們開始經歷年中的情況。
與去年同期相比，我們的整體產量持平，不包括2022年和2021年收購和資產剝離的影響。2022年我們鑽了85口井，其中72口在加利福尼亞州，包括51口生產井，13口注水井和其他井，8口圈定井。我們還在猶他州鑽了13口井。
我們2023年用於E&P運營和公司活動的資本支出預算在9500至1.05億美元之間，我們預計這將導致產量同比略有下降，但產量水平將與2022年下半年的水平相對持平。這一資本不包括CJWS的約800萬美元。我們目前預計，2023年石油產量將約佔總產量的92%，與2022年一致。根據目前的大宗商品價格和我們迄今的鑽探成功率，我們預計能夠從運營現金流中為我們的2023年資本發展計劃提供資金。我們目前的2023年資本計劃側重於我們已獲得許可或已完成現有CEQA分析的年內鑽探的新井，其他方面則側重於修井、側鑽和其他與現有井眼相關的活動。由於加利福尼亞州持續的監管不確定性影響了我們所有加州資產所在的克恩縣的許可程序，資本計劃的準備是基於這樣的假設：我們不會在加州2023年獲得額外的新鑽探許可，但我們將繼續及時獲得計劃活動所需的其他許可和批准。然而，我們正在尋求替代途徑，以獲得新油井的額外許可，如果獲得許可，將使我們能夠擴大我們資本預算中設想的2023年鑽探計劃。有關影響我們鑽探和開發資產能力的法律和法規，包括那些影響監管批准和許可要求的法律和法規的其他討論，請參閲“-監管事項”。
不包括上述資本支出，2022年全年，我們在封堵和廢棄活動上花費了約2000萬美元，超過了我們在加州閒置油井管理計劃下的年度義務要求。2023年，我們目前預計將花費約2100萬至2400萬美元用於此類活動，我們再次計劃領先於我們的年度封堵和放棄義務，以履行我們作為負責任運營商的承諾。
有關與我們的資本計劃相關的潛在風險的信息，請參閲“項目1A”。風險因素“，以及”-監管事項“。
我們的業務範圍--E&P
我們主要的E&P業務區在加利福尼亞州，我們在猶他州也有業務。2022年1月，我們剝離了科羅拉多州的運營區域。
加利福尼亞
加州油田，包括我們的油田所在的克恩縣和聖華金盆地的油田，是世界上資源最豐富的油田之一。根據美國能源情報署的數據，根據已探明儲量，加利福尼亞州克恩縣的聖華金盆地擁有美國20個最大油田中的3個。我們在這三個油田中的兩個-中途-日落和南貝裏奇都有業務。我們在加州的所有業務都位於聖華金盆地和人口密度較低的克恩縣農村。我們相信，在我們在聖華金盆地內的作業區內及其周圍有大量現有的油田重新開發機會，其中還包括麥基特里克和波索克裏克油田。我們還相信，我們專注於加州的業務和強勁的資產負債表將使我們能夠利用這些機會。19世紀60年代末，聖華金盆地開始了商業石油開發，當時開採瀝青礦藏，手工挖掘和鑽探淺井。在接下來的幾十年裏，迅速發現了許多最大的石油聚集地。我們酒店的運營始於1909年。在20世紀60年代，熱技術的引入導致稠油油田儲量的大幅增加。聖華金盆地包含多個堆疊的長凳，這些長凳
允許繼續發現地層、構造和非構造圈閉。在聖華金盆地發現的大多數石油聚集發生在始新世至更新世的沉積剖面中。蒙特利組、克雷亨根組和圖美組的有機富頁巖形成了源巖，為這些聚集層產生了石油。
我們目前在克恩縣的聖華金盆地擁有約15,000英畝淨地，其中91%由生產和費用利息持有。我們加州約12%的土地位於由土地管理局管理的聯邦土地上，其中100%由生產部門持有。我們在加州的資產中擁有97%的平均工作權益，我們的生產區包括：
•加州的業務包括：
◦(I)我們的北中途-日落砂巖屬性，我們在那裏使用循環和連續的蒸汽注入來開發這些已知的儲集層；以及我們的麥基特里克油田屬性，這是一種較新的蒸汽驅開發項目，具有加密和延伸鑽井的潛力。同樣位於這裏的還有我們的北中途-日落熱硅藻土屬性，這需要高壓循環蒸汽技術來釋放我們認為存在的重要價值，並最大限度地提高回收率。
繼2019年11月暫停批准新的高壓循環蒸汽井以解決某些運營商遇到的地面表達問題後，我們繼續等待CalGEM批准我們修訂後的開發計劃，我們認為這與勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室和CalGEM共同領導的研究結果一致。與此同時，我們計劃在2023年在這些不需要高壓循環蒸汽的熱硅藻土屬性中鑽探允許的井。有關更多信息，請參閲“--健康、安全和環境事項條例--CalGEM對石油和天然氣活動的額外行動”；
◦(Ii)我們的南中途-日落，這是壽命長、降幅低、利潤率高的熱油物業，具有額外的開發機會；
◦(Iii)我們的南貝爾裏奇田野山莊，其特點是兩個地質風險較低的已知儲集層，藴藏着大量的鑽探前景，包括井下機會，以及額外的蒸汽氾濫機會。
◦(Iv)我們的Poso Creek資產，這是我們繼續開發的一種活躍的成熟淺層重油資產。我們通過循環和連續注汽相結合的方式開發這些砂巖屬性，類似於我們在西加州的許多業務。
截至2022年12月31日，我們的加州探明儲量約佔我們總探明儲量的76%。截至2022年12月31日的一年中，加州的日均產量為21.3mboe/d，佔我們平均日產量的82%。
除了這些上游業務，我們還擁有基礎設施和多餘的可用外賣能力，以支持加州的額外開發。我們從稠油油藏中生產石油，使用蒸汽來加熱石油，使其流入井筒進行生產。為了幫助支持這一業務，我們擁有並運營着四家以天然氣為燃料的熱電聯產工廠，這些工廠生產電力和蒸汽。這些位於中途-日落和麥基特里克油田的發電廠提供了我們大約16%的蒸汽需求和大約55%的現場電力需求，為我們在加州的運營提供動力，平均價格通常低於電力市場價格。為了進一步抵消我們的成本，我們還根據長期合同出售我們兩個熱電聯產設施生產的電力，合同期限分別為2023年12月和2026年11月。我們還擁有62台常規蒸汽發生器，以幫助滿足我們的運營所需的蒸汽。
此外，我們擁有收集、儲存、處理、水回收和軟化設施，減少了我們花費資本開發附近資產的需要，並總體上允許我們控制某些運營成本。大致
我們加州92%的石油生產是通過管道連接銷售的，然而，我們也可以在短期管道市場中斷期間使用卡車運輸來銷售我們的石油。
猶他州烏伊塔盆地
Uinta盆地是一個成熟的輕質油氣田，覆蓋面積超過15,000平方英里，擁有大量未開發的資源，我們在這些地區擁有很高的運營控制權和額外的管道後潛力。我們在猶他州Brundage Canyon、Ashley森林、Lake Canyon和Antelope Creek地區的Uinta盆地業務目標是綠河和Wasatch地層，這些地層在4000英尺到7000英尺的深度生產石油和天然氣。我們對現有土地擁有高度的運營控制權，這為額外的垂直和/或水平開發和重新完成提供了顯著的上行空間。我們目前在Uinta盆地擁有約101,000英畝淨地，其中92%是通過生產持有的。猶他州約28%的土地位於聯邦土地管理局管理的土地上，其中78%由生產部門持有。我們猶他州大約65%的土地是在部落土地上，其中98%是由生產持有的。
截至2022年12月31日，我們的Uinta盆地已探明儲量約佔我們總已探明儲量的24%，佔截至2022年12月31日的年度平均日產量的4.8mboe/d或18%。
我們還擁有廣泛的天然氣基礎設施和可用的外賣能力，以支持現有天然氣運輸合同的額外開發。我們擁有天然氣收集系統，由大約500英里長的管道和相關的壓縮和計量設施組成，這些設施連接着該地區的許多銷售網點。我們還在猶他州杜切斯恩縣的Brundage Canyon地區擁有一家天然氣加工廠，產能約為30 Mmcf/d。該工廠從我們運營的收集和壓縮設施中接收交貨。在這些設施收集的天然氣中，約88%來自我們運營的油井。該加工廠目前的生產能力為10-17 Mmcf/d，剩餘的產能足以進行額外的大規模開發鑽探。
烏伊塔盆地形成於晚白堊世至始新世時期，是一個成熟的輕質油氣藏，主要位於猶他州的杜切斯縣和猶他縣，佔地超過15,000平方英里。第二次世界大戰後立即進行的勘探工作導致在烏伊塔盆地發現了第一批商業石油。在這些早期發現中，在綠河組的河流-湖泊砂巖中發現了石油，並從這些砂巖中生產了石油。2000年代中期採用了改進的水力增產技術，極大地提高了烏伊塔盆地的產量。根據猶他州自然資源部的報告，猶他州的石油總產量增加了一倍多，從2003年的3600萬桶/天增加到2021年的9700萬桶/天。2021年猶他州約87%的石油產量來自杜切斯內縣和猶他州的烏伊塔盆地。
2022年2月，我們完成了對猶他州Antelope Creek地區油氣生產資產的收購。這些資產與我們現有的Uinta資產相鄰。
我們的油井維修和報廢業務
2021年10月1日，我們完成了對加州最大的上游油井維修和報廢業務之一的收購，該業務以C&J油井服務的形式運營，現在構成了我們的油井維修和報廢業務部門。CJWS在加州為石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，重點是油井維修、油井廢棄服務和水上物流。CJWS的服務包括基於鑽井平臺和連續油管的油井維護和修井服務、重完井服務、流體管理服務、捕魚和租賃服務，以及其他輔助油田服務。此外，CJWS還在油井的生產壽命結束時提供封堵和廢棄服務，我們相信這為Berry創造了一個戰略增長機會。CJWS與我們的石油和天然氣業務所需的服務相適應，並支持我們作為負責任的運營商和減少排放的承諾，包括通過主動封堵和放棄油井。此外，CJWS對於推進我們與加利福尼亞州合作減少閒置油井的逃逸排放--包括甲烷和二氧化碳--的戰略至關重要。根據獨立消息來源，加州估計約有3.5萬口閒置油井，其中
據信，大約有5000口井是孤立的閒置油井。憑藉CJWS在廢棄油井方面的專業知識和經驗，我們有機會獲得州和聯邦資金，幫助補救孤立的閒置油井，這些油井是加利福尼亞州的負擔，此外，我們還可以安全地為CJWS的客户封堵和廢棄閒置油井。
通過CJWS，我們運營着一支由72個修井鑽機組成的機隊，通常也稱為修井鑽機，以及相關設備。這些服務的目的是在油井和天然氣井的整個生產壽命內建立、維持和提高產量，並在生產壽命結束時封堵和報廢油井。我們的油井維修業務在油井和天然氣井的整個生產壽命內為建立、維持和提高產量提供各種服務，包括：
•維護工作，包括拆除、修理和更換井下設備和部件，並在這些操作完成後恢復生產；
•修井，可能包括加深、側鑽、增加生產層、隔離井段或修復進出井作業所需的套管，或將設備從井筒中移除；以及
•當油井的生產壽命結束時，封堵和廢棄服務。
為了維持石油和天然氣生產的最佳水平，需要在油井的整個生命週期內進行定期維護。定期維護目前佔我們油井服務工作的最大部分，由於需要持續的維護支出來維持生產，我們歷來對這些服務的需求相對穩定。
除了定期維護外，生產油井和天然氣井有時還需要大修或改裝，稱為修井，這通常比維護作業更復雜、更耗時。修井服務的需求對石油和天然氣生產商對石油和天然氣價格的中長期預期很敏感。隨着石油和天然氣價格上漲，修井活動的水平往往會增加，因為石油和天然氣生產商尋求通過提高油井效率來提高產量。
在永久關閉不再具有經濟產量的油井和天然氣井的過程中，也使用油井檢修鑽機。封堵和廢棄工作可以提供有利的運營利潤率，而且與鑽探和修井活動相比，對石油和天然氣價格的敏感性較低，因為當油井不再生產時，油井運營商必須按照國家規定封堵油井。
我們的水上物流業務使用我們247輛水上物流卡車和相關資產，包括專用油罐車、儲油罐和其他相關設備。這些資產提供、運輸和存儲各種流體，並提供維護服務。這些服務在大多數修井和補救項目中都是必需的，在日常生產井作業中也經常使用。我們在水上物流方面也有大約1,370台租賃設備。
我們的資產和生產信息
在截至2022年12月31日的一年中，我們的平均淨產量約為26.1 mboe/d，其中約92%為石油，約82%在加州。在加利福尼亞州，截至2022年12月31日的一年，我們的平均產量為21.3百萬桶/天，其中100%是石油。我們2021年在加州的生產包括我們以前擁有的Placerita業務，2021年的平均日產量為0.7mboe/d。我們在2021年末剝離了Placerita業務。我們還於2022年1月剝離了我們在科羅拉多州Piceance盆地的所有資產，該盆地2021年的產量為1.2mboe/d。2022年2月，我們完成了對猶他州Antelope Creek地區油氣生產資產的收購。這些資產毗鄰我們現有的Uinta資產，2022年的平均日產量約為1.0mboe/d。
下表彙總了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的平均日產量：
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| 日均淨生產量(1) 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 |
| (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) |
加利福尼亞(2) | 21.3 | | | 100 | % | | 22.0 | | | 100 | % |
猶他州(3) | 4.7 | | | 58 | % | | 4.2 | | | 51 | % |
| 26.0 | | | 92 | % | | 26.2 | | | 88 | % |
| | | | | | | |
科羅拉多州(4) | 0.1 | | | — | % | | 1.2 | | | 2 | % |
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總計 | 26.1 | | | 92 | % | | 27.4 | | | 88 | % |
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(1)產量是指在該期間內售出的數量。
(2)包括Placerita物業的產量，直至2021年10月底剝離。2021年，這些油田的平均日產量約為700 boe/d。
(3)包括2022年2月收購的羚羊溪地區的生產。2022年，這些油田的平均產量約為1.0mboe/d。
(4)我們在科羅拉多州的房產位於皮肯斯盆地，所有這些房產都在2022年1月被剝離。
生產數據
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度產量信息。 | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
日均產量(1): | | | | | | | | |
| 石油(Mbbl/d) | 24.0 | | | 24.2 | | | | | | |
| 天然氣(mm cf/d) | 10.2 | | | 17.1 | | | | | | |
| NGL(Mbl/d) | 0.4 | | | 0.4 | | | | | | |
總計(mboe/d)(2) | 26.1 | | | 27.4 | | | | | | |
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(1)產量是指在該期間內售出的數量。我們還消耗一部分租賃生產的天然氣來開採石油和天然氣。
(2)天然氣體積已按6mcf天然氣對1桶石油的能量含量換算為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2022年12月31日的一年中，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶99.04美元和6.45美元。
我們的發展清單
我們擁有大量低地質風險、高回報的發展機會。截至2022年12月31日，我們在我們的資產基礎上確定了9813個已探明和未探明的總鑽探地點。有關我們如何確定鑽探地點的討論，請參閲“-我們的儲量-確定已確定的鑽探地點”。
我們運營着大約97%的生產油井。此外，我們目前的大部分種植面積由生產和費用利息持有，其中包括我們在加利福尼亞州91%的種植面積。截至2022年12月31日，未來三年到期的租約覆蓋的綜合淨面積約佔我們總淨面積的2%，其中55%位於猶他州。我們的高度運營控制，連同大部分
我們的生產面積，以及我們能夠在加州鑽探和完成油井的速度，使我們在執行開發計劃方面具有靈活性，包括我們資本支出、技術改進和產品營銷的時間、金額和分配。
下表彙總了截至2022年12月31日有關我們正在生產和確定的開發資產的某些信息：
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| 種植面積 | | 按生產和費用利息計算的淨種植面積(%) | | 生產井，格羅斯(3) | | 平均工作利息(%)(4) | | 淨收入利息(%)(5) | | 確定的鑽探地點(6) |
| 毛收入 | | 網絡(1)(2) | | | 毛收入 | | 網絡 |
加利福尼亞 | 19,421 | | 15,098 | | 91 | % | | 2,214 | | | 97 | % | | 95 | % | | 8,527 | | | 7,186 | |
猶他州 | 111,930 | | 101,494 | | 92 | % | | 1,232 | | | 96 | % | | 79 | % | | 1,286 | | | 1,209 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
總計 | 131,351 | | 116,592 | | 92 | % | | 3,446 | | | 97 | % | | 88 | % | | 9,813 | | | 8,395 | |
__________
(1)表示我們在種植面積中的加權平均權益。
(2)其中約12%為加利福尼亞州的種植面積，28%為猶他州的種植面積。
(3)包括加利福尼亞州和猶他州的406口蒸汽驅和注水井。
(4)表示我們在現有油井中的加權平均工作利益。
(5)代表我們截至2022年12月31日的年度的加權平均淨收入利息。
(6)截至2022年12月31日，我們已確定的鑽探地點包括大約935個與PUD相關的總(淨)位置，包括200個總(198個淨)蒸汽驅注井。有關我們確定鑽探地點的程序和標準的更多信息，請參閲“-我們的儲量-確定確定的鑽探地點”。
我們的儲備
保留數據
截至2022年12月31日，我們估計總探明儲量為110 mm boe，高於截至2021年12月31日的97 mm boe。在生產10 mm boe之前，我們的總探明儲量增加了23 mm boe，或2022年的24%，其中大部分是由於擴建，因為我們在我們的物業中增加了重要的PUD位置。我們用更多的已探明儲量取代了2022年產量的236%。
我們的大部分儲量是由淺層、長壽油層中的原油組成的。截至2022年12月31日，我們已探明儲量的折現未來淨現金流的標準化衡量標準約為21億美元，我們已探明儲量的PV-10分別約為26億美元。這些價值比上一年年底的12億美元和15億美元大幅增加。PV-10是一種財務指標，不是按照美國公認會計原則(GAAP)計算的。關於PV-10的定義以及與未來淨現金流貼現的標準化計量的對賬，請參見下文“-PV-10”。截至2022年12月31日，我們已探明儲量的約76%和已探明儲量PV-10價值的約85%來自我們在加州的資產。我們還在猶他州的Uinta盆地擁有約24%的已探明儲量和約15%的PV-10價值，該盆地是一個成熟的輕質油氣田，擁有大量未開發的資源。
下表按類別彙總了截至2022年12月31日的我們估計的已探明儲量和相關的PV-10：
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| 截至2022年12月31日的探明儲量(1) |
| 石油(MMBbl) | | 天然氣(Bcf) | | NGL(MMBbl) | | 總計(Mmboe)(2) | | 已證實的百分比 | | 已探明開發百分比 | | 資本支出(3) ($MM) | | PV-10(4) (百萬美元) |
| PDP | 46 | | | 38 | | | 1 | | | 53 | | 49 | % | | 86 | % | | 29 | | | 1,366 | |
| PDNP | 8 | | | 6 | | | — | | | 9 | | 8 | % | | 14 | % | | 66 | | | 219 | |
| 布丁 | 45 | | | 15 | | | 1 | | | 48 | | 43 | % | | — | % | | 611 | | | 1,039 | |
| 漿果總探明儲量 | 99 | | | 59 | | | 2 | | | 110 | | 100 | % | | 100 | % | | 706 | | | 2,624 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 加州總探明儲量 | 84 | | | — | | | — | | | 84 | | | | | | 512 | | | 2,240 | |
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(1)我們的估計淨儲備是根據美國證券交易委員會指導，根據前12個月的平均月初價格確定的。截至2022年12月31日，前12個月未加權的每月第一天算術平均價格為石油和天然氣液體(NGL)每桶布倫特原油100.25美元，天然氣每Mmbtu Henry Hub 6.4美元。這些資產壽命內的體積加權平均實現價格估計為每桶石油和凝析油91.33美元，每桶天然氣液化天然氣48.76美元和每立方厘米天然氣6.76美元。價格在物業的整個生命週期內保持不變，我們考慮到了反映市場環境的定價差異。價格的計算使用了現行美國證券交易委員會指導方針和會計規則建立的石油和天然氣價格參數，包括質量租賃調整、燃料扣減、地域差異、營銷獎金或扣減以及其他影響井口收到價格的因素。請參見下面的“-我們的儲備-PV-10”。
(2)使用6mcf天然氣對1桶石油的換算比率進行估算。
(3)表示截至2022年12月31日估計的未貼現未來資本支出。
(4)PV-10是不按照公認會計準則計算的財務指標。關於PV-10的定義以及與未來淨現金流貼現的標準化計量的對賬，請參閲下文“-我們的儲備-PV-10”。PV-10不會使衍生品交易生效。
下表彙總了截至2022年12月31日按面積劃分的我們估計的已探明儲量和相關的PV-10。下表所列儲量估計數是根據DeGolyer和MacNaughton編寫的報告編制的。儲量估算是根據目前美國證券交易委員會關於石油、天然氣和天然氣儲量報告的規則和規定編制的。儲備金是指扣除適用的特許權使用費後的淨額。
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| 截至2022年12月31日的探明儲量(1) |
| 加利福尼亞
(聖華金盆地) | | 猶他州
(烏伊塔盆地) | | 總計 |
已探明的已開發儲量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 43 | | | 11 | | | 54 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | 44 | | | 44 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
總計(Mmboe)(2)(3) | 43 | | | 19 | | | 62 | |
已探明的未開發儲量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 41 | | | 4 | | | 45 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | 15 | | | 15 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
總計(Mmboe)(3) | 41 | | | 7 | | | 48 | |
總探明儲量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 84 | | | 15 | | | 99 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | 59 | | | 59 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 2 | | | 2 | |
總計(Mmboe)(3) | 84 | | | 26 | | | 110 | |
| | | | | |
| PV-10(百萬美元) | $ | 2,240 | | | $ | 384 | | | $ | 2,624 | |
__________
(1)我們的估計淨儲備是根據美國證券交易委員會指導，根據前12個月的平均月初價格確定的。截至2022年12月31日，石油和天然氣的未加權算術平均價格為每桶布倫特原油100.25美元，天然氣為每Mmbtu Henry Hub 6.4美元。按石油和凝析油每桶的成交量加權平均實現價格為91.33美元，每桶天然氣和凝析油的成交量加權平均實現價格為48.76美元，每mcf的成交量加權平均實現價格為6.76美元。價格在物業的整個生命週期內保持不變，我們考慮到了反映市場環境的定價差異。價格的計算使用了美國證券交易委員會現行指導方針和會計規則建立的石油和天然氣價格參數，包括質量租賃調整、燃料扣減、地域差異、營銷獎金或扣減以及其他影響井口收到價格的因素。關於商品價格風險的更多信息，請參閲“第1A項”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—石油、天然氣和天然氣價格波動很大，直接影響我們的業績。”
(2)已探明的已開發儲量約佔總儲量的14%，佔石油總儲量的14%。
(3)天然氣體積已按6mcf天然氣對1桶石油的能量含量換算為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶99.04美元和70.95美元，每桶6.45美元和3.89美元。
PV-10
PV-10是一種非GAAP財務指標，被業內廣泛用於瞭解石油和天然氣公司的現值。它代表已探明石油及天然氣儲量的估計未來現金流入的現值減去未來開發及生產成本，按每年10%的折現率反映未來現金流量的時間，不會對衍生交易或估計未來所得税產生影響。管理層認為，PV-10為投資者提供了有用的信息，因為它被分析師和投資者廣泛用於評估石油和天然氣公司。由於在估計未來應繳納的所得税數額時，有許多獨特的因素可能會影響一家公司，管理層認為，使用税前衡量標準對評估公司是有價值的。不應將PV-10視為根據公認會計準則計算的未來淨現金流量貼現的標準計量的替代辦法。
下表提供了我們已探明儲量的PV-10與截至2022年12月31日的未來淨現金流貼現的標準化衡量標準的對賬：
| | | | | |
| 2022年12月31日 |
| (單位：百萬) |
| 加州PV-10 | $ | 2,240 | |
| 猶他州PV-10 | 384 | |
| 合計公司PV-10 | 2,624 | |
| 減去：未來所得税的現值以10%的折扣 | (550) | |
| 未來淨現金流量貼現的標準化計量 | $ | 2,074 | |
新增探明儲量
在投產前，我們的總探明儲量增加了23Mboe，或24%。這一增長的主要原因是增加了擴展，因為我們在我們的物業中增加了重要的PUD位置。我們用更多的已探明儲量取代了236%的產量。從2021年12月31日到2022年12月31日，我們已探明儲量的總變化如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(聖華金盆地) | | | | | | | 猶他州
(烏伊塔盆地) | | 科羅拉多州
(皮肯斯盆地) | | 總計 |
| (Mmboe)(1) |
| 截至2021年12月31日的期初餘額 | 79 | | | | | | | | 14 | | | 4 | | | 97 | |
擴展和發現 | 20 | | | | | | | | 6 | | | — | | | 26 | |
對先前估計數的修訂 | (7) | | | | | | | | 1 | | | — | | | (6) | |
就地購買礦物(2) | — | | | | | | | | 7 | | | — | | | 7 | |
礦產銷售到位(3) | — | | | | | | | | — | | | (4) | | | (4) | |
當年產量 | (8) | | | | | | | | (2) | | | — | | | (10) | |
| 截至2022年12月31日的期末餘額 | 84 | | | | | | | | 26 | | | — | | | 110 | |
__________
(1)天然氣體積已按6mcf天然氣對1桶石油的能量含量換算為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶99.04美元和70.95美元，每桶6.45美元和3.89美元。
(2)2022年2月，我們收購了猶他州的Antelope Creek。
(3)2022年1月，我們剝離了我們在科羅拉多州的Piceance盆地資產。
分機。 2022年期間，由於年內鑽探結果的探明面積增加，我們在加利福尼亞州和猶他州的擴建項目增加了26Mboe的已探明儲量。
對以前估計數的修訂。
與價格相關的修訂-產品價格變化會影響我們記錄的已探明儲量。例如，在某些價格環境下，更高的價格可以增加我們運營中的經濟可採儲量，因為額外的利潤率延長了它們的預期壽命，使更多的項目變得經濟。相反，當價格下跌時，我們可以體驗到相反的效果。2022年，我們對加州和猶他州的淨正價格修正分別為1 Mboe和1 Mboe。
其他修訂-其他修訂可能包括對先前已探明儲量估計的上調或下調，原因是對最近地質、產量下降或經營業績的評估或解釋。
數據。2022年，我們在加利福尼亞州對7個Mmboe的其他修訂為負。負面的其他修訂主要是由於我們在北中途-日落油田的熱硅藻土開發計劃發生了變化。
就地購買礦物。2022年2月，我們收購了Antelope Creek，並在猶他州增加了7個已探明儲量。
礦產銷售到位。2022年1月，我們剝離了Piceance盆地的資產，並在科羅拉多州移走了大約4個已探明儲量。
當年產量- 請參閲“第7項。管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析—某些經營和財務信息以討論我們今年的生產情況。
已探明未開發儲量變化
我們加州已探明的未開發儲量在2022年增加了9Mboe，這主要是由於延期，但部分被修訂所抵消。2021年12月31日至2022年12月31日，我國已探明未開發儲量變化情況如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(聖華金和文圖拉盆地) | | 猶他州 (烏伊塔盆地)(2) | | 科羅拉多州 (皮肯斯盆地)(3) | | | | | | | | 總計 |
| (Mmboe)(1) |
| 截至2021年12月31日的期初餘額 | 32 | | | 1 | | | — | | | | | | | | | 33 | |
擴展和發現 | 19 | | | 6 | | | — | | | | | | | | | 25 | |
對先前估計數的修訂 | (8) | | | — | | | — | | | | | | | | | (8) | |
重新分類為已證實的開發 | (2) | | | — | | | — | | | | | | | | | (2) | |
| 截至2022年12月31日的期末餘額 | 41 | | | 7 | | | — | | | | | | | | | 48 | |
__________
(1)天然氣體積已按6mcf天然氣對1桶石油的能量含量換算為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶99.04美元和70.95美元，每桶6.45美元和3.89美元。
(2)2022年2月，我們收購了Antelope Creek，其所有已探明儲量均被評估為已探明開發。
(3)2022年1月，我們剝離了我們在科羅拉多州的Piceance盆地資產。
分機。 於2022年，我們根據Hill Tulare、McKittrack和猶他州的未探明地點的鑽探結果，根據年內鑽探結果增加了我們的已探明面積，從而增加了已探明的未開發儲量25Mboe。
對以前估計數的修訂。
其他修訂-2022年，我們的其他修訂為負8 Mmboe，主要是由於我們改變了我們在加州北中途-日落油田的熱硅藻土業務的開發計劃。
重新分類為已證實的發展。與近年來相比，2022年，我們將很大一部分開發精力從鑽井轉向高回報和資本效率的修井、側鑽和完井。此外，我們於2022年將約兩Mboe的已探明未開發儲量轉移至已探明已開發類別，與我們的開發鑽探活動有關，耗資約3,000萬美元。2022年的資本密集度高於最近幾年，因為我們基於猶他州的經濟機會增加了我們在猶他州的發展重點，而且猶他州有更深的油井，因此與加州相比，鑽探成本更高。2022年，加州的開發項目平均每桶不到11美元。我們期待有足夠的未來
資金將在五年內開發我們已探明的未開發儲量，時間為2022年12月31日。如果價格在較長一段時間內大幅低於當前水平，我們可能需要減少未來五年的預期資本支出，這可能會影響已探明未開發儲量的數量或開發時機。我國年末已探明未開發儲量是按照美國證券交易委員會五年內開發指導意見確定的。管理層已作出必要的承諾，我們預計未來將有足夠的資本開發我們所有已探明的未開發儲量。
儲量評估和複核過程
獨立工程師DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)準備了我們在此報告的儲量估計。D&M為準備儲備金額而進行的過程包括他們對儲備數量、未來生產率、未來淨收入和該等未來淨收入的現值的估計，部分基於我們提供的數據。於編制儲量估計時，D&M並無獨立核實吾等所提供有關所有權權益、產量、試井數據、營運及開發歷史成本、產品價格或任何與物業當前及未來營運及生產銷售有關的協議的資料及數據的準確性及完整性。然而，如果在D&M的工作過程中，他們注意到任何此類信息或數據的有效性或充分性受到質疑，他們不會依賴這些信息或數據，直到他們滿意地解決了相關問題。對儲量的估計符合“美國證券交易委員會”的指導方針，包括“合理確定性”的標準，因為它涉及對未來幾年儲量可採收率的預期。根據美國證券交易委員會規則，可以使用經同一油藏或類似油藏項目的實際生產證明有效的技術，或通過使用建立合理確定性的可靠技術的其他證據，來建立合理確定性。可靠技術是指一種或多種技術(包括計算方法)的組合，這些技術經過現場測試，並已被證明在被評估的地層或類似的地層中提供具有一致性和重複性的合理確定的結果。探明儲量估算是利用標準的地質和工程技術和計算方法建立的。, 這是石油行業普遍接受的。探明儲量的增加主要是通過生產歷史或類比來編制的，它們是在遞減曲線分析的基礎上，利用歷史產量和類比類型的曲線。我們還利用地質和地球物理信息建立了探明儲量估計的合理確定性，以建立滲透率、井下完井信息、電測井、放射性測井、巖心分析、現有地震數據和歷史油井成本、運營費用和商品收入數據之間的儲集層連續性。
D&M還使用S-X規則4-10(A)規定的已探明儲量定義以及隨後美國證券交易委員會工作人員的解釋和指導，編制了儲量分類估計數。
我們對儲量估計編制的內部控制旨在根據《美國證券交易委員會》規定，為我們儲量估計的可靠性提供合理保證。我們負責業務發展的執行副總裁總裁負責監督儲量估計的準備工作，他擁有南卡羅來納大學的地質學碩士學位和卡爾頓學院的地質學學士學位，並擁有超過35年的石油和天然氣行業經驗。儲量估計已由我們的高級工程人員和管理層審查和批准，並提交給我們的董事會。在D&M內部，主要負責審查我們的儲量估計的技術人員是德克薩斯州的註冊專業工程師，擁有石油工程科學碩士和哲學博士學位，並在油氣藏研究和儲量評估方面擁有10年以上的經驗。
儲量工程本質上是一個主觀的過程，估計無法準確測量的石油、天然氣和天然氣的地下儲量。如需瞭解更多信息，請參閲“第1A項。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—對已探明儲量和相關未來淨現金流的估計並不準確。我們已探明儲量的實際數量和未來的淨現金流可能會被證明低於估計。”
確定已確定的鑽探地點
已探明的鑽井地點
根據我們截至2022年12月31日的儲量報告，我們已探明的未開發儲量約有935個總(928個淨)鑽探地點。2022年，由於已探明的未開發儲量，我們增加了鑽探地點，這主要是由於我們根據鑽探結果增加了已探明的面積。我們使用生產數據和從我們的開發計劃中獲得的經驗來確定並優先開發這一已探明的鑽井庫存。這些鑽探地點只有在經過技術評估並被認為在五年內被鑽探的可能性很高後，才會包括在我們的庫存中。在對地質和工程數據進行技術評估後，可以合理確定地估計，根據美國證券交易委員會的指導方針，這些地點的儲量是可商業開採的。管理層在確定這些地點時會考慮當地基礎設施的可用性、鑽井支持資產、州和地方法規以及其他其認為相關的因素。
未探明的鑽探地點
我們還確定了截至2022年12月31日未探明鑽探地點的多年庫存總額為8878個(淨額為7467個)。我們未探明的鑽探地點是根據適用的地質、工程和生產數據逐個油田具體確定的。我們分析過去的油田開發實踐，並考慮到歷史生產業績、預計鑽井和完井成本、間距和其他性能因素，確定類似的鑽井機會。這些鑽探地點主要包括(I)加密鑽探地點，(Ii)因油田擴建而增加的地點或(Iii)熱採項目擴建，其中一些目前正處於我們物業的試驗階段，但尚未確定為經證實的地點。我們相信，用於估計這些鑽井位置的假設和數據與基於我們正在使用的回收過程類型的既定行業實踐是一致的。有關影響我們鑽探和開發資產能力的法律和法規的其他討論，包括監管批准和許可要求，請參閲《健康、安全和環境事項法規》。
我們計劃在適當的水平上分析我們的勘探鑽探機會的面積。我們預計將使用內部生成的信息和專有模型，其中包括來自模擬播放的數據、三維地震數據、裸眼和泥漿測井數據、巖心和油藏工程數據，以幫助確定目標區段的範圍以及此類區段生產商業數量碳氫化合物的潛在能力。
井距確定
我們在上述已確定井位類別中的井間距是根據我們現有生產油田的實際作業間距確定的，我們認為這對於所採用的特定開採過程(即主採、注水和熱採)是合理的。不同的儲集層和開採技術之間的間距可能會有所不同。我們的開發間距可以不到一英畝，用於加利福尼亞州的熱力蒸汽洪水開發。
鑽井進度計劃
我們已確定的鑽探地點已被安排為我們目前多年鑽探計劃的一部分，或預計將在未來安排。然而，我們可能不會在預定的時間或根本不進行我們確定的地點的鑽探。我們認為我們的預期鑽探地點和我們未來可能確定的任何勘探鑽探地點的風險狀況高於我們其他已探明鑽探地點的風險狀況。
我們能否有利可圖地鑽探和開發我們確定的鑽探地點取決於許多變數，其中許多變數是我們無法控制的，包括原油和天然氣價格、資本的可獲得性、成本、鑽探結果、監管批准和許可、可用的運輸能力和其他因素。如果未來這些項目的鑽探結果不能建立足夠的儲量來實現經濟回報，我們可能會減少這些項目的鑽探或開發。關於與我們的鑽探計劃相關的風險的討論，
見“第1A項。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們可能不會在計劃的時間或根本不鑽探我們確定的地點。”
下表列出了我們已探明的未開發鑽探地點和截至2022年12月31日的未探明鑽探地點。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PUD鑽井位置
(毛) | | 未探明的鑽探地點(毛利率) | | 鑽探位置總數(毛) |
| 油井、天然氣井和注水井 | | | | 石油、天然氣和注水井 | | | | 石油、天然氣和注水井 | | |
| 加利福尼亞 | 847 | | | | | 7,680 | | | | | 8,527 | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 猶他州 | 88 | | | | | 1,198 | | | | | 1,286 | | | |
| 已確定的鑽探地點總數 | 935 | | | | | 8,878 | | | | | 9,813 | | | |
下表列出了各時期已探明儲量佔總儲量15%或以上的油田的產量信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| SJV中途日落 | | | | | |
總產量(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 5,630 | | | 5,666 | | | 5,933 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL(MBBLS) | — | | | — | | | — | |
總計(Mboe)(2) | 5,630 | | | 5,666 | | | 5,933 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 西雅圖貝爾裏奇山 | | | | | |
總產量(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 1,551 | | | 1,505 | | | 1,280 |
| 天然氣(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL(MBBLS) | — | | | — | | | — | |
總計(Mboe)(2) | 1,551 | | | 1,505 | | | 1,280 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 烏伊塔 | | | | | |
總產量(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 1,010 | | | * | | * |
| 天然氣(Bcf) | 3,502 | | | * | | * |
| NGL(MBBLS) | 144 | | | * | | * |
總計(Mboe)(2) | 1,737 | | | | | |
__________
*占上述期間已探明總儲量的不到15%。
(1)產量是指在該期間內售出的數量。
(2)天然氣體積已按6mcf天然氣對1桶石油的能量含量換算為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶99.04美元和70.95美元，每桶6.45美元和3.89美元。
生產井
截至2022年12月31日，我們共有3450口生產井(淨3332口)(包括406口蒸汽驅和水驅注水井)，其中約100%是油井。我們在生產油井中的平均工作權益約為97%。我們所有的Uinta盆地油井都生產伴生天然氣和NGL。截至2022年底，我們參與了聖華金盆地的16個蒸汽洪水項目和一個水災項目，以及烏伊塔盆地的一個水災項目。
下表列出了截至2022年12月31日我們的生產油井和天然氣井(既有生產又有能力生產)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(聖華金盆地) | | 猶他州 (烏伊塔盆地)(3) | | 總計 |
油 | | | | | |
毛收入(1) | 2,215 | | 1,235 | | 3,450 |
網絡(2) | 2,144 | | 1,188 | | 3,332 |
燃氣(4) | | | | | |
毛收入(1) | — | | — | | — |
網絡(2) | — | | — | | — |
__________
(1)擁有權益的油井總數。包括總共406口蒸汽驅和注水井，其中395口在加利福尼亞州，11口在猶他州。
(2)零碎權益的總和。
(3)包括2022年2月收購的羚羊溪地區的油井。
(4)在猶他州，我們的部分油井中有伴生天然氣，這些油井被報告為油井。
種植面積
下表列出了截至2022年12月31日我們擁有權益的已開發和未開發總面積的某些信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(聖華金盆地) | | | | | | | | 猶他州
(Uinta) | | 總計 |
開發(1) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 7,135 | | | | | | | | 46,987 | | 54,122 |
網絡(3) | 7,110 | | | | | | | | 45,227 | | 52,337 |
未開發(4) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 12,286 | | | | | | | | 64,943 | | 77,229 |
網絡(3) | 7,988 | | | | | | | | 56,267 | | 64,255 |
__________
(1)隔開或分配給生產井的英畝。
(2)我們擁有權益的總英畝。
(3)基於工作利益或類似於生產分享合同的安排下的利益而擁有的零碎利益的總和。
(4)未鑽探或完成油井的英畝，不論其面積是否含有已探明儲量，均可生產商業數量的石油和天然氣。
參與鑽探油井
截至2022年12月31日，我們沒有參與任何未完成的油井。
鑽探活動
下表顯示了我們在所示時期內鑽探的淨開發井，其中包括根據我們的開發計劃劃分的井和温度觀測井。在本報告所述期間，我們沒有鑽探任何探井。這些信息不應被認為是未來業績的指標，也不應假定所鑽生產井的數量、發現的儲量數量或經濟價值之間必然存在任何關聯。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞 (聖華金和文圖拉盆地(3)) | | | | | | | | 猶他州
(烏伊塔盆地) | | 科羅拉多州 (皮肯斯盆地(4)) | | 總計 |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 72 | | | | | | | | | 13 | | | — | | | 85 |
天然氣 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
乾的 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | |
油(1) | 181 | | | | | | | | | 10 | | | — | | | 191 |
天然氣 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
乾的 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 45 | | | | | | | | | — | | | — | | | 45 |
天然氣 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
乾的 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
__________
(1)包括注入井。
(2)包括2022年和2020年分別尚未連接到加利福尼亞州收集系統的12口井和50口井。
(3)自2021年10月起，我們完成了我們在加利福尼亞州洛杉磯縣文圖拉盆地的Placerita field物業的出售，其中包括2020年的一口井和2021年的零口井。
(4)2022年1月，我們剝離了我們在科羅拉多州的Piceance盆地資產。
交付承諾
我們有為加工提供天然氣數量的合同協議，其中一些協議規定了固定和可確定的數量，所有這些都在猶他州。截至2022年12月31日，截至2024年3月，合同加工量約為4560mcf/d。我們的產量遠遠超過承諾交付的數量，並有能力根據需要確保更多的產品。
回收方法和營銷安排
我們尋求成為我們物業的運營商，以便我們能夠開發和實施鑽井計劃和優化項目，這些項目不僅可以取代生產，還可以通過儲量和產量增長以及未來的運營協同效應來增加價值。對於已操作的油井，我們平均擁有97%的工作權益，在我們的物業中擁有98%的運營控制權。
我們在加州的業務主要集中在熱砂巖、熱硅藻土和希爾硅藻土開發區。我們在猶他州的Uinta盆地也有業務，如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 狀態 | | 項目類型 | | 井型 | | 完成類型 | | 回收機制 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 熱液砂巖 | | 垂直/水平 | | 射孔/開槽襯砌/礫石充填 | | 連續注汽和循環注汽 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 熱硅藻土 | | 垂直 | | 短井距射孔 | | 高壓週期注汽 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 希爾硅藻土(非熱) | | 垂直 | | 水力刺激，低強度針尖 | | 注水加劇了壓力耗竭 | | | | | | |
猶他州 | | 烏伊塔 | | 垂直/水平 | | 低強度水力刺激 | | 壓力耗竭 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
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提高採收率
我們在加州的大部分資產包括重質原油，這需要以蒸汽的形式提供熱量，注入產油層以降低石油粘度，從而使石油能夠流入井筒進行生產。我們在聖華金盆地有循環和連續的蒸汽注入項目，所有項目都在克恩縣以及中途-日落、南貝裏奇、麥基特里克和波索克裏克等油田。這項技術已經在我們和其他人鑽探的數千口井中證明瞭多年的成功。從歷史上看，我們從稠油油藏通過週期注水開始生產，然後擴大運營，包括在鄰近油井連續注水。只要存在有利的油氣價差，我們就打算繼續採用這兩種開採技術。這些項目的全面開發通常需要數年時間，包括蒸汽和水處理設施的前期基礎設施建設，以及後續的開發鑽探。這些熱採項目的深度一般比我們的其他項目淺(600至2500英尺)，而且鑽井和完井成本相對較低，每口井的成本約為500,000美元。因此，我們通常可以快速地實施鑽井計劃，並獲得誘人的回報率。
熱電聯產供汽與常規蒸汽發電
我們從稠油油藏中生產石油，使用蒸汽來加熱石油，使其流入井筒進行生產。為協助這項業務，我們擁有及營運四座發電及生產蒸汽的天然氣燃燒熱電廠：(I)一座38兆瓦的設施(“COGen 38”)、一座18兆瓦的設施(“COGen 18”)及一座5兆瓦的設施(“PAN FEY COGen”)，每個設施均位於中途-日落油田；及(Ii)另一座5兆瓦的設施(“21z COGen”)位於麥基特里克油田。熱電廠，也被稱為熱電廠，在發電的同時使用熱渦輪廢氣來產生蒸汽。這種聯合工藝比單獨發電或單獨生產蒸汽效率更高。有關更多信息，請參閲“-電”。和“第1A項。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們依賴我們的熱電聯產設施為我們的運營生產蒸汽。剩餘電力的銷售合同、經濟市場價格和監管條件會影響這些設施對我們業務的經濟價值。”
我們擁有62台完全許可的傳統蒸汽發生器。在任何時間點運行的發電機的數量取決於(I)達到我們的目標註入速度所需的蒸汽量和(Ii)天然氣價格與我們的石油生產率和售出石油的實際價格的比較。擁有這些不同的蒸汽產生設施，可以最大限度地控制蒸汽供應、位置，在某種程度上，還可以控制
蒸汽發電的總成本。我們購買的用於產生蒸汽和電力的天然氣主要是基於落基山脈的價格指數，包括運輸費，因為我們目前大部分的天然氣需求都是從落基山脈購買的，其餘的在加州購買。
營銷安排
我們銷售原油、天然氣採購和電力。
原油。我們加州約92%的原油生產通過原油管道連接到加州市場。我們通常不運輸、提煉或加工我們生產的原油，也沒有任何長期的原油運輸安排。加州的石油價格受到布倫特原油價格的影響，因為加州煉油商大約70%的需求從歐佩克+國家和其他水運來源進口。這種動態導致了一段時期，包括最近幾年，主要基準中途日落原油(13°API重質原油)的價格一直等於或超過WTI原油(40°API輕質原油)的價格。由於沒有通過鐵路或超級油輪進口原油的較高成本，我們相信，我們在加州的生產和較低的運輸成本，加上受布倫特原油影響的定價，將使我們能夠繼續在加州實現強勁的現金利潤率。我們的石油生產主要是根據對市場敏感的合同銷售的，這些合同的定價通常與採購商公佈的產區價格存在差異。我們以短期合同出售我們所有的石油生產。從歷史上看，猶他州含蠟的石油質量主要限制了對鹽湖城市場的銷售，鹽湖城市場在很大程度上依賴於該地區的石油供求。最近該盆地石油供應緊張的局面取得成功，增加了供應，並對現貨油價構成下行壓力。由於這些情況，我們正在努力將我們的原油出售給盆地以外的市場。通過鐵路向其他市場出口的選擇是可用的，過去也曾使用過，但相對昂貴。我們還進行了石油對衝，以保護我們的運營費用和其他成本不受價格波動的影響。
天然氣。我們的天然氣生產主要是根據對市場敏感的合同銷售的，這些合同的定價通常與已公佈的產區天然氣指數價格存在差異。我們的天然氣生產是根據季節性現貨價格或指數合同出售給買家的。我們以對市場敏感的價格或現貨價格，以短期合同出售我們所有的天然氣和天然氣生產。在某些情況下，我們簽訂了天然氣加工合同，根據合同，剩餘的天然氣以短期合同出售，但相關的天然氣液化天然氣以長期合同出售。在所有這些情況下，剩餘的天然氣和天然氣都是以對市場敏感的指數價格出售的。
NGL。我們沒有長期或長途的州際NGL運輸協議。我們使用基於市場的定價將我們幾乎所有的NGL出售給第三方。我們的NGL銷售一般是根據加工合同或短期銷售合同進行的。
天然氣採購。 我們對購買天然氣進行對衝，以保護我們的運營費用不受價格波動的影響。我們還簽訂了長期的管道運力協議，將天然氣從落基山脈運往我們在加州的資產，這有助於減少我們受到燃料氣購買價格波動的影響。
發電。我們的熱電聯產設施為我們的物業提供電力和蒸汽，併為非租賃銷售提供電力。我們的四個熱電聯產設施位於我們某些產油區的中心，其總髮電能力約為66兆瓦。每個設施產生的蒸汽能夠輸送到我們的熱採工藝需要蒸汽的許多油井中。熱電聯產設施的主要目的是降低我們重油作業中的蒸汽和電力成本。
我們的PanFee Cogen和21z Cogen設施產生的電力和蒸汽僅用於現場作業。
截至2022年12月31日止年度，我們每天向電網出售約1,005兆瓦時的熱電聯產電力，並平均每天消耗約293兆瓦時的熱電聯產電力供租賃業務使用。這四個熱電聯產設施平均生產約2.4萬桶
每天都有蒸氣。剩餘電力的銷售合同、經濟市場價格和監管條件會影響這些設施對我們業務的經濟價值。
電力銷售合同。我們根據加州公用事業委員會(CPUC)批准的長期PPA將我們的一家熱電聯產設施生產的電力出售給加州投資者擁有的公用事業公司太平洋燃氣電力公司(PG&E)。PPA將於2026年11月到期。
主要客户
在截至2022年12月31日的一年中，對PBF Holding、Tesoro Refining and Marketing和Phillips 66的銷售額分別約佔我們銷售額的33%、16%和10%。截至2022年12月31日，來自三個客户的貿易應收賬款約佔我們應收賬款的33%、16%和13%。
如果我們失去了我們的任何一個主要石油和天然氣買家，損失可能會停止或推遲我們在該特定買家服務區的石油和天然氣的生產和銷售，並可能對我們能夠銷售的石油、天然氣和NGL的價格和數量產生不利影響。有關營銷風險的更多信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險”.
物業的標題
按照石油和天然氣行業的慣例，我們最初只對收購時的物業所有權進行初步審查。在開始對該等物業進行鑽探作業前，我們會進行更徹底的業權審查，並就重大缺陷進行補救工作。我們不會在物業上開始鑽探作業，直到我們修復了對項目至關重要的此類物業上的已知所有權缺陷。個別物業可能會承受我們認為不會對物業的使用或價值造成重大影響的負擔。物業的負擔可能包括慣常的特許權使用費利益、經營協議附帶的留置權以及適用法律下的現行税收、義務或關税、開發義務或淨利潤利益。
競爭
石油和天然氣行業競爭激烈。在我們的上游勘探和勘探業務中，我們歷來遇到來自其他公司的激烈競爭，包括在收購物業、承包鑽井和其他相關服務以及獲得訓練有素的人員方面的獨立運營商。我們還受到鑽機和相關設備競爭的影響。過去，石油和天然氣行業經歷了鑽機、設備、管道和人員短缺，這推遲了開發鑽探，並導致價格大幅上漲。我們的設備和服務提供商的低成本、商品化性質在一定程度上使我們免受生產商在非傳統業務中面臨的成本通脹壓力。我們無法預測何時或是否會出現這種短缺，也無法預測它們將如何影響我們的鑽井計劃。
通過CJWS，我們在加州市場提供服務，我們的競爭對手既有小型地區性承包商，也有擁有國際業務的大型公司。CJWS的收入和收益可能受到幾個因素的影響，包括競爭的變化、客户鑽井和完井活動的波動、對未來石油和天然氣價格的看法、政府監管、天氣、流行病和整體經濟狀況造成的幹擾。我們認為，主要的競爭因素是價格、性能、服務質量、安全性和響應時間。關於石油和天然氣行業的競爭和相關風險的更多信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—石油和天然氣行業的競爭非常激烈，這使得我們更難獲得資產、銷售石油或天然氣以及獲得訓練有素的人員。”
我們還面臨來自風能或太陽能等替代能源的間接競爭，隨着加州和聯邦政府制定可再生能源和氣候相關政策，這些替代能源可能會變得更具競爭力。
季節性
季節性天氣狀況在過去和未來可能會影響我們的鑽井、生產和油井維修活動。極端天氣條件可能會對滿足鑽井和完井目標以及生產目標構成挑戰。季節性天氣還可能導致對設備、用品和人員的競爭加劇，這可能導致短缺和成本增加或推遲運營。我們的行動一直受到，未來也可能受到冬季冰雪的影響，特別是在猶他州，春季和夏季受到雷暴和高温的影響，以及野火和降雨。此外，異常的暴雨或極端温度可能會導致洪水和停電，這可能會對我們的運營能力產生不利影響，特別是在加利福尼亞州。例如，2022年12月，異常惡劣的天氣導致加州面臨運營挑戰、停產和天然氣價格大幅上漲。2023年第一季度，極端不利的天氣條件繼續存在，影響了我們的生產。
在其他因素中，極端寒冷的天氣條件推動了2022年天然氣價格的上漲。在加利福尼亞州，我們在2022年12月中旬經歷了一次顯著的上漲，天然氣價格一度高達每Mmbtu 50.79美元。我們通過暫時關閉我們的一個熱電聯產設施，並減少了我們運營中其他部分的蒸汽產生，迅速轉移並減少了我們在加州的天然氣消耗，這對生產產生了負面影響。我們尋求通過以與天然氣價格掛鈎的價格將熱電聯產業務的過剩電力出售給第三方，來減輕我們熱電廠的相當大一部分天然氣購買風險。除了天然氣價格對電價的影響外，這些銷售通常在夏季月份更高，因為其中包括季節性容量。根據市場價格以及當前和預計的供需平衡，我們目前的預期是，加州的天然氣價格將在2023年上半年繼續保持高位，並在2023年年中開始走軟。我們的對衝策略，加上我們從落基山脈中游獲得天然氣的機會，也有助於緩解天然氣價格高企對我們成本結構的影響。
監管事項
石油和天然氣行業的監管
與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的業務受到一系列複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束。加州是我們大部分業務和資產的所在地，是美國對石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。聯邦、州和地方法律法規管理加州勘探、開發和生產的大部分方面，包括：
•石油和天然氣生產，包括聯邦、州和私人土地上油井和設施的選址和間距以及相關條件或緩解措施；
•建造、鑽井、完井、刺激、操作、檢查、維護和報廢油井的方法；
•天然氣加工廠、發電廠、壓縮機以及液體和天然氣管道或集氣管道等設施的設計、建造、操作、檢查、維護和退役；
•改善或提高採收率的技術，例如用於壓力管理的蒸汽或液體注入；
•鑽井、完井、刺激、維護和改進或增強採油過程中所用水的來源和處置；
•為鑽探、運營和廢棄或退役油井和設施提供保證金或其他財務保證；以及
•我們產品的運輸、營銷和銷售。
總體而言，現有法律和法規的影響是，通過限制我們的財產的使用，潛在地限制我們油井的數量和位置，限制我們開發某些資產和進行某些作業的能力，並將我們油井可以生產的石油和天然氣數量減少到原本可能的水平以下。此外，行業的監管負擔增加了我們的成本，因此可能對運營、資本支出、收益和我們的競爭地位產生不利影響。違反這些法律和法規的行為和責任可能會導致重大的行政、民事或刑事處罰、補救清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉、聲譽損害和其他責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和未來前景產生不利影響。
加州自然保護部地質能源管理部(“CalGEM”)是加州私人和州土地上石油和天然氣鑽探和生產活動的主要監管機構，加州土地委員會對州地表和礦產權益的管理以及其他州和地方機構也有額外的監督。美國內政部土地管理局(“BLM”)對加州的聯邦土地行使類似的管轄權，CalGEM也對某些活動行使管轄權。近年來，加州立法機構大幅增加了CalGEM、州土地委員會和其他州機構在石油和天然氣活動方面的管轄權、職責和執行權，CalGEM和其他州機構也大幅修訂了他們的法規、監管解釋以及數據收集和報告要求。此外，加利福尼亞州立法機構不時提出立法，尋求進一步限制或禁止某些石油和天然氣作業，美國國會和聯邦機構也定期尋求修改環境法律和法規。
接下來將討論政府法規，包括有關環境問題的法規，可能對我們的業務、運營、資本支出、收益和競爭地位產生的潛在影響。有關可能對本公司產生重大影響的監管風險的更多信息，請參閲“第1A條”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險”.
加利福尼亞州允許的考慮因素
州和地方機構或聯邦機構對鑽探和生產活動的許可證和其他批准可能分別根據加州環境質量法案(“CEQA”)或國家環境政策法案(“NEPA”)進行環境審查，這在過去和未來可能導致必要的許可證和批准的發放延遲，以及施加繁重的緩解措施或限制等。例如，運營商在加州進行鑽井作業之前，必須首先獲得當地政府的許可，才能從事石油和天然氣生產的土地使用，這要求當地政府進行符合CEQA的審查，以評估擬議的土地使用可能造成的環境影響，包括對棲息地、鄰近社區、空氣質量、水質和其他環境因素的影響。CEQA對州和地方機構的許可決定施加了類似的義務。在發放某些作業(例如，鑽探新油井)所需的許可證之前，CalGEM要求運營商確定滿足CEQA的方式，這通常是通過環境影響審查或州或地方機構的豁免。
在過去的幾年裏，加利福尼亞州和地方各級都出現了一些事態發展，導致我們所有加州資產所在的克恩縣的石油和天然氣活動的新鑽探許可證的發放延遲，以及更耗時和成本更高的許可過程。最值得注意的是，在克恩縣，我們歷來通過遵守當地的石油和天然氣法規來滿足CEQA的要求，該法規得到了一份涵蓋克恩縣石油和天然氣運營的環境影響報告(EIR)的支持(“克恩縣EIR”)。2020年，有人對克恩縣EIR提起訴訟，隨後加州第五地區上訴法院發佈了一項裁決，宣佈克恩縣EIR的一部分無效，直到克恩縣對克恩縣EIR進行某些修改並重新認證(“克恩縣裁決”)。為了應對克恩縣的裁決，克恩縣準備了一份補充EIR(“補充EIR”)，並於2021年3月獲得克恩縣監事會的批准。在原告提出進一步挑戰後，一個克恩縣
高等法院法官於2021年10月暫停使用補充EIR，等待法院進一步審查。2022年6月，克恩縣高級法院做出了部分有利於克恩縣的裁決，但也發現補充EIR仍未滿足CEQA的最低要求。2022年8月，克恩縣監事會批准了一些變化，解決了法院在2022年6月的裁決中發現的四個獨立問題。克恩縣高級法院隨後於2022年10月做出裁決，裁定克恩縣補充EIR沒有被取消認證，但命令克恩縣在補充EIR生效之前解決之前發現的四個獨立問題。克恩縣隨後向法院提交了這些變化的通知，2022年11月2日，初審法院解除了阻止依賴補充EIR的命令。2022年12月，克恩縣高等法院駁回了暫停這一訴訟的動議，原告提出上訴。2023年1月26日，加州第五地區上訴法院發佈了一項初步命令，再次暫停使用補充EIR來滿足CEQA要求，等待關於克恩縣在上訴過程中依賴補充EIR的能力的最終命令的結果。雖然法院到目前為止還沒有發佈最終命令，但在上訴過程中，補充EIR的使用可能會繼續暫停，這將導致克恩縣的許可程序在很長一段時間內持續受到重大幹擾。此外，如果在上訴程序解決後最終確定補充EIR存在缺陷，則可以暫停使用補充EIR來滿足CEQA對鑽井許可證的要求，直到此類缺陷得到解決, 這可能會在可預見的未來延長這種幹擾。此外，CalGEM於2023年2月2日向運營商發出通知，根據初步命令，它將不再承認克恩縣作為CEQA牽頭機構在2022年11月2日至2023年1月26日期間根據補充EIR發放的工卡(CalGEM通知)。即使加州第五地區上訴法院解除了依賴補充EIR的暫停，也不能保證我們能夠在此期間使用克恩縣發放的工卡，也不能保證CalGEM以多快的速度發放任何新的許可證。
另外，2021年2月，生物多樣性中心對CalGEM提起訴訟，指控其依賴克恩縣EIR做出石油和天然氣決策違反了CEQA，CalGEM要求進行符合CEQA的獨立環境影響審查，然後該機構才能發放石油和天然氣許可證和批准。最近，阿拉米達縣高等法院駁回了CalGEM要求對訴狀做出判決的動議，訴訟仍在進行中。我們無法預測其最終結果，或者它是否會導致證明遵守CEQA和許可過程的要求發生變化，即使補充EIR最終被認為是足夠的和恢復的。
由於這種持續的不確定性，CalGEM在發放新油井許可證方面出現了重大延誤。自2022年12月以來，CalGEM沒有向任何生產商發放過任何新的鑽探許可證。在克恩縣能夠恢復利用補充EIR來證明符合CEQA之前，我們獲得新的許可和批准以支持我們在克恩縣的未來計劃的能力，需要向CalGEM證明符合CEQA。我們在2022年從CalGEM獲得了一些新的鑽探許可證，在這些區域我們不必依賴克恩縣EIR，因為CEQA環境分析已經由一個前身實體單獨完成，CalGEM認為該實體滿足了CEQA合規義務。我們相信，我們可能有能力在2023年在這些行動區域內獲得更多許可證。在不能參考補充EIR或其他符合CEQA的環境分析的情況下展示CEQA合規性是一個技術、時間和成本更密集的過程，其中可能需要我們進行廣泛的環境影響審查。
目前，我們預計2023年計劃產量的90%以上將來自我們的基礎產量，其餘的來自修井、側鑽和與現有井眼相關的其他活動，以及年內我們已經獲得許可或預計將獲得許可的有限數量的新井，因為這些井位於CEQA分析已經完成的地區。由於CalGEM通知和克恩縣EIR的法律挑戰，我們目前的2023年資本預算是在假設2023年不會為尚未完成CEQA分析的地區發放額外的新油井許可證的基礎上編制的，這些地區與目前暫停的克恩縣EIR分開。然而，我們正在尋求其他途徑，以獲得新油井的額外許可，如果獲得許可，將使我們能夠擴大我們資本預算中設想的2023年鑽探計劃。
此外，如果我們無法在2024年之前獲得新的鑽井許可證，可能會導致我們2022年12月31日儲量報告中確定的2024年12月31日到期的已探明未開發儲量的一部分損失。
挫折
另外，2022年9月16日，加利福尼亞州州長簽署了第1137號參議院法案，禁止CalGEM允許任何新油井或現有油井的返修，如果擬議的新鑽探或返修距離某些敏感感應器3200英尺以內，從2023年1月1日起生效。2023年1月6日，CalGEM支持執行參議院第1137號法案的緊急條例獲得行政法辦公室的批准，並公佈了最終條例。這些規定包括：向物業業主和租户發出通知，説明所進行的工作並提供鑽井前後測試水井或地表水的採樣；新生產設施所需通知的內容；每年提交敏感受體清單和敏感受體地圖及其內容和格式；以及運營商已確定某個位置不在衞生保護區內的情況下的聲明要求。參議院第1137號法案的其他條款包括，除其他外，對位於與噪音、光和粉塵污染控制和空氣排放監測有關的敏感接收器範圍內的油井實施HSE控制，並立即暫停被確定為不符合某些空氣排放要求的生產設施的作業。後一條規定自2025年1月1日起施行。
2022年12月，選民公投(公投)的支持者收集的簽名超過了將參議院第1137號法案放在2024年投票中所需的簽名數量。2023年2月3日，加利福尼亞州國務卿對簽名進行了認證，並確認公投有資格參加2024年11月的投票。因此，參議院第1137號法案將被擱置，直到付諸表決，儘管如果國務卿的認證存在法律挑戰，任何擱置都可能被推遲。然而，我們無法預測CalGEM、加利福尼亞州或其他感興趣的各方未來可能採取的任何行動，這可能會進一步限制我們在某些地區的鑽探能力。
我們的大部分生產在聖華金盆地的農村地區，不太可能受到參議院第1137號法案的影響，如果該法案永久有效的話。我們正在積極進行緩解工作，以應對對現有和計劃中的油井的潛在影響，但我們可能無法最終開發這些資產。我們繼續評估這一規則的影響，但我們目前估計，我們總已探明儲量的約13%在參議院第1137號法案確立的挫折範圍內。我們預計這項法律不會導致我們現有的全部已探明已開發生產儲量或當前生產率發生任何重大變化。
加州地下注水控制條例
聯邦《安全飲用水法》(“SDWA”)和根據《安全飲用水法》和相關州法律頒佈的《地下注水控制計劃》(“UIC”)對管理採出水(含鹽的滷水廢水和油井和天然氣井產生的其他成分)的注入和處置井的鑽探和操作進行了監管。在開發和使用深度注水井處理產出水或提高採收率之前，必須獲得許可證，並且必須定期進行井套完整性監測，以確保井套不會將產出水泄漏到地下水。環保局在一些州直接管理UIC項目，而在其他州，如加利福尼亞州，管理授權給州。
從2019年4月起，CalGEM最終敲定了新的UIC法規，該法規影響到特定類型的井：(I)為提高石油採收率而注入水或蒸汽的井，以及(Ii)在生產過程中返回從油層中湧出的鹹水地下水的井。關鍵法規包括更嚴格的測試要求，旨在識別潛在泄漏，增加數據要求，以確保對擬議項目進行全面評估，持續的油井壓力監測，要求在存在安全或環境風險時自動停止注入，以及要求披露靠近供水井的注水井的化學添加劑。儘管有這些變化，2021年9月，美國環境保護局(EPA)單獨發佈了一封信
加州自然資源局和州水資源控制委員會就加州遵守2015年合規計劃的情況進行了調查，該計劃涉及該州根據UIC條例批准含水層豁免並將這些批准提交環境保護局審查的程序。這封信要求加州在2022年9月之前採取適當行動，否則環保局將考慮採取額外行動，對加州對UIC計劃的管理施加限制，扣留用於UIC計劃管理的聯邦資金，並直接命令石油和天然氣運營商向未經EPA授權的地層注入石油和天然氣，以及其他措施。該州於2021年10月提出了一項擬議的履約計劃，並於2022年8月發出了一封后續信函，提供了年中的最新情況，但到目前為止，環保局尚未做出迴應。對注水井作業的額外限制、聯邦政府對UIC許可程序的監督增加，或者加州缺乏資金來管理UIC計劃下的許可，所有這些都有可能對我們的運營產生不利影響，並導致運營和合規成本增加。
圍繞UIC法規遵從性的不確定性不時導致獲得UIC許可證的延遲，以提高石油採收率、處理油田廢物和注水井，這反過來又可能推遲我們獲得進行計劃運營所需的其他許可證的能力。此外，對潛在地下水污染問題的擔憂導致了對UIC許可和加州其他石油和天然氣活動的更嚴格審查。未來可能會對我們的業務施加更嚴格的法規或限制，以限制我們獲得UIC許可證以提高石油回收和處理油田廢物的能力。此外，CalGEM表示正在與加利福尼亞州水資源控制委員會協調，就加強對注水井許可決定的審查提出規則。任何此類變化都可能對我們的運營產生不利影響。例如，儘管“加密鑽探”過去一直被認為不受CalGEM某些許可要求的限制，例如需要獲得新的項目批准書(“PAL”)，但CalGEM似乎限制了它認為擬議的鑽探是對已移交油田用途和影響的區域的“加密”。當操作員試圖改變現用注水井的位置或添加項目申請中先前未確定的新注水井時，就會出現加密井。2022年3月，CalGEM向運營商發出通知，通知運營商與批准注水井有關的新核對表文件，其中包括增加非擴張加密井。加密油井審批流程的變化可能會推遲允許注入和其他活動，並可能導致我們運營的合規成本增加。我們的2023年計劃, 由於延遲獲得所需的UIC許可，我們可能無法及時獲得執行我們的鑽探和開發計劃所需的某些許可，這可能會影響到我們的未來計劃。過去，儘管存在這些允許的不確定性，我們仍能夠修改我們的鑽探和開發計劃，並獲得支持持續運營所需的許可證，但不能保證我們未來能夠繼續成功地處理這些問題。
加州空閒井法規
在加利福尼亞州，閒置油井是指兩年或更長時間未使用且尚未根據CalGEM法規永久密封的油井。被運營者遺棄並因此成為國家負擔的閒置油井稱為孤兒油井。2019年4月，CalGEM發佈了最新的閒置井法規，包括全面的閒置井測試製度，以證明閒置井的機械完整性，測試或封堵和廢棄閒置井的合規時間表，收集必要的數據，以確定測試和封堵無法恢復服務的閒置井的優先順序，對每口閒置15年或更長時間的閒置井進行工程分析，以及對現役觀察井的要求。此外，運營商被要求要麼提交年度閒置油井管理計劃，説明他們將如何封堵和廢棄，要麼重新激活指定百分比的長期閒置油井，或者支付額外的年費並進行額外的測試，以保持更大的靈活性，使長期閒置油井在未來恢復服務。此外，2019年，加利福尼亞州州長簽署了AB 1057立法，要求CalGEM研究並優先處理有排放的閒置油井，評估廢棄、退役和恢復的成本，並審查和更新運營商的相關賠償保證金金額(如果有擔保)，最高可達指定上限。這項立法還擴大了CalGEM的職責，從2020年1月1日起生效，包括公共健康和安全以及在滿足該州能源需求的同時減少或減輕温室氣體排放。
到目前為止，我們已經滿足了之前的閒置井管理計劃的條件，我們將在2023年根據提交的計劃再次這樣做。2022年，我們在封堵和廢棄活動上花費了大約2000萬美元。2023年，我們目前估計此類活動的支出約為2100萬至2400萬美元，以履行我們每年的封堵和放棄義務。
此外，在2021年第四季度，我們收購了CJWS，並啟動了一條盈利的新業務線，為加州的行業提供標準油井服務，包括為我們和其他運營商以及加利福尼亞州封堵和廢棄加州各地的閒置油井。我們認為，CJWS處於有利地位，可以獲得州和聯邦資金，幫助補救閒置油井；根據第三方消息來源，加州估計有大約35,000口閒置油井。
影響加州石油和天然氣活動的其他行動
近年來，加州州長和立法機構採取了一系列行動，試圖減少該州化石燃料的供應和需求。例如，2022年9月，州長簽署了第1279號參議院法案，使之成為法律，該法案將總督辦公室之前發佈的一項行政命令編纂為法律，該命令要求該州在2045年之前實現碳中和。此外，紐瑟姆州長此前發佈了一項行政命令，確立了幾個目標，並指示幾個州機構採取某些行動來減少温室氣體的排放，包括但不限於：逐步停止銷售排放車輛；制定戰略，關閉加州的石油和天然氣設施並將其重新用於其他用途；以及呼籲加利福尼亞州立法機構到2024年頒佈新的法律，禁止該州的水力壓裂(我們目前在加州沒有進行任何水力壓裂，我們的近期計劃不包括開發需要水力壓裂的資產)。
另外，2020年10月，加州州長髮布了一項行政命令，確立了到2030年保護加州至少30%的土地和沿海水域的州目標，並指示州機構實施其他措施來緩解氣候變化和加強生物多樣性。目前，我們無法預測這一訂單可能導致的潛在未來行動，也無法預測這些行動可能如何影響我們的運營。
此外，總裁·拜登於2022年8月16日簽署了《降低通貨膨脹法案》(“IRA”)，其中包括對石油和天然氣行業某些來源的甲烷排放徵收費用，併為可再生能源和低碳或零碳產品提供重大激勵。從2024年開始，愛爾蘭共和軍的甲烷排放費對某些石油和天然氣設施的過量甲烷排放徵收費用，從2024年的每公噸泄漏甲烷900美元開始，到2025年上升到1200美元，2026年及以後增加到1500美元。徵收這筆費用和愛爾蘭共和軍的其他規定可能會增加我們的運營成本，並加速擺脱石油和天然氣的過渡，這可能會對我們的業務和運營結果產生不利影響。
對聯邦土地上石油和天然氣開發的限制
截至2022年12月31日，我們在加利福尼亞州和猶他州的淨面積分別約有12%和28%位於聯邦土地上，這分別佔我們在加利福尼亞州和猶他州總探明儲量的約10%和12%，佔我們在加利福尼亞州和猶他州的PUD地點的約8%和7%。未來可能會對聯邦土地上的石油和天然氣活動施加額外的聯邦限制。例如，2021年1月27日，總裁·拜登發佈了一項行政命令，在法律允許的範圍內，暫停在聯邦土地上發放新的石油和天然氣開發租約，並呼籲對聯邦土地上此類活動的現有租賃和許可做法進行審查(該命令澄清，它不限制在部落土地上進行此類活動，包括聯邦政府僅託管的部落土地)。儘管該命令不適用於有效租約下的現有運營，但我們不能保證不會採取進一步行動，限制聯邦土地上的石油和天然氣開發。這些聯邦租賃活動的暫停促使幾個州對拜登政府採取法律行動，導致路易斯安那州的一名聯邦地區法官於2021年6月發佈了全國性的初步禁令，並於2022年8月發佈了永久禁令，有效地停止了對2021年3月24日之前被取消或推遲的租約暫停租賃的執行。另外，內政部(DOI)在2021年11月發佈了關於聯邦天然氣租賃和許可做法的報告，提到了一些建議和聯邦石油現代化的總體意圖
和天然氣租賃計劃，包括優先在已知資源潛力的地區租賃，避免與娛樂、野生動物棲息地、 保護和歷史文化資源衝突的租賃。愛爾蘭共和軍迴應了報告中的一項建議，將在岸特許權使用費税率提高到16⅔%。然而，該報告的其他幾項建議將需要國會進一步採取行動，我們無法預測這些建議現在或未來可能會在多大程度上得到實施，但對聯邦石油和天然氣活動的限制可能會導致成本增加，並對我們的運營產生不利影響。
關於根據《國家環境政策法》採取的重大聯邦行動，最近的修改也可能對聯邦土地上的石油和天然氣活動施加進一步限制。2021年10月，拜登政府宣佈了對特朗普政府2020年敲定的規則的三項重大變化。這些變化包括授權機構考慮重大聯邦行動的直接、間接和累積影響，包括化石燃料項目的上游和下游温室氣體排放影響；允許機構確定項目的目的和需求(從而允許考慮危害較小的替代方案)；給予機構更大的靈活性，根據環境質量委員會(CEQ)的規定製定自己的國家環境政策法程序，以滿足機構和公眾的需求。為此，2022年4月，環境質量委員會發布了與擬議中的變化相一致的最終規則，此舉被認為是拜登政府修改《國家環境政策法》的兩個階段方法的“第一階段”。這一進程的“第二階段”包括髮布一項新規則，提議對“國家環境政策法”的法規進行更廣泛的修改。
部落土地上的行動
截至2022年12月31日，我們在猶他州約65%的淨面積位於部落土地上，約佔我們在猶他州總探明儲量的69%，約佔我們在猶他州PUD地點的88%；我們在加州的資產或業務均未位於部落土地上。除了聯邦、州和地方機構和當局的潛在監管外，印第安人部落頒佈的一套完全不同的、對此類土地擁有管轄權的法律和條例適用於此類土地上的承租人、經營者和其他當事人，無論是部落土地還是分配土地。這些規定包括租賃條款、特許權使用費事項、鑽井和生產要求、環境標準、部落就業和承包商偏好以及許多其他事項。此外，部落土地上的承租人和經營者可能受到部落法院的管轄，除非有關部落明確放棄主權豁免，允許在聯邦或州法院解決部落與這些承租人或經營者之間的糾紛。這些法律、法規和其他問題構成了獨特的風險，可能會對我們的業務提出額外的要求，導致在獲得必要的批准或許可方面出現延誤，或者導致我們的石油和天然氣租約丟失或取消，進而可能對我們在部落土地上的業務產生重大不利影響。
高壓週期蒸汽吞吐及增產措施的限制
我們在加州的業務主要集中在熱砂巖、熱硅藻土和希爾硅藻土開發區，其中只有我們未開發的熱硅藻土資產需要新的高壓循環蒸汽井，而貝裏奇山硅藻土可能需要油井增產處理(“WST”)(也稱為水力吞吐、水力壓裂或水力壓裂)。我們限制了2023年對我們未開發的熱硅藻土資產的計劃，我們沒有任何短期計劃需要在我們的貝裏奇山硅藻土資產中使用WST。我們確實依賴於其他油井刺激和注水方法，包括使用週期和連續注汽，這是嚴格管制的。對使用這些油井刺激治療或其他形式的注入的任何限制都可能對我們的運營產生不利影響，包括導致運營延誤、成本增加和產量減少。然而，我們開展這種活動的能力並沒有受到暫停批准新的高壓循環蒸汽井和WST的禁止或其他限制。
如上所述，2019年11月，加州自然資源保護部發布了一份新聞稿，宣佈了CalGEM的三項行動：(1)暫停批准新的高壓循環蒸汽井，等待對處理某些運營商經歷的地面表情的做法進行研究；(2)根據加利福尼亞州立法機構於2019年分配給CalGEM的額外職責，審查和更新有關石油和天然氣附近公共健康和安全的法規(上文討論)；(3)對CalGEM發放地下注水活動的WST許可證和項目批准函(“PAL”)的許可程序進行績效審計；和(4)獨立審查的技術含量
正在等待勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室的WST和PAL申請。2020年9月，加利福尼亞州州長髮布了一項行政命令，其中要求CalGEM完成其公共健康和安全審查，並提出額外的法規，並注意到州長打算尋求立法，在2024年之前停止發放新的水力壓裂許可證；該行政命令在上文的“-影響加州石油和天然氣活動的額外行動”一節中進一步討論。2020年1月，CalGEM向包括我們在內的運營商發佈了正式通知，稱他們已發佈限制措施，禁止新的地下采油井使用高壓循環蒸汽工藝。2022年2月，CalGEM向過去曾進行高壓循環蒸汽作業的運營商發出信函，表示CalGEM打算逐個油田重新考慮暫停，但我們迄今尚未收到進一步的指導。重要的是，暫停高壓循環注汽沒有影響現有的生產或以前批准的許可證，我們的計劃和業務迄今也沒有受到實質性影響。2023年，我們計劃在這些熱硅藻土屬性中鑽探允許的油井。
從歷史上看，州監管機構一直將水力刺激行動作為其石油和天然氣監管計劃的一部分進行監督。然而，聯邦機構不時地對這一過程的某些方面主張監管權力。2016年，環保局發佈了最終規定，除其他外，涉及使用柴油的某些液壓刺激活動，以及捕獲液壓刺激期間釋放的空氣排放的標準。雖然BLM之前在2017年廢除了對聯邦土地上的水力壓裂施加某些要求的規定，但撤銷受到持續的法律挑戰，這些規定可能會在拜登政府的領導下重新考慮。與此相關的是，拜登政府發佈了一項擬議的規則，要求運營商維持在聯邦或美洲原住民租賃土地上作業的泄漏檢測和修復計劃，並在2022年11月提出了一項規則，該規則將限制聯邦土地上油井現場的燃燒，並允許在該機構發現運營商的甲烷廢物最小化計劃不足的情況下推遲或拒絕發放許可證。這些規則的結果可能會對我們在Uinta盆地的運營產生重大影響，截至2022年12月31日，我們在猶他州已探明儲量的約12%位於聯邦土地上，約69%位於部落土地上。此外，不時向國會提交立法，規定對水力刺激進行聯邦監管，並要求披露刺激過程中使用的化學品。如果通過，這些或類似的法案可能會導致對水力刺激作業的額外許可要求，以及對這些作業的各種限制。這些許可要求和限制可能會對我們在烏伊塔盆地的業務產生重大影響, 包括由於油井現場作業的延誤，以及提高油井產能的成本。
水資源
石油和天然氣勘探和開發活動可能受到水供應的不利影響。乾旱條件、競爭用水和其他對我們獲得水的物理幹擾可能會對我們的業務產生不利影響。近年來，加利福尼亞州和猶他州經歷了持續和嚴重的乾旱條件。因此，水區和加利福尼亞州政府實施了可能限制地下水開採和用水並增加用水成本的法規和政策。猶他州的各個地方政府也實施了用水限制。水管理，包括我們回收、再利用和處置生產的水的能力，以及我們以合理的成本、及時和遵守適用的法律、法規和許可從第三方來源獲得供水的能力，是我們業務的一個重要組成部分。因此，對廢水處理或水供應的任何限制或限制都可能對我們的運營產生不利影響。我們對與石油和天然氣聯產的水進行處理和再利用，以滿足我們在壓力管理、蒸汽驅和鑽井、完井和增產等活動中的大部分需求。我們使用從當地和區域來源供應的水，特別是用於發電廠和支持某些油田的注汽作業。雖然到目前為止，我們的生產還沒有受到第三方水源限制的實質性影響，但我們不能保證未來可能不會有限制。
關於健康、安全和環境事項的監管s
適用於我們和我們的運營的聯邦健康、安全和環境法律法規包括以下內容：
•《職業安全和健康法》(“OSHA”)，管理工作場所安全和保護工人的安全和健康；
•《清潔空氣法》(“CAA”)，通過強制實施空氣排放標準、建設和運營許可計劃以及其他合規要求，限制來自多種來源的空氣污染物的排放；
•《清潔水法》(CWA)，限制向美國水域排放污染物，包括產出水和其他石油和天然氣廢物，這一術語的定義廣泛，除其他外，包括某些濕地；
•1990年的《石油污染法》，對《海上人命安全法》進行了修正和補充，並規定了與防止漏油和由漏油造成的損害有關的某些義務和責任；
•《安全飲用水法》(《安全飲用水法》)，除其他事項外，對管理採出水的注水井和處置井的鑽探和操作進行了管理；
•《綜合環境反應、補償和責任法》(“CERCLA”)，對已向環境排放有害物質的地方施加嚴格、連帶和連帶責任(俗稱“超級基金”)；
•美國運輸部的管道和危險材料安全管理局(“PHMSA”)監管能源的安全運輸，包括天然氣管道；
•2007年能源獨立和安全法案，規定了新的燃油經濟性標準，要求生產可再生燃料和其他節能措施，這可能間接影響對我們產品的需求；
•《國家環境政策法》，要求仔細評估石油和天然氣生產活動對聯邦土地的環境影響；
•《資源保護和回收法》(“RCRA”)，管理固體廢物的管理(廣義定義包括液體和氣態廢物)；
•能源部條例，對聯邦土地上的石油和天然氣生產活動提出要求，並規定污染清理和損害責任；以及
•《瀕危物種法》，限制可能影響瀕危和受威脅物種或其棲息地的活動。
聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。加利福尼亞州實施的其他法律類似於上面列出的聯邦法律，而且往往比上面列出的聯邦法律更嚴格。在其他要求和限制中，這些法律和法規：
•要求在鑽井、修井、生產、注入地下流體、強化石油回收方法或廢物處理開始之前，或在設施建造或投入運行之前，獲得各種許可、批准和緩解措施；
•制定特定區域的空氣、土壤和水的質量標準，如聖華金河谷，對空氣、土壤或水的質量進行區域、社區或實地監測，並要求達標計劃達到這些區域標準，其中可能包括對該區域的發展、經濟活動和交通的重大緩解措施或限制；
•在聯邦、州和地方管轄範圍內，對業務進行全面的環境分析、記錄和報告，包括為某些業務編制各種環境影響評估；
•要求安裝複雜的安全和污染控制設備，如泄漏檢測、監測和控制系統，並執行檢查、監測和修理方案，以防止或減少受管制物質向空氣、陸地、地表水或地下水的排放；
•限制水、能源、地表、棲息地或其他自然資源的用途、類型或來源，要求採取養護和開墾措施；
•限制受管制物質的類型、數量和濃度，包括石油、天然氣、產出水或廢物，這些物質可在鑽井和生產活動中排放或排放到環境中，或因鑽井、生產、加工、發電、運輸或儲存活動而產生的這些材料的任何其他用途；
•限制或禁止在沿海、荒野、濕地、地下水補給或瀕危物種棲息地和其他保護區內的土地上進行鑽探活動，或以其他方式限制或禁止可能影響包括水資源在內的環境並要求為棲息地保護留出地面面積的活動；
•制定廢物管理標準或要求採取補救措施，以限制以前作業造成的污染，例如關閉坑、填海、封堵和廢棄水井或設施退役；
•對我們現在或以前的物業和業務以及我們或我們的前身產生的此類物質釋放或排放的其他地點，對運營造成的污染或先前存在的環境狀況承擔重大責任；
•要求向利益相關者通知擬議的和正在進行的操作；
•將能效或可再生能源標準強加給我們或我們產品的用户，如果我們無法將我們的排放量減少到加州全州覆蓋的温室氣體排放的最大限制以下，則要求購買額度來説明我們的温室氣體(“GHG”)排放；
•限制使用石油、天然氣或某些以石油為基礎的產品，如燃料和塑料；以及
•就上述事項徵收税費。
我們相信，遵守目前適用的健康、安全和環境法律法規不太可能對我們的業務、財務狀況、運營結果或現金流產生重大不利影響。然而，在法律法規日益嚴格的歷史趨勢下，我們不能保證這種情況會一直存在。我們無法預測未來的法律法規或對現有法律法規的重新解釋可能會如何影響我們的財產或運營。
違反這些法律和條例的行為和責任可能導致重大的行政、民事或刑事處罰、補救性清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉，以及其他制裁和責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。此外，這些法律和法規中的某些可能具有追溯力，對於我們和我們的前輩無法控制的事件或條件，可能會要求我們承擔嚴格的或連帶責任，而不考慮過錯、最初活動的合法性或第三方的所有權或控制權。截至2022年12月31日止年度，我們並無因在任何設施安裝補救或污染控制設備而產生任何重大資本開支。我們不知道有任何環境問題或索賠需要在2023年期間進行重大資本支出，或者會對我們的財務狀況、運營結果或現金流產生實質性影響。
氣候變化和温室氣體(GHG)排放監管
人類行為造成的氣候變化的潛在威脅繼續在美國和其他國家引起相當大的關注。已經提出並可能繼續在國際、國家、區域和州各級政府一級提出許多建議，以監測和限制現有的温室氣體排放，並限制或消除這種未來的排放。因此，我們的勘探和開發業務面臨一系列與化石燃料生產和加工以及温室氣體排放相關的監管、政治、訴訟和金融風險。
在美國，聯邦一級還沒有實施全面的氣候變化立法。然而，隨着美國最高法院認定温室氣體排放構成CAA規定的污染物，美國環境保護署(EPA)已採納規則，其中包括對某些大型固定污染源的温室氣體排放建立建築和運營許可審查，要求對美國某些石油和天然氣系統來源的温室氣體排放進行監測和年度報告，並與美國交通部(DOT)一起對在美國製造的運營車輛實施温室氣體排放限制。
此外，各個州和州集團已經通過或正在考慮通過立法、法規或其他監管舉措，側重於温室氣體排放限額和交易計劃、碳税、報告和跟蹤計劃以及限制温室氣體排放(如甲烷)等領域。例如，加州通過加州空氣資源委員會(CARB)實施了温室氣體排放限額交易計劃，為全州範圍內的温室氣體排放設定了最高限額，到2030年，這一上限每年都會下降，比1990年的水平低40%。覆蓋的實體必須減少其温室氣體排放，或購買限額來核算此類排放。另外，加州已實施低碳燃料標準(“LCFS”)和相關的可交易信用額度，要求該州燃料供應的碳強度逐步低於基線汽油和柴油燃料。CARB還頒佈了關於監測、檢漏、修復和報告現有和新的石油和天然氣生產設施的甲烷排放的規定。
除了上述要求加州在2045年前在整個經濟範圍內實現碳中和的行動外，加州還單獨通過了一項法律，要求在2045年前在該州使用100%的零碳電力。此外，紐瑟姆州長要求CARB分析不遲於2045年在全州範圍內逐步停止石油開採的途徑；然而，CARB的2022年最終範圍計劃-該州碳中和目標的藍圖-確定這樣的逐步淘汰是不可行的，因為交通部門對化石燃料的需求預計將繼續存在，儘管預計到2045年此類用途的化石燃料需求將大幅減少。儘管如此，CARB將繼續評估在其下一個五年計劃中逐步減少的機會。2022年最終範圍劃分計劃還概述了逐步停止在建築物中使用天然氣的計劃，以及其他碳減排事項。我們無法預測這些不同的法律、法規和秩序最終會如何影響我們的運營。然而，這些舉措可能會導致對我們生產的石油、天然氣和NGL的需求減少，或者以其他方式限制或完全禁止我們在加州的業務，從而對我們的收入和運營結果產生不利影響。
在國際層面，聯合國發起的《巴黎協定》要求成員國在2020年後每五年單獨確定並提交一次不具約束力的減排目標。雖然美國已經退出了《巴黎協定》，但總裁·拜登上任第一天就簽署了一項行政命令，承諾美國重新遵守該協定。2021年2月，美國正式重新加入《巴黎協定》，並於2021年4月確立了到2030年將整個經濟體的温室氣體淨排放量在2005年水平上減少50%-52%的目標。此外，在2021年11月于格拉斯哥舉行的第26次締約方大會(“COP26”)上，美國和歐盟聯合宣佈啟動全球甲烷承諾，這一倡議承諾實現到2030年將全球甲烷排放量從2020年水平減少至少30%的集體目標，包括能源部門的“所有可行減排”。在2022年11月在沙姆沙伊赫舉行的第27次締約方會議上，各國重申了第26次締約方會議達成的協議，並呼籲各國加快努力，逐步取消低效的化石燃料補貼。美國還與歐盟和其他夥伴國宣佈，將制定監測和報告甲烷排放的標準，以幫助創造一個低甲烷強度氣體的市場。儘管沒有明確的承諾或時間表來逐步淘汰或逐步淘汰所有
儘管化石燃料是在締約方會議第二十七屆會議上提出的，但不能保證各國不會尋求在未來逐步淘汰化石燃料。目前還不確定這些行動的全部影響，也不清楚可能會通過或實施哪些可能對我們的行動產生不利影響的其他舉措。
政府、科學和公眾對温室氣體排放引起的氣候變化威脅的擔憂導致美國的政治風險增加，包括某些公職候選人做出的與氣候變化有關的承諾。其中包括承諾採取行動限制排放和限制石油和天然氣的生產，例如禁止在聯邦財產上生產礦產的新租約。2021年1月20日，總裁·拜登發佈行政命令，呼籲加強對石油和天然氣行業甲烷排放的監管；更多信息，請參見我們題為《空氣排放》的監管披露。隨後，在2021年1月27日，總裁·拜登發佈了一項行政命令，呼籲在氣候變化問題上採取實質性行動，其中包括聯邦政府增加使用零排放汽車，取消對化石燃料行業的補貼，以及加強對各機構和經濟部門與氣候相關風險的重視。總裁·拜登可能採取的其他行動可能包括對管道基礎設施的建立或允許液化天然氣出口設施提出更嚴格的要求，以及對石油和天然氣設施的其他温室氣體排放限制。
訴訟風險也在增加，一些當事人試圖在州或聯邦法院對石油和天然氣公司提起訴訟，指控這些公司生產導致全球變暖影響的燃料(如海平面上升)，從而造成公共滋擾，因此應對道路和基礎設施造成破壞，或者指控這些公司意識到氣候變化的不利影響已有一段時間，但因未能充分披露這些影響而向其投資者或客户隱瞞了重大信息。
化石燃料生產商的財務風險也在增加，因為目前投資於化石燃料公司的股東擔心氣候變化的潛在影響，未來可能會選擇將部分或全部投資轉移到與能源無關的行業。向化石燃料能源公司提供融資的機構貸款人也變得更加關注可持續的貸款做法，其中一些可能會選擇不為化石燃料能源公司提供資金。例如，在締約方會議第26屆會議上，格拉斯哥淨零目標金融聯盟(“GFANZ”)宣佈，來自45個國家的450多家公司的承諾已導致超過130萬億美元的資本承諾用於淨零目標。GFANZ的各種次級聯盟一般要求參與者設定短期、特定部門的目標，以便在2050年前將其融資、投資和/或承保活動轉變為淨零排放。還有一種風險是，金融機構將被要求採取具有減少向化石燃料部門提供資金的效果的政策。2020年底，美聯儲宣佈加入了綠色金融系統網絡(NGFS)，這是一個由金融監管機構組成的聯盟，專注於應對金融部門的氣候相關風險，並於2022年9月, 美聯儲宣佈，美國最大的六家銀行將參加氣候情景分析試點，以增強公司和監管機構衡量和管理與氣候相關的金融風險的能力。美聯儲於2023年1月開始其試點工作，旨在分析與氣候變化相關的實物風險和過渡風險對銀行投資組合中特定資產的影響。限制對化石燃料能源公司的投資和融資可能會導致鑽探計劃或勘探和勘探活動的限制、延遲或取消。此外，在2022年3月，美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)發佈了一項擬議的規則，該規則將建立一個報告氣候風險、目標和指標的框架。最終規則預計將於2023年第二季度發佈，但我們無法預測規則的最終形式和實質及其要求。該規則對我們業務的最終影響是不確定的，一旦最終敲定，可能會導致遵守任何此類披露要求的額外成本，以及增加的成本和對獲得資本的限制。
通過和實施新的或更嚴格的國際、聯邦或州立法、法規或其他監管舉措，對我們等石油和天然氣生產商的温室氣體排放實施更嚴格的標準，或以其他方式限制我們可能生產石油和天然氣或產生温室氣體排放的領域，可能會導致合規成本或消費成本增加，從而減少對我們生產的石油和天然氣的需求或侵蝕其價值。此外，政治、訴訟和金融風險可能導致我們限制或取消石油和天然氣生產活動，因氣候變化而導致基礎設施損壞的責任，或損害我們繼續以經濟方式運營的能力。
此外，氣候變化還可能導致各種物理風險，如極端天氣事件的頻率或強度增加，或氣象和水文模式的變化，這可能對我們的業務以及我們的運營商及其供應鏈產生不利影響。此類物理風險可能會損壞我們的設施或以其他方式對我們的運營產生不利影響，例如，如果我們因乾旱而減少用水量，或對我們產品的需求，例如，較温暖的冬季減少了供暖用能源的需求。這種實物風險還可能影響我們生產或運輸產品所依賴的供應鏈或基礎設施。這些發展中的一個或多個可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
有關更多信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們的業務受到嚴格監管，政府當局可以推遲或拒絕許可和批准，或改變對我們業務的要求，包括石油和天然氣勘探、開採、運營和生產活動、油井刺激、改進的生產技術和流體注入或處置的許可審批程序，這可能會增加成本、限制業務並推遲或導致我們改變業務戰略和計劃的實施“和”-我們的業務受到氣候變化威脅產生的一系列風險的影響，這些風險可能導致運營成本增加，限制我們可能進行石油和天然氣勘探和勘探活動的領域。並減少對我們生產的石油和天然氣的需求。
人力資本資源
截至2022年12月31日，我們擁有1,372名員工，全部位於美國。其中，889名員工受僱於我們的C&J油井服務業務，其餘的是公司或受僱於我們的E&P業務。目前，我們的員工都不在集體談判或工會協議的覆蓋範圍內。在我們的整個運營過程中，我們還利用了許多第三方承包商的服務。
我們相信，培養最優秀的人才，促進安全健康的工作場所，提供包容的文化，並支持我們員工和當地社區的福祉，是公司成功的關鍵。董事會的薪酬委員會負責監督公司的人力資本管理政策、流程和做法，包括與勞動力多樣性、薪酬公平和薪酬和激勵結構、員工招聘、保留和發展以及繼任規劃有關的政策、流程和做法。
文化、核心價值觀與員工敬業度
我們致力於員工的福祉，並努力培育反映我們核心價值觀的企業文化。我們提供發展機會和經濟回報，讓我們的員工全力以赴，專注於為加州人民提供安全、負擔得起和可靠的能源。
我們相信公平和公平的薪酬是任何成功組織的基本要素，我們獎勵我們有才華的員工的辛勤工作、素質、經驗和激情。我們提供全面和有競爭力的福利，支持我們員工及其家人的健康和福祉，同時持續提供符合我們使命的職業成長和發展機會。此外，我們全體員工(包括我們的高管團隊)的激勵性薪酬計劃與公司在安全和環境責任以及財務管理方面的表現掛鈎。
我們積極工作，確保所有員工充分參與並賦予權力，以實現他們的潛力，我們致力於吸引、發展和留住一支高素質、多元化和以價值為中心的勞動力隊伍。我們的參與方式以透明度和問責製為中心，我們使用各種渠道促進公開、直接和誠實的溝通，包括通過定期市政廳會議與高管舉行公開論壇，以及員工和經理之間持續的討論和反饋機會，包括績效對話和審查。我們還定期對員工進行調查，以評估敬業度和滿意度驅動因素；高級管理層和董事會審查敬業度調查的結果。
我們倡導包容、尊嚴和尊重所有員工的工作場所文化，以及安全、適當和富有成效的工作環境。因此，我們禁止在我們的工作設施以及非現場進行非法騷擾和歧視，包括商務旅行、商務活動和公司贊助的活動。特別是，我們的《行為準則》禁止基於一個人的種族、膚色、民族、民族血統、血統、公民身份、性別、性別認同和/或表達、性取向、精神殘疾、身體殘疾、醫療條件、神經特徵、外貌、遺傳信息、年齡、父母狀況或懷孕、婚姻狀況、宗教、信仰、政治背景、軍人或退伍軍人身份、社會經濟地位或背景以及任何其他受法律保護的特徵的任何形式的有辱人格、攻擊性或恐嚇性行為。
貝瑞在招聘、聘用、安置、晉升、調動、培訓、薪酬、福利、員工活動和就業期間的一般待遇方面也同樣致力於這一政策。我們的目標是反映我們所在社區廣泛的文化、人口和哲學差異，並培養一種支持和保護多樣性的文化。由於我們的努力，我們吸引並留住了才華橫溢、經驗豐富的女性加入我們的員工隊伍，擔任我們整個組織的職位。目前，我們的董事會約33%為女性，我們的行政領導團隊約25%為女性，貝瑞的員工總數約為9%，其中E&P部門約為19%，CJWS約為5%。
安全健康的工作場所
我們提倡安全第一的文化。健康和安全考慮是我們日常運營中不可或缺的一部分，並納入了我們董事會、管理層和所有員工的決策過程。滿足有意義的HSE組織指標，包括與健康、安全和泄漏預防有關的指標，是我們針對全體員工的激勵計劃的一部分。
企業信息
我們的主要執行辦公室位於北達拉斯Pkwy，聖彼得堡16000號。德克薩斯州達拉斯，郵編：75248，我們的電話號碼是(214)453-2920。我們的網址是Www.bry.com。我們向美國證券交易委員會提交了某些文件，包括我們的Form 10-K年度報告、Form 10-Q季度報告、Form 8-K當前報告以及對這些報告的所有修訂和展示。在美國證券交易委員會備案後，我們在合理可行的範圍內儘快通過我們的網站免費提供此類備案文件。除了向美國證券交易委員會提交或提交的報告外，我們還不時在新聞稿、年度股東大會、公開會議和投資者演示文稿中以及通過我們的網站公開披露重大信息。我們網站中包含或可通過我們的網站訪問的信息不是、也不應被視為本報告的一部分。
第1A項。風險因素
如果實際發生以下任何風險，我們的業務、財務狀況和經營結果可能會受到重大不利影響，我們可能無法實現我們的目標。我們不能向您保證以下風險因素中討論的任何事件都不會發生。此外，下面描述的風險和不確定性並不是我們面臨的唯一風險和不確定性。我們目前不知道或我們目前認為無關緊要的其他風險和不確定性最終可能會對我們的業務產生重大影響。
彙總風險因素
石油和天然氣的勘探、開發和生產涉及高度監管的高風險活動，具有許多不確定性和意外情況，可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生不利影響。以下描述的風險和不確定性屬於我們已確定的可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響的項目。在您投資我們的普通股之前，您應該仔細考慮下面提到的風險因素，並在“第1A項”中進行更全面的描述。本年度報告中的“風險因素”。
與我們的運營和行業相關的風險
•我們在加州的所有業務所在的克恩縣，在獲得石油和天然氣活動許可證方面存在重大不確定性，這可能會影響我們的財務狀況和運營結果。
•加利福尼亞州政府限制石油和天然氣生產的嘗試可能會對我們的運營產生負面影響，並導致我們運營的州對化石燃料的需求減少。
•我們盈利和維持財務狀況的能力在很大程度上取決於大宗商品價格。
•烏克蘭衝突、相關的價格波動和地緣政治不穩定可能會對我們的業務產生負面影響。
•我們產品的適銷性取決於運輸和儲存設施的可用性，其中大部分不是我們所能控制的。
•我們已探明的儲量和相關的未來淨現金流可能會被證明低於預期。
•除非我們取代石油和天然氣儲備，否則我們未來的儲量和產量將會下降。
•石油和天然氣的鑽探和生產涉及許多不確定性。
•我們可能不會在計劃的時間或根本不鑽探我們確定的地點。
•石油和天然氣行業的競爭非常激烈。
•我們可能無法進行有吸引力的收購，或成功整合被收購的業務或資產，或進入有吸引力的合資企業。
•我們依賴我們的熱電聯產設施為我們的運營生產蒸汽。運營問題以及第三方不能或不願以商業上合理的條款或其他條件向我們提供足夠的設施和服務，可能會限制進入商品市場。
•我們的大部分行動都在加利福尼亞州，其中大部分是在可能面臨火災、泥石流、地震或其他自然災害破壞風險的地區進行的。
•我們可能會因災難性事件而蒙受重大損失，並面臨重大責任索賠。
•我們可能會捲入可能導致重大責任的法律程序。
•高級管理人員或技術人員的流失可能對業務產生不利影響。
•信息技術故障和網絡攻擊可能會對我們產生重大影響。
•對ESG問題的日益關注可能會影響我們的運營和業務。
•我們受到經濟低迷和公共衞生事件影響的影響，例如新冠肺炎大流行。
與我們的財務狀況有關的風險
•我們可能無法使用我們淨營業虧損的一部分結轉和其他税收屬性來減少我們未來的美國聯邦和州所得税義務，這可能會對我們的現金流產生不利影響。
•我們的業務需要持續的資本支出，而我們可能無法提供資金。
•通貨膨脹可能會對我們控制成本的能力產生不利影響。
•我們的對衝活動限制了我們實現大宗商品價格上漲的全部好處的能力，而且可能無法完全保護我們免受價格下跌的影響。
•我們現有的債務協議有限制性的契約，可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事某些活動的能力，而我們的貸款人可能會減少可供我們投資的資本。
•我們可能無法產生足夠的現金來償還我們的債務。
•大宗商品價格下跌、預期資本發展變化、運營成本增加或油井業績不利變化可能會導致我們資產的賬面價值減記。
•我們與客户的信用風險非常集中。
與監管事項有關的風險
•我們的業務受到高度監管，政府當局可以推遲或拒絕所需的許可和批准，或改變對我們業務的要求。
•未來可能的立法可能通常會影響天然氣和石油勘探開發公司的税收，並可能對我們的運營和現金流產生不利影響。
•衍生品立法和法規可能會對我們使用衍生品工具降低與業務相關的風險的能力產生不利影響。
•我們的業務受到氣候變化威脅產生的一系列風險的影響，這些風險可能會導致運營成本增加，限制我們進行石油和天然氣勘探和勘探活動的領域，並減少對我們生產的石油和天然氣的需求。
•通脹削減法案可能會加速向低碳經濟的過渡，並可能給我們的運營帶來新的成本。
與我們的股本相關的風險
•在某些情況下，我們主要股東的利益可能與我們其他股東的利益相沖突。
•我們的大股東及其關聯公司與我們競爭的能力不受限制，公司註冊證書中的公司機會條款可以使我們的大股東受益於我們原本可能獲得的公司機會。
•未來在公開市場上出售我們的普通股可能會降低我們的股價，我們通過出售股權或可轉換證券籌集的任何額外資本可能會稀釋您對我們的所有權。
•《2022年通貨膨脹率降低法案》中對公司股票回購徵收的消費税可能會增加我們的税收負擔，並影響我們的股票回購決定。
•股息的支付將由我們的董事會酌情決定。
•我們可能會發行優先股，其條款可能會對我們普通股的投票權或價值產生不利影響。
•我們是一家“新興成長型公司”，能夠利用降低披露要求的機會。由於在2023年失去新興成長型公司的地位，我們預計會產生額外的成本。
•我們對財務報告的內部控制目前並不需要滿足薩班斯-奧克斯利法案第404節的所有標準。
•我們的公司註冊證書和章程的某些條款可能會使股東很難改變我們董事會的組成，並可能阻礙、推遲或阻止合併或收購。
•我們的公司註冊證書指定特拉華州衡平法院為我們的股東可能發起的某些類型的訴訟和訴訟的唯一和獨家論壇。
與我們的運營和行業相關的風險
下文所述的風險和不確定因素屬於我們已確定的可能對我們的業務、生產、戰略、增長計劃、收購、對衝、儲量數量或價值、運營或資本成本、財務狀況、運營結果、流動性、現金流、我們履行資本支出計劃和其他債務和財務承諾的能力以及我們的資本返還計劃產生重大不利影響的項目。
我們在加州的所有業務所在的克恩縣，在獲得石油和天然氣活動許可證方面存在重大不確定性，這可能會影響我們的財務狀況和運營結果。
我們在加州的業務獲得許可的時間表，包括從CalGEM獲得許可的時間表，現在和不時受到重大延遲和不確定因素的影響，我們不能保證我們總是能夠成功地駕馭這些風險，並及時獲得許可或以有利的條件獲得許可。此外，包括公民個人和非政府組織在內的第三方可以對我們獲得的任何許可證提出質疑或上訴，從而導致進一步的延誤。我們在加州的石油和天然氣業務必須遵守加州環境質量法案(CEQA)，在證明符合CEQA之前，我們不能獲得某些許可和其他批准。加利福尼亞州和地方一級都出現了一些事態發展，導致克恩縣石油和天然氣活動許可證的發放出現延誤，審批過程也更加耗時和耗費成本。由於加州持續的監管不確定性，我們2023年的資本計劃是基於假設2023年不會根據克恩縣EIR發放新油井許可證的基礎上制定的。如果我們不能及時獲得未來計劃所需的許可和其他批准，我們的財務狀況、運營結果和前景可能會受到不利和實質性的影響。
在我們所有加州資產所在的克恩縣，我們歷來通過遵守當地的石油和天然氣法規來滿足CEQA的要求，該法規得到了一份關於克恩縣石油和天然氣運營的環境影響報告(“EIR”)的支持。2020年，有人對克恩縣EIR提起訴訟，隨後加州第五地區上訴法院發佈了一項裁決，宣佈克恩縣EIR的一部分無效，直到克恩縣對克恩縣EIR進行某些修改並重新認證(“克恩縣裁決”)。為了應對克恩縣的裁決，克恩縣準備了一份補充EIR(“補充EIR”)，並於2021年3月獲得克恩縣監事會的批准。在原告提出進一步質疑後，克恩縣高等法院的一名法官於2021年10月暫停了補充EIR的使用，等待法院的進一步審查。2022年6月，克恩縣高級法院做出了部分有利於克恩縣的裁決，但也發現補充EIR仍未滿足CEQA的最低要求。2022年8月，克恩縣監事會批准了一些變化，解決了法院在2022年6月的裁決中發現的四個獨立問題。克恩縣高級法院隨後於2022年10月做出裁決，裁定克恩縣補充EIR沒有被取消認證，但命令克恩縣在補充EIR生效之前解決之前發現的四個獨立問題。克恩縣隨後向法院提交了這些變化的通知，2022年11月2日，初審法院解除了阻止依賴補充EIR的命令。2022年12月，克恩縣高等法院駁回了暫停這一訴訟的動議，原告提出上訴。2023年1月26日, 加州第五地區上訴法院發佈了一項初步命令，恢復暫停補充EIR，以滿足CEQA要求，等待關於克恩縣在上訴過程中依賴補充EIR的能力的最終命令的結果。雖然法院到目前為止還沒有發佈最終命令，但在上訴過程中，補充EIR的使用可能會繼續暫停，這將導致克恩縣的許可程序在很長一段時間內持續受到重大幹擾。此外，如果在上訴程序解決後最終確定補充EIR存在缺陷，可能會暫停使用補充EIR來滿足CEQA對鑽探許可證的要求，直到這些缺陷得到解決，這可能會在可預見的未來延長此類中斷。此外，CalGEM於2023年2月2日向運營商發出通知，根據初步命令，它將不再承認克恩縣作為CEQA牽頭機構在2022年11月2日至2023年1月26日期間根據補充EIR發放的工卡(CalGEM通知)。在此期間，我們從克恩縣獲得了一些工作卡片，我們預計這些卡片將在2023年用於我們的鑽探計劃。即使加州第五地區法院
上訴解除了對補充EIR的依賴，不能保證我們將能夠使用之前發放的許可證，也不能保證CalGEM以多快的速度發放任何新的許可證。有關更多信息，請參閲“監管事項-加利福尼亞州允許的考慮因素”。
另外，2021年2月，生物多樣性中心對CalGEM提起訴訟，指控其依賴克恩縣EIR做出石油和天然氣決策違反了CEQA，CalGEM要求進行符合CEQA的獨立環境影響審查，然後該機構才能發放石油和天然氣許可證和批准。最近，阿拉米達縣高等法院駁回了CalGEM要求對訴狀做出判決的動議，訴訟仍在進行中。我們無法預測其最終結果，或者它是否會導致證明遵守CEQA和許可過程的要求發生變化，即使補充EIR最終被認為足夠並恢復。這起訴訟的潛在影響以及可能的未來訴訟增加了我們是否有能力及時獲得開展業務所需的許可和批准的不確定性。
如果我們不能及時獲得開展業務所需的許可和批准，或在我們的所有財務狀況下，業務結果和前景可能會受到不利和實質性的影響。目前，我們預計2023年計劃產量的90%以上將來自我們的基礎產量，其餘的來自修井和與現有油井相關的其他活動，以及我們已經獲得許可的有限數量的新油井。由於CalGEM通知和克恩縣EIR的法律挑戰，我們目前2023年的資本預算是在假設2023年不會在克恩縣EIR覆蓋的地區發放新油井許可證的基礎上編制的。此外，如果我們無法通過補充EIR或其他途徑在2024年之前獲得新的油井鑽探許可證，我們預計將對我們的2024年資本計劃產生重大影響，我們某些已探明的未開發儲量將於2024年底到期。根據我們截至2022年12月31日的儲量，如果我們無法在2024年之前獲得新油井的許可證，這可能會導致一些已探明的未開發儲量的損失，這些儲量將於2024年底到期。此外，CEQA合規要求或許可證發放或續簽的其他條件和要求的任何變化，包括實施新的或更嚴格的環境審查或更嚴格的運營或監測要求，或禁止發放新的石油和石油許可證，以及在克恩縣或整個加利福尼亞州的活動，都將對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利的實質性影響。有關更多信息，請參閲“項目1和項目2.商業和物業--健康、安全和環境事項的監管”。
加利福尼亞州政府限制石油和天然氣生產的嘗試可能會對我們的運營產生負面影響，並導致我們運營的州對化石燃料的需求減少。
加州是我們大部分業務和資產的所在地，是美國對石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。在加利福尼亞州，聯邦、州和地方法律法規管轄着E&P的大部分方面。總體而言，現有法律和法規的影響是，通過限制我們的財產的使用，潛在地限制我們油井的數量和位置，限制我們開發某些資產和進行某些作業的能力，並將我們油井可以生產的石油和天然氣數量減少到原本可能的水平以下。此外，行業的監管負擔增加了我們的成本，因此可能對運營、資本支出、收益和我們的競爭地位產生不利影響。違反這些法律和條例的行為和責任可能導致重大的行政、民事或刑事處罰、補救清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉、聲譽損害和其他責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和未來前景產生不利影響。
此外，加利福尼亞州政府最近採取了幾項行動，可能會對該州未來的石油和天然氣生產和其他活動產生不利影響。例如：
•2019年11月，美國環保部發布了一份新聞稿，宣佈了CalGEM的三項行動：(1)暫停批准新的高壓循環蒸汽井，等待對解決某些操作員經歷的地表表情的做法進行研究；(2)審查和
根據加利福尼亞州立法機構於2019年分配給CalGEM的額外職責(如上所述)，更新有關石油和天然氣運營附近的公共健康和安全的法規；(3)對CalGEM為地下注入活動發放WST許可證和PAL的許可程序進行績效審計；以及(4)由Lawrence Livermore國家實驗室對未決的WST和PAL申請的技術含量進行獨立審查。2020年1月，CalGEM向包括我們在內的運營商發佈了正式通知，稱他們已發佈限制措施，禁止新的地下采油井使用高壓循環蒸汽工藝。暫停新的高壓循環蒸汽井的許可和對WST的限制仍然有效。
•2020年10月，加州州長髮布了一項行政命令，確立了到2030年保護加州至少30%的土地和沿海水域的州目標，並指示州機構實施其他措施來緩解氣候變化和加強生物多樣性。目前，我們無法預測這一訂單可能導致的潛在未來行動，也無法預測這些行動可能如何影響我們的運營。
•2022年9月，加利福尼亞州州長簽署了第1279號參議院法案，將州長辦公室此前發佈的一項行政命令編纂為法律，該行政命令要求該州在2045年之前實現碳中和。此外，紐瑟姆州長此前發佈了一項行政命令，確立了幾個目標，並指示幾個州機構在減少温室氣體排放方面採取某些行動，包括但不限於：(1)逐步停止銷售車輛無線(2)制定戰略，關閉和重新利用加州的石油和天然氣設施；(3)呼籲加利福尼亞州立法機構在2024年之前頒佈新的法律，禁止該州進行水力壓裂。
•2022年9月，加利福尼亞州州長簽署了參議院第1137號法案，禁止CalGEM允許任何新油井或現有油井的返修，如果擬議的新鑽探或返修距離某些敏感感應器3200英尺以內，從2023年1月1日起生效。2023年1月6日，CalGEM支持執行參議院第1137號法案的緊急條例獲得行政法辦公室的批准，並公佈了最終條例。這些規定包括：向物業業主和租户發出通知，説明所進行的工作並提供鑽井前後測試水井或地表水的採樣；新生產設施所需通知的內容；每年提交敏感受體清單和敏感受體地圖及其內容和格式；以及運營商已確定某個位置不在衞生保護區內的情況下的聲明要求。參議院第1137號法案的其他條款還將要求對同一3200英尺後退區內的現有油井和設施進行污染控制。參議院第1137號法案目前被擱置，等待2024年11月加州大選的投票。然而，如果國務卿的認證存在法律挑戰，暫緩執行可能會被推遲。我們繼續評估參議院第1137號法案和CalGEM法規的影響，但我們目前估計，我們總已探明儲量的約13%處於參議院第1137號法案確立的挫折範圍內。我們預計這項法律不會導致我們現有的全部已探明已開發生產儲量或當前生產率發生任何重大變化。
加州的明顯趨勢是對石油和天然氣活動施加越來越嚴格的限制。我們無法預測加州州長、立法機構或州機構未來可能採取的行動，但我們可能面臨合規成本增加、在獲得我們運營所需的批准方面的延誤、面臨責任增加的風險，或由於這些各方未來的行動而受到其他限制。此外，這些各方目前和未來的行動帶來的新發展也可能對我們的運營、成功執行鑽探計劃或以其他方式開發我們儲量的能力產生重大不利影響。因此，加利福尼亞州州長、立法機構和州機構最近和未來的行動可能會對我們的業務、運營結果和財務狀況產生實質性和不利的影響。
我們盈利運營和維持業務和財務狀況的能力高度依賴於大宗商品價格，大宗商品價格在歷史上一直非常不穩定，受到許多我們無法控制的因素的推動。如果油價長期大幅下跌，我們的業務、財務狀況和經營業績可能會受到實質性的不利影響。
我們收到的石油和天然氣生產價格對我們的收入、盈利能力、儲量價值、獲得資本的途徑和未來的增長率等因素都有很大影響。然而，我們收到的石油和天然氣生產價格取決於許多我們無法控制的因素，包括但不限於以下因素：
•國內和全球總體政治和經濟狀況，包括徵收關税或貿易或其他經濟制裁、政治不穩定或武裝衝突，包括烏克蘭持續的衝突、不斷上升的通貨膨脹水平和政府降低通貨膨脹的努力，或長期衰退；
•全球石油和天然氣供需變化，包括與商業週期和其他因素有關的一般和具體經濟狀況引起的需求變化；
•歐佩克和/或歐佩克+的行動；
•進口國外石油、天然氣的價格和數量；
•全球石油和天然氣勘探開發活動水平
•全球石油和天然氣庫存水平；
•天氣狀況；
•國內外政府的立法努力、行政行動和法規，包括環境法規、氣候變化法規和税收；
•節能工作的成效；
•股東激進主義或非政府組織限制能源部門某些資本來源或限制石油和天然氣勘探、開發和生產的活動；
•影響能源消耗的技術進步；以及
•替代燃料的價格和可獲得性。
從歷史上看，石油和天然氣市場一直非常不穩定，未來可能會繼續波動。石油和天然氣是大宗商品，因此，它們的價格會因供需關係相對較小的變化而出現較大的波動。全球經濟增長推動了對包括化石燃料在內的所有能源的需求。當美國和全球經濟疲軟時，能源需求將下降，大宗商品價格隨之下跌；同樣，當全球能源產量增長超過需求時，過剩的供應會導致大宗商品價格下跌。
過去，對全球經濟狀況、能源成本、地緣政治問題的擔憂，如烏克蘭持續的衝突、新冠肺炎疫情的影響、通貨膨脹、信貸的可獲得性和成本以及美國經濟增長緩慢，導致經濟活動大幅減少，人們對全球經濟的預期降低。如果美國或國外的經濟環境惡化，全球對石油產品的需求可能會進一步減少，這可能會影響我們物業的石油、天然氣和NGL的銷售價格，影響我們的運營水平，並最終對我們的運營業績、財務狀況和自由現金流產生重大不利影響。
此外，儘管加州市場通常受到布倫特原油價格的影響，但加州石油價格最終還是由當地的供需動態決定的。見項目7--“管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--商業環境和市場狀況”。
過去價格的下降，以及未來可能出現的任何下降，預計都會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。這種下降對油井和儲量經濟產生不利影響，並可能減少我們在經濟上可以生產的石油和天然氣的數量，導致計劃中的鑽探和相關活動推遲或取消，直到經濟條件改善到足以支持此類作業的時候。石油或天然氣價格的任何持續下跌都可能對我們未來的業務、財務狀況、運營結果、流動性或為計劃中的資本支出提供資金的能力產生實質性的不利影響。
烏克蘭衝突以及相關的價格波動和地緣政治不穩定可能會對我們的業務產生負面影響。
2022年2月下旬，俄羅斯對烏克蘭發動重大軍事行動。衝突已經並可能加劇天然氣、石油和天然氣價格的波動，軍事行動、制裁和由此造成的市場混亂的程度和持續時間一直很大，並可能在一段未知的時期內繼續對全球經濟和我們的業務產生重大影響。有證據表明，2022年上半年原油價格上漲的部分原因是俄羅斯和烏克蘭之間的衝突對全球大宗商品和金融市場的影響，以及某些國家對俄羅斯實施的經濟和貿易制裁。或者，俄羅斯和烏克蘭之間的敵對行動因談判退出或其他原因而停止，可能會導致大宗商品價格下跌，這將減少我們從石油和天然氣生產中獲得的收入。任何此類波動和中斷也可能放大本“風險因素”一節中描述的其他風險的影響。
我們產品的銷售性取決於運輸和儲存設施和其他設施，其中大部分不是我們控制的，以及這些運輸和儲存能力的可用性。如果我們無法以商業上合理的條款使用這些設施，我們的運營可能會中斷，我們的產量可能會減少，我們的收入可能會減少，以及其他不利後果。
石油、天然氣和天然氣生產的銷售在很大程度上取決於卡車、管道和儲存設施、天然氣收集系統和其他運輸、加工和提煉設施的供應、接近和能力，以及是否存在足夠的市場。我們生產的存儲和運輸能力有限，可能無法以商業合理的條款或根本無法獲得。例如，由於全球石油需求嚴重下降和供應大幅增加的前所未有的雙重影響，儲存和運輸能力在2020年第二季度變得稀缺。隨着傳統油罐的裝滿，大量石油被儲存在世界各地的海上油輪上，包括加利福尼亞州海岸外。在有存儲的地方，如近海油輪，存儲成本急劇增加。潛在的風險仍然是，在需求再次惡化或供應激增或兩者兼而有之的情況下，石油儲存可能不可用，而我們現有的產能可能不足以支持計劃的生產率。
此外，如果供需失衡和相關的存儲容量短缺惡化，我們收到的生產價格可能會惡化，甚至可能變成負值。此外，如果我們無法獲得所需的存儲容量，我們可能會被迫關閉我們在加州的大量生產，這可能會對我們的財務狀況、流動性和運營業績產生實質性的不利影響。如果我們被迫停產，我們將產生讓相關油井重新投入使用的額外成本。在停產期間，我們可能會產生額外的成本和運營費用，其中包括維護水庫的健康、履行合同義務和保護我們的利益，而不會產生相關的收入。此外，取決於關井的持續時間，以及我們是否也關閉了相關儲集層的蒸汽注入，而不是招致這些成本，油井最初或根本不會以與關閉時類似的速度恢復正常。根據注汽關閉時間的持續時間，以及由此導致的將油藏恢復到其能量和加熱狀態的低效和經濟性，我們的已探明儲量估計可能會減少，我們的收益可能會有潛在的額外減值和相關費用。我們儲備的減少也可能導致我們在2021年RBL貸款機制下的借款基礎和我們的流動性減少。任何生產中斷的影響的最終意義，包括對我們財務和運營業績的不利影響的程度，將取決於
此類中斷持續的時間，這將取決於存儲空間被填滿和不可用的時間長短，這在很大程度上是不可預測的，並且基於我們無法控制的因素。
除了由於存儲能力短缺我們可能面臨的限制外，我們能夠生產的石油和天然氣的數量還受到以下因素的限制：由於計劃內和計劃外的維護導致管道中斷，壓力過大，以及我們使用的收集、運輸、儲存、加工、分餾、精煉或出口設施受到有形損害。這些及類似情況所引起的削減可能會持續數天至數月或更長時間，而在許多情況下，我們可能只獲提供有限的預先通知，告知我們何時會出現這些情況及其持續時間。任何此類關閉或削減，或無法獲得從我們油田生產的石油和天然氣的有利交付條件，都將對我們的財務狀況和運營結果產生不利影響。
對已探明儲量和相關未來淨現金流的估計並不準確。我們已探明儲量的實際數量和未來的淨現金流可能會被證明低於估計。
儲量和相關未來淨現金流的估計是一個部分主觀的過程，估計石油和天然氣的累積，包括許多不確定性。我們的估計基於各種假設，這些假設最終可能被證明是不準確的，包括：
•其他地區的油藏表現與我們資產的預期表現相似；
•現有相關數據的質量、數量和解釋；
•商品價格；
•與温室氣體法規有關的生產、運營成本、税收和成本；
•開發成本；
•政府法規的影響，包括我們是否有能力為已探明的未開發儲量及時獲得許可證，或者根本沒有獲得許可證；以及
•未來的修井和資產報廢成本。
誤解這些變量、不準確的假設、變化的情況或新的信息可能需要我們做出重大的負準備金修訂。
我們目前預計，採收率的提高、擴建和發現，以及潛在的收購，將成為我們增加儲量的主要來源。然而，資本的可獲得性、地質、政府法規和我們獲得許可的能力、開發計劃的有效性以及其他因素可能會影響未來新增儲量的來源或數量。我們儲備估計中的任何重大誤差都可能對我們儲備的淨現值產生重大影響，這可能會對我們在2021年RBL貸款機制下的借款基礎和流動性以及我們的運營業績產生不利影響。
除非我們取代石油和天然氣儲備，否則我們未來的儲量和產量將會下降。
除非我們成功地進行開發和勘探活動或收購含有已探明儲量的財產，否則我們的已探明儲量將隨着這些儲量的產生而下降。要取得成功，我們必須為在地質和經濟上有吸引力的項目調撥足夠的資本，而這些項目會受到資本、發展、營運和監管風險的影響，這些風險已經在上文標題下討論過了。我們的業務需要持續的資本支出。我們可能無法通過運營現金流為這些投資提供資金，也無法以令人滿意的條款或根本無法獲得任何所需的額外資本，這可能會導致我們的石油和天然氣儲量或產量下降。我們的資本計劃也容易受到風險的影響，包括監管和許可風險，這些風險可能會對其實施產生重大影響。“公司減少了2020年的計劃資本支出，以應對新冠肺炎的影響和歐佩克+的行動，這對2020年的生產產生了負面影響。雖然我們隨後增加了2021年的計劃資本支出，但未來對大宗商品的需求和價格低於預期，可能會對我們未來的計劃資本產生實質性的不利影響。
支出。此外，從2022年第二季度開始，由於許可證發放延遲和許可證庫存不足，我們調整了2022年資本發展計劃。由於加州持續的監管不確定性，我們的2023年資本計劃是基於這樣的假設：2023年將不會根據克恩縣的EIR發放新油井的許可證。如果我們不能在2024年之前獲得新的鑽井許可證，很可能會導致一些已探明的未開發儲量的損失，這些儲量將於2024年底到期。
從長期來看，我們的產量和儲量的持續下降將減少我們的流動性和償還債務的能力，因為我們的運營現金流和我們的資產價值都會減少。
石油和天然氣的鑽探和生產涉及許多不確定性，這些不確定性可能會對我們的業績產生不利影響。
我們開發、生產和收購活動的成功受到許多我們無法控制的風險的影響，包括鑽探不會產生商業上可行的生產或可能導致我們的估計已探明儲量下調的風險，原因包括：
·生產反應不佳；
·回收技術應用不力；
·鑽井、完井、刺激、裝備、操作、維護和廢棄油井的費用增加；
·設備故障、事故、環境危害、惡劣天氣條件、許可或施工延誤、所有權糾紛、地面通道糾紛和其他事項造成的延誤或費用超支；以及
·對地球物理和地質分析、生產數據和工程研究的誤解。
其他因素可能會推遲或取消我們的業務，包括：
·由於監管要求和程序造成的延誤，包括無法獲得許可或其他限制，以及對水處理、温室氣體排放、蒸汽注入和油井刺激的限制，例如加利福尼亞州最近對裂縫坡度以上的循環蒸汽的限制；
·地質構造中的壓力或不規則現象；
·缺乏或拖延獲得設備、合格人員或供應，包括用於生產或壓力維護的蒸汽用水；
·延遲進入生產或管道傳輸設施；以及
•提供我們部分電力需求的公用事業公司強制停電，以避免火災危險，並檢查與季節性強風有關的線路，季節性強風最近開始發生，可能會影響我們的運營。
這些風險中的任何一種都可能造成重大損失，包括人身傷害或生命損失、財產、儲備和設備的損壞、污染、環境污染和監管處罰。
我們可能不會在計劃的時間或根本不鑽探我們確定的地點。
我們已經特別確定了未來幾年的鑽探地點，這是我們長期增長戰略的重要組成部分。我們的實際鑽探活動可能與目前確定的活動有很大不同。立法和監管方面的發展，例如加利福尼亞州最近通過的挫折規則，可能會阻止我們計劃中的鑽探活動。此外，正如“-與監管事項相關的風險”一節所述，新的法規和立法活動可能會導致根據我們的計劃批准開發我們的物業所需的許可證的重大延遲或下降，和/或產生額外的成本。如果未來在這些項目中的鑽探結果不能建立足夠的儲量來實現經濟
回來後，我們可能會減少這些項目的鑽探或開發。因此，我們不能保證這些預期的鑽探地點或我們已經確定的任何其他鑽探地點將被鑽探，或者我們是否能夠從這些鑽探地點經濟地生產石油或天然氣。此外，如果我們不在租賃的土地上建立生產，我們的一些租約可能會到期。未來三年到期的租約所涵蓋的綜合淨面積約佔我們於2022年12月31日的總淨面積的3%。
石油和天然氣行業的競爭非常激烈，這使得我們更難獲得資產、銷售石油或天然氣以及獲得訓練有素的人員。
我們未來的成功將取決於我們有能力評估、選擇和獲得合適的物業，營銷我們的產品，並獲得熟練的人才，以便在競爭激烈的環境中運營我們的資產。此外，石油和天然氣行業對可供投資的資本也存在激烈的競爭。我們的許多競爭對手擁有並聘用比我們更多的財務、技術和人員資源。
我們可能無法進行有吸引力的收購或成功整合被收購的業務或資產，或進入有吸引力的合資企業，而任何無法做到這一點都可能擾亂我們的業務並阻礙我們的增長能力。
不能保證我們能夠確定或完成有吸引力的收購。我們2023年的資本支出預算沒有為收購石油和天然氣資產分配任何金額。如果我們進行收購，我們將需要使用現金流或尋求額外資本，這兩者都受到本節討論的不確定性的影響。競爭也可能會增加我們完成收購的成本，或者導致我們剋制自己。我們的債務安排對我們進行合併或合併交易以及產生某些債務的能力施加了一定的限制。見-我們現有的債務協議有限制性的契約，可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事某些活動的能力。此外，完成收購的成功將取決於我們將收購的業務有效地整合到我們現有業務中的能力，可能涉及不可預見的困難，並可能需要我們不成比例的管理和財務資源。
我們依賴我們的熱電聯產設施為我們的運營生產蒸汽。剩餘電力的銷售合同、經濟市場價格和監管條件會影響這些設施對我們業務的經濟價值。
我們依賴於四個熱電聯產設施，它們加在一起，以低於市場價格的價格提供約16%的蒸汽容量和約55%的加州現場電力需求。為了進一步抵消我們的成本，我們根據長期合同將過剩電力出售給加州公用事業公司，這些公司是由我們的某些熱電聯產設施生產的。如果我們輸了，無法以優惠條款續簽，或無法替換此類合同，我們可能無法實現目前收到的成本抵消。我們從這些設施中受益的能力也受到我們持續生產過剩電力的能力和商品價格波動的影響。例如，在2021年期間，電力銷售額增加了1000萬美元，或38%，這是因為我們在夏季收到高峯電價時的單位銷售額較高，以及天然氣價格同比上升。此外，電價的市場波動和加利福尼亞州的監管變化可能會對我們熱電聯產設施的經濟性產生不利影響，而蒸汽價格的任何相應上漲都可能對我們的運營成本產生重大影響。如果我們無法找到新的或替代的蒸汽源，失去現有的蒸汽源或遇到安裝延遲，我們可能無法最大限度地利用我們的重油資產生產。如果我們失去了電力來源，我們將受到我們可以談判的電價的影響。有關我們的電力銷售合同的更詳細討論，請參閲“項目1和2.業務和物業-運營概述-電力”。
我們的生產物業主要位於加利福尼亞州，這使得我們很容易受到集中在該地理區域運營的相關風險的影響。
我們主要在加利福尼亞州開展業務，加州是美國石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。這種地理集中對我們業務的成功和盈利產生了不成比例的影響，使我們面臨當地價格波動、州或地區法律法規變化、政治風險、有限的收購機會，這些都是我們擁有最多運營經驗和
基礎設施、有限的存儲選擇、乾旱條件和其他區域供需因素，包括收集、管道和運輸能力限制、潛在客户有限、基礎設施能力以及鑽井平臺、設備、油田服務、供應和勞動力的可用性。我們將在本節的其他部分更詳細地討論我們加州業務面臨的此類具體風險。
我們的大部分行動都在加利福尼亞州，大部分行動是在可能受到火災、泥石流、地震、洪水或其他自然災害或極端天氣事件破壞的地區進行的。
我們目前在加利福尼亞州已知的野火和泥石流地區以及地震斷裂帶附近開展行動。未來的自然災害或極端天氣事件，如火災、泥石流、洪水、乾旱或地震，可能會導致我們的運營大量中斷和延誤，損壞或摧毀設備，阻止或延誤我們的產品運輸，並導致我們產生額外費用，這將對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。此外，我們的設施很難更換，維修或更換需要相當長的準備時間。例如，2022年12月，嚴重的冬季風暴導致加州的運營面臨挑戰，生產停機，天然氣價格大幅上漲。2023年第一季度，包括洪水在內的極端不利天氣條件繼續存在，影響了我們的運營和生產水平。由於氣候變化的潛在影響，這些事件可能會更頻繁地發生。我們對地震、泥石流、火災、洪水和其他自然災害的保險將不足以覆蓋我們設施的全部損失，可能不足以彌補我們在任何特定情況下的損失，並且可能不會繼續以可接受的條款向我們提供服務，或者根本不能。
運營問題以及第三方不能或不願以商業上合理的條款或其他方式向我們提供足夠的設施和服務，可能會限制我們生產的商品進入市場。
我們銷售我們的石油、天然氣和天然氣生產的能力取決於許多因素，包括生產油田靠近管道、煉油廠和終端設施，對此類設施產能的競爭，此類設施的損壞、關閉和週轉，以及它們收集、運輸或加工我們產品的能力。如果我們無法以商業上合理的條款或其他方式獲得這些設施，我們可能會被迫關閉一些生產，或者在發現碳氫化合物後推遲或停止鑽探計劃和商業生產。我們依賴，並預計未來將依賴第三方設施來提供我們產品的存儲、加工和傳輸等服務。我們開發和出售儲備的計劃可能會因第三方無法或不願以商業合理的條款或其他條件向我們提供足夠的設施和服務而受到重大不利影響。如果我們生產的大宗商品進入市場受到限制，我們的成本可能會增加，我們預期的產量增長可能會受到影響。
我們可能會因災難性事件而蒙受重大損失，並面臨重大責任索賠。我們可能沒有為這些風險投保，或者我們的保險可能不足以保護我們免受這些風險的影響。
我們沒有全額投保一切險。我們的石油和天然氣勘探和勘探活動，可能會受到火災、爆炸、石油和天然氣泄漏、漏油、管道和儲罐破裂以及未經授權排放鹽水、油井模擬和完井液、有毒氣體或其他污染物進入地面和地下環境、設備故障和工業事故等風險的影響。我們通過我們的客户和其他市場參與者(如煉油商)間接面臨類似的風險。其他災難性事件，如地震、洪水、泥石流、火災、乾旱、傳染病、恐怖襲擊和其他導致業務停止或減少的事件，可能會對我們的業務和我們所在的社區產生不利影響。例如，公用事業公司已經開始暫停電力服務，以避免加州在颳風期間發生野火，這是一種未投保的業務中斷風險。如果我們認為可獲得保險的成本相對於所呈現的風險而言過高，我們可能無法獲得或可能選擇不獲得某些風險的保險。
我們可能會捲入可能導致重大責任的法律程序。
與許多石油和天然氣公司一樣，在我們的正常業務過程中，我們不時涉及各種法律和其他程序，例如所有權、特許權使用費或合同糾紛、監管合規問題以及人身傷害或財產損害問題。這種法律程序本質上是不確定的，
他們的結果是無法預測的。無論結果如何，由於法律費用、轉移管理層和其他人員的注意力等因素，此類訴訟可能會對我們產生實質性的不利影響。此外，一個或多個此類訴訟的解決可能導致責任、合同或其他權利的喪失、懲罰或制裁，以及需要改變我們的業務做法的判決、同意法令或命令。此種賠償責任、處罰或制裁的應計費用可能不足，而確定與法律程序和其他程序有關的應計費用或損失範圍的判決和估計在不同時期可能會有很大變化。
高級管理人員或技術人員的流失，或我們無法成功適應新的執行領導團隊，都可能對我們的業績和運營產生不利影響。
我們依賴我們的高級管理人員和技術人員的服務，而且可能會被剝奪。我們不會維護，也不打算為這些個人的服務損失購買任何保險。
2022年11月，我們宣佈了管理團隊的重大變動，包括從2023年1月1日起，首席執行官過渡到執行主席的角色，首席財務官暫時保留董事會成員的角色，擔任新管理團隊的戰略顧問(2023年3月4日終止)，並提拔了新的首席執行官(我們的前首席運營官，該職位已被取消)、總裁(我們的前總法律顧問兼公司祕書)、首席財務官(我們的首席會計官，他也保留了這個職位)以及總法律顧問和公司祕書(我們的前副總法律顧問)。儘管新任命的高管團隊在公司和我們的行業擁有豐富的經驗，但此次領導層換屆可能會導致我們的管理風格、運營和戰略發生變化。任何重大的領導層變動或高級管理層換屆都涉及內在風險，任何未能確保平穩交接的情況都可能阻礙我們的戰略規劃、業務執行和未來業績。特別是，這一或任何未來的領導層換屆可能會導致具有深厚機構或技術知識的人員流失，以及業務戰略或目標的變化，並有可能由於增加的成本、運營效率低下、戰略變化、員工士氣和生產率下降以及人員流失率增加而擾亂我們的運營以及與員工和客户的關係。如果未能成功過渡到新的領導團隊，可能會影響我們吸引和留住技術人員的能力，並可能對我們的運營業績、業務和財務狀況產生不利影響。
信息技術和運營故障以及網絡攻擊可能會對我們產生重大影響。
我們依靠電子系統和網絡來溝通、控制和管理我們的業務，並準備我們的財務管理和報告信息。我們站點和系統的用户訪問和安全是我們運營的關鍵要素，雲安全和防止網絡安全事件的保護也是如此。如果沒有來自這些系統和網絡的準確數據以及對這些系統和網絡的訪問，我們溝通、控制和管理業務的能力可能會受到不利影響。
我們面臨各種安全威脅，包括未經授權訪問敏感信息或使數據或系統無法使用的網絡安全威脅，對我們的設施和基礎設施或第三方設施和基礎設施的安全的威脅，如加工廠和管道，以及恐怖主義行為的威脅。我們經歷過網絡安全事件，但沒有因此而對我們的業務和運營造成任何實質性的不利影響。我們實施各種程序和控制措施，以監測和減輕安全威脅，並提高我們的信息、設施和基礎設施的安全性，這可能會導致資本和運營成本增加。此外，不能保證這些程序和控制措施足以防止安全漏洞的發生。如果發生安全漏洞，可能會導致敏感信息、對我們的運營至關重要的關鍵基礎設施或功能的丟失、定向錯誤的電匯或其他不良事件。如果我們遭遇攻擊，而我們的安全措施失敗，可能會對我們的業務和我們所在的社區造成嚴重的潛在後果，並可能損害我們的聲譽，並導致因補救行動、業務損失或潛在責任(包括監管執法、違反隱私或證券法律法規，以及個人或集體訴訟索賠)而造成的經濟損失。
能源行業越來越依賴數字技術進行日常運營，移動通信設備的使用迅速增加。工業控制系統，如監控和數據採集(“SCADA”)系統，現在可以控制大規模的過程，這些過程可以包括遠距離的多個地點。該公司的技術、系統、網絡，包括其SCADA系統，以及其業務合作伙伴的技術、系統和網絡可能成為網絡攻擊或安全漏洞的目標。
對環境、社會和治理(ESG)問題的日益關注可能會影響我們的業務。
越來越多的關注和社會期望公司應對氣候變化和其他環境和社會影響，投資者和社會對自願ESG披露的解釋，以及消費者對替代能源形式需求的增加，可能會導致成本增加，對我們產品的需求減少，利潤減少，調查和訴訟增加，以及對我們的股票價格和進入資本市場的負面影響。例如，對氣候變化和環境保護的日益關注，可能會導致對石油和天然氣產品的需求轉變，以及更多的政府調查和針對我們的私人訴訟。在涉及社會壓力或政治或其他因素的範圍內，可以施加這種責任，而不考慮我們對所聲稱的損害的原因或貢獻，或其他減輕因素。雖然我們可能會參與各種自願框架和認證計劃，以改善我們業務和產品的ESG形象，但我們不能保證此類參與或認證將對我們或我們的產品的ESG形象產生預期的結果。
此外，雖然我們可能不時就ESG事宜創建和發佈自願披露，但該等自願披露中的許多陳述將基於可能代表或不代表當前或實際風險或事件或預期風險或事件的預測(包括相關成本)的假設預期和假設。這種期望和假設必然是不確定的，可能容易出錯或受到誤解，因為所涉及的時間很長，而且缺乏確定、衡量和報告許多ESG事項的既定單一辦法。此外，雖然我們可能還會在不久的將來宣佈各種自願的ESG目標，但這些目標是有抱負的。我們可能無法按照最初設想的方式或時間表實現這些目標，包括但不限於由於與實現這些成果相關的不可預見的費用或技術困難。只要我們確實達到了這些目標，就可以通過各種合同安排來實現，包括購買可能被視為減輕我們ESG影響的各種信用或補償，而不是我們ESG業績的實際變化。然而，我們不能保證有足夠的補償可供購買，因為許多企業實施淨零目標的需求增加，或者儘管我們依賴任何信譽良好的第三方註冊機構，我們也不能保證我們購買的補償將成功實現它們所代表的減排。此外，儘管有這些令人嚮往的目標，我們可能會受到來自投資者、貸款人或其他團體的壓力，要求我們採取更積極的氣候或其他與ESG相關的目標，但我們不能保證，由於潛在成本或技術或操作障礙，我們將能夠實現這些目標。
此外，向投資者提供關於公司治理和相關事項的信息的組織已經制定了評級程序，以評估公司對ESG事項的處理方式。這樣的評級被一些投資者用來為他們的投資和投票決定提供信息。不利的ESG評級可能會導致投資者對我們或我們的客户的負面情緒增加，並導致投資轉向其他行業，這可能會對我們的股價和/或我們獲得資金的機會和成本產生負面影響。此外，如果ESG事件對我們的聲譽產生負面影響，我們可能無法有效競爭，也無法招聘或留住員工，這可能會對我們的運營產生不利影響。
關於ESG事項的公開聲明，如減排目標、其他環境目標或其他涉及某些社會問題的承諾，正越來越多地受到公共和政府當局的更嚴格審查，這些審查涉及潛在的“綠色清洗”的風險，即誤導性信息或虛假聲明誇大了潛在的ESG好處。例如，2021年3月，美國證券交易委員會在執行司成立了氣候和可持續發展問題特別工作組，以識別和解決潛在的可持續發展問題相關不當行為，包括洗綠。某些非政府組織和其他私人行為者也根據各種證券和消費者保護法提起訴訟，聲稱某些ESG聲明、目標或標準具有誤導性、虛假或其他欺騙性。因此，我們可能面臨來自私人當事人和
與我們的ESG工作相關的政府當局。此外，任何針對我們或我們行業內其他人的洗白指控都可能導致進一步的負面情緒和投資轉移。此外，當我們試圖遵守和引導與ESG相關的進一步關注和審查時，我們可能會面臨不斷增加的成本。
此類ESG問題也可能影響我們的客户或供應商，這可能會對我們的業務、財務狀況或運營結果產生不利影響。
我們受到經濟衰退和新冠肺炎等公共衞生事件的影響，這些事件可能對我們產品的需求和市場價格產生實質性的不利影響。
新冠肺炎疫情對全球經濟造成了不利影響，除其他外，導致旅行限制、企業關閉、隔離和其他強制和自我施加的行動限制。新冠肺炎或另一場大流行的嚴重性、規模和持續時間，已經或可能採取的遏制或治療其影響的行動的程度，以及對總體經濟，特別是對油價的影響，都是不確定、迅速變化和難以預測的。這種不確定性可能迫使我們降低成本，包括通過減少運營費用和降低資本支出，這樣的行動可能會對未來的生產和我們的儲備產生負面影響。如果我們的員工因疾病、隔離、政府行動或其他與疫情有關的限制而不願或無法來工作，我們可能會遇到勞動力短缺。如果我們的供應商不能提供我們需要的材料、用品和服務，我們可能需要暫停運營。此外，我們還受到大宗商品價格變化的影響，而大宗商品價格已經並可能繼續波動。我們無法預測大流行對我們業務業績的不利影響的持續時間和程度。
此外，如果新冠肺炎疫情或由此導致的全球商業和經濟環境惡化對我們的業務和財務業績產生不利影響，它還可能具有加劇或加劇本文“風險因素”中描述的許多其他風險的效果。
與我們的財務狀況有關的風險
我們可能無法使用我們淨營業虧損的一部分結轉和其他税收屬性來減少我們未來的美國聯邦和州所得税義務，這可能會對我們的現金流產生不利影響。
我們目前擁有大量的美國聯邦和州淨營業虧損(“NOL”)結轉和美國聯邦一般業務信貸。我們是否有能力利用這些税收屬性來減少我們未來的美國聯邦和州所得税義務取決於許多因素，包括我們未來的應税收入，這是不能保證的。此外，我們使用NOL結轉和其他税務屬性的能力可能會受到修訂後的1986年國內税法(以下簡稱《税法》)第382節和第383節的重大限制。根據該守則的這些條款，如果一家公司經歷了“所有權變更”(如該守則第382條所定義)，該公司使用變更前的淨資產結轉和其他税務屬性的能力可能會受到很大限制。
根據《守則》第382條確定限制是技術性的，也是非常複雜的。一般情況下，如果一個或多個股東(或股東羣體)被認為至少持有公司5%的股份，在三年滾動期間內，他們的持股比例比最低持股比例增加了50個百分點以上，公司的所有權就會發生變化。我們未來可能會根據《守則》第382條的規定進行所有權變更。如果所有權發生變化，我們利用NOL結轉和其他税收屬性減少未來美國聯邦和州所得税義務的能力可能會受到實質性限制，這可能會對我們的現金流產生不利影響。
我們的業務需要持續的資本支出。我們可能無法通過運營現金流為這些投資提供資金，或無法以令人滿意的條款或根本無法獲得任何所需的額外資本，這可能導致
我們的石油和天然氣儲量或產量下降。我們的資本計劃也容易受到風險的影響，包括監管和許可風險，這些風險可能會對其實施產生實質性影響。
我們的行業是資本密集型的。我們的2023年資本支出預算在9500萬至1.05億美元之間，不包括CJWS約800萬美元的資本。我們未來資本支出的實際金額和時間可能與我們的估計大不相同，原因包括大宗商品價格、實際鑽探結果、鑽井平臺和其他服務和設備的可用性、許可證的可用性以及我們及時或根本獲得許可證的能力、法律和監管程序及其他限制、以及技術和競爭發展。我們目前的2023年資本計劃側重於我們已獲得許可或已完成現有CEQA分析的年內鑽探的新油井，其他方面則側重於修井和其他與現有油井相關的活動。由於加利福尼亞州持續的監管不確定性，資本計劃的準備是基於這樣的假設，即2023年將不會根據克恩縣的EIR發放新油井的許可證。此外，大宗商品價格從當前水平下降或持續下跌，可能會迫使我們減少資本支出，這將對我們的生產增長能力產生負面影響。當前和未來的法律法規可能會阻止我們執行我們的鑽井計劃以及開發和優化項目。
我們預計2023年的資本支出將由我們運營的現金流提供資金，外加2022年作為超額自由現金流建立的現金；然而，我們的運營現金流以及如果此類現金流和現金被證明不足時獲得資本的機會受到許多變量的影響，包括：
•我們現有油井能夠生產的碳氫化合物的數量，以及我們將這些油井推向市場的能力；
•我們產品的銷售價格和我們的運營費用；
•我們套期保值計劃的成功；
•我們已探明的儲量，包括我們獲取、定位和生產新儲量的能力；
•我們在2021年RBL貸款機制下的借款能力；
•以及我們進入資本市場的能力。
如果我們在2021年RBL融資機制下的收入或借款基數因石油、天然氣和NGL價格下跌、缺乏所需許可證和其他運營困難、儲量下降或任何其他原因而減少，我們獲得維持我們目前水平的運營和增長所需的資本的能力可能有限。如果需要額外的資本，我們可能無法以我們可以接受的條件獲得債務或股權融資，如果有的話。任何額外的債務融資都將帶來利息成本，將資金從我們的商業活動中分流出來，這反過來可能導致我們的儲量和產量下降。如果我們業務產生的現金流或2021年RBL貸款機制下的可用借款不足以滿足我們的資本要求，無法獲得額外融資可能會導致我們與物業開發相關的業務減少。見“項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--流動資金和資本資源”。
通貨膨脹可能會對我們控制成本的能力產生不利影響，包括我們的運營費用和資本成本。
自2021年以來和2022年的大部分時間裏，美國的通貨膨脹率一直在穩步上升。這種通脹壓力是由COVID疫情造成的供應鏈中斷、需求增加、勞動力短缺等因素造成的，包括2022年2月下旬開始的俄羅斯和烏克蘭之間的衝突。與業內其他公司一樣，我們的經營成本也經歷了通脹壓力，即通脹壓力導致我們的商品、服務和人員成本上升，進而導致我們的資本支出和運營成本上升。雖然通貨膨脹率在2022年底開始企穩，甚至比今年早些時候經歷的水平有所下降，但我們無法準確預測這種通脹壓力和促成因素是否會持續到2023年。如果通脹居高不下，我們的運營成本可能會進一步上升，包括天然氣採購和油田服務。
由於不斷上漲的石油、天然氣和天然氣價格增加了我們業務地區的鑽探活動，以及勞動力成本的增加，導致石油和設備的價格不斷上漲。石油、天然氣和天然氣價格的上漲可能會導致材料和服務成本上升。我們無法預測通貨膨脹率的任何未來趨勢，如果通貨膨脹率大幅上升，我們無法通過更高的大宗商品價格和收入來收回更高的成本，這將對我們的業務、財務狀況和運營業績產生負面影響。
我們的對衝活動限制了我們充分實現大宗商品價格上漲的好處和潛在收益的能力。
我們進行對衝是為了管理我們在石油和天然氣營銷中面臨的價格風險，減輕我們對大宗商品價格波動的經濟敞口，並通過保護我們的現金流來確保我們的財務實力和流動性。此外，我們還進行對衝，以滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。2021年RBL融資機制要求我們將商品套期保值(三向套期保值除外)維持在以下最低名義數量上：(I)在2021年RBL融資機制生效日期後24個月以及每個日曆年的每年5月1日和11月1日(每個日曆年的5月1日和11月1日)，至少75%的合理預測原油產量來自我們已探明的已開發生產(PDP)儲量，以及(Ii)至少50%的合理預測原油產量來自我們的PDP儲量。從該最低對衝要求日起至該最低套期保值要求日之後的第36個完整日曆月期間內的每個完整歷月(包括該最低對衝要求日之後的第25個完整歷月)；但就上述第(I)及(Ii)條中的每一項而言，所對衝的名義交易量須視為減去任何賣空或其他類似衍生工具的名義交易量，而該等賣權或其他類似衍生工具的作用是使我們承受“下限”以下的商品價格風險。除了其中所述的最低套期保值要求和與套期保值有關的其他限制外，2021年RBL融資機制還包含對我們商品套期保值的限制，這些限制阻止我們簽訂套期保值協議(I)期限超過48個月或(Ii)名義交易量(當與其他對衝合計時，實際上不包括已對衝交易量的基差掉期)，截至該套期保值協議執行之日超過, 我們合理預測的原油產量的90%來自我們的PDP儲備，用於此類對衝協議簽訂後的每個月，前提是上述數量限制不適用於與相應的看漲、看跌或掉期無關的看跌或看跌期權合約。
雖然這類交易旨在減少石油和天然氣價格波動的影響，但根據所使用的對衝工具，如果石油和天然氣價格大幅上漲超過對衝機構確定的價格，或使我們面臨取決於大宗商品價格變動和其他情況的財務損失風險，此類交易可能會限制我們的潛在收益。我們實現套期保值收益的能力還部分取決於這些合同的對手方履行其財務義務。如果我們的任何交易對手未來無法履行他們的義務，我們可能會面臨更大的現金流波動，這可能會影響我們的流動性。
我們可能無法或可能選擇不簽訂足夠的固定價格購買或其他對衝協議，以充分保護天然氣和石油之間的價差在能源當量基礎上不斷縮小，或者以其他方式無法獲得足夠數量的天然氣，以經濟地或以理想的水平進行蒸汽作業，並且我們的大宗商品價格風險管理活動可能會阻止我們從價格上漲中充分受益，並可能使我們面臨其他風險。
為了開發加州的重油，我們必須使用天然氣經濟地生產蒸汽。我們尋求通過簽訂固定價格購買協議和其他對衝交易來減少我們對天然氣潛在不可用、定價上漲和定價波動的風險敞口。我們尋求通過掉期、看漲和其他對衝交易來減少我們對潛在價格上漲和石油定價波動的敞口。我們可能無法或可能選擇不簽訂足夠的協議，以充分防止在能源當量基礎上天然氣和石油之間的價差縮小，或者以其他方式無法獲得足夠數量的天然氣，以經濟地或以所需的水平進行我們的蒸汽作業。
此外，我們還進行套期保值以滿足2021年RBL融資機制的對衝要求，該基金要求我們在最低名義交易量(I)至少75%的基礎上維持大宗商品對衝(三向套圈除外)。
在2021年RBL貸款機制生效日期後的24個完整歷月以及每個日曆年的每個5月1日和11月1日之後，從我們的PDP儲備中合理預測原油產量，以及(Ii)從每個此類最低對衝要求日期之後的第25個完整日曆月開始(包括幷包括每個此類最低對衝要求日期之後的第36個完整日曆月)期間，我們的PDP儲備中至少50%的合理預測原油產量；但就上述第(I)及(Ii)條中的每一項而言，所對衝的名義交易量須視為減去任何賣空或其他類似衍生工具的名義交易量，而該等賣權或其他類似衍生工具的作用是使我們承受“下限”以下的商品價格風險。除了其中所述的最低套期保值要求和其他有關套期保值的限制外，2021年RBL融資機制還包含對我們的商品套期保值的限制，這些限制阻止我們達成套期保值協議(I)期限超過48個月的對衝協議，或(Ii)名義交易量(當與當時已對衝的交易量的基差掉期合計時)在該套期保值協議簽署之日超過我們的PDP儲備合理預計原油產量的90%，在該套期保值協議簽訂後的每個月。前提是上述成交量限制不適用於與相應的看漲、看跌或掉期無關的看跌或看跌期權合約。
我們的大宗商品價格風險管理活動以及2021年RBL機制的對衝要求可能會阻止我們充分受益於價格上漲。此外，我們的對衝是基於主要的石油和天然氣指數，這可能不能完全反映我們在當地實現的價格。因此，我們得到的價格保護可能不能完全抵消當地價格的下降。
截至2022年12月31日，我們已按以下大致數量和價格對天然氣購買進行了對衝：2023年每日4.58萬Mmbtu，每Mmbtu 5.14美元。
我們的商品價格風險管理活動在某些情況下也可能使我們面臨財務損失的風險，包括以下情況：
•我們的套期保值或其他價格風險管理合同的交易對手未能在這些安排下履行；以及
•一個事件對石油和天然氣價格的實質性影響與我們的衍生品頭寸方向相反。
我們現有的債務協議有限制性的契約，可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事某些活動的能力。此外，2021年RBL貸款機制下的借款基數可能會定期重新確定，我們的貸款人可能會減少可供我們投資的資本。
2021年RBL融資機制、2022年ABL融資機制和管理我們2026年債券的契約具有限制性契約，這些契約可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事可能符合我們長期最佳利益的活動的能力。不遵守這些公約可能會導致違約事件，如果不治癒或免除違約，可能會導致我們所有債務的加速。這些協議包含公約，其中包括限制我們的能力：
•產生或擔保額外債務或發行某些類型的優先股；
•支付股本股利或贖回、回購或註銷股本或次級債務；
•轉讓、出售或處置資產；
•進行投資；
•創造一定的留置權來保護債務；
•簽訂協議，限制我們受限制的子公司向我們支付股息或其他款項；
•合併、合併或轉讓我們的全部或幾乎所有資產；
•對衝未來的產量或利率；
•在到期日之前償還或者提前償還某些債務；
•與關聯公司進行交易；以及
•在未經貸款人事先同意的情況下從事某些其他交易。
此外，2021年RBL貸款機制和2022年ABL貸款機制分別要求我們和CJWS在我們無法遵守此類比率時保持某些財務比率或減少我們的債務，這可能會限制我們借入資金以抵禦未來業務低迷的能力，或以其他方式開展必要的公司活動。我們也可能被阻止利用由於這些限制而出現的商機。
此外，2021年RBL貸款機制有套期保值要求，如果石油和天然氣價格大幅上漲超過對衝機構確定的價格，或在某些情況下使我們面臨財務損失風險，則可能會限制我們的潛在收益。
如果我們不遵守這些公約，可能會導致違約，如果不治癒或免除違約，可能會導致我們所有債務的加速。如果發生這種情況，我們可能無法支付所需的所有款項，也無法借入足夠的資金為此類債務進行再融資。即使當時有新的融資，也可能不是我們可以接受的條款。
2021年RBL貸款機制下可借入的金額取決於借款基數，並將每半年重新確定一次，並將取決於我們已探明的石油和天然氣儲量的估計數量和現金流，以及2021年RBL貸款機制下的行政代理或三分之二的貸款人認為相關的其他信息。我們，行政代理人和貸款人，可以在每一次定期安排的重新確定之間請求一次額外的重新確定。此外，由於某些資產出售和對衝終止、某些其他債務的產生和2021年RBL融資機制規定的其他事件，我們的借款基數將自動減少。例如，2021年RBL貸款機制目前規定，在我們產生某些無擔保債務的範圍內，我們的借款基礎將減少相當於此類無擔保債務金額的25%，如果超過通過該等無擔保債務進行再融資的某些其他債務的金額(如果有的話)。減少我們在2021年RBL貸款機制下的借款基數可能會減少我們可用於投資於我們業務的資本。此外，我們可能被要求償還2021年RBL貸款的一部分，條件是在重新確定後，我們此時的未償還借款超過重新確定的借款基數。2022年的ABL貸款機制也需要對借款基礎進行調整。
有關2021年RBL貸款、2022年ABL貸款和我們2026年票據的條款的更多細節，請參閲“流動性和資本資源”。
我們可能無法產生足夠的現金來償還我們所有的債務，並可能被迫採取其他行動來履行我們根據債務安排承擔的義務，這可能不會成功。
截至2022年12月31日，我們2026年票據的未償還金額為4億美元，2021年RBL貸款機制下沒有未償還借款，可用借款能力約為1.93億美元。截至2022年12月31日，CJWS沒有未償還的借款，根據2022年ABL貸款機制，CJWS的可用借款能力為1300萬美元。我們是否有能力按計劃支付或再融資我們的債務義務，包括2021年RBL貸款機制、2022年ABL貸款機制和我們的2026年票據，取決於我們的財務狀況和經營業績，這些因素受到當時的經濟和競爭條件以及某些可能超出我們控制範圍的財務、商業和其他因素的影響。如果石油和天然氣價格在較長一段時間內保持在較低水平或進一步惡化，我們來自經營活動的現金流可能不足以使我們能夠支付債務的本金、溢價(如果有的話)和利息。在缺乏足夠的現金流和資本資源的情況下，我們可能面臨嚴重的流動性問題，並可能被要求處置重大資產或業務，以履行償債和其他義務。2021年RBL貸款機制、2022年ABL貸款機制和我們的2026年票據目前限制了我們處置資產的能力和我們使用任何此類處置所得收益的能力。我們可能無法完成處置，任何此類處置的收益可能不足以償還當時到期的任何償債義務。
大宗商品價格下跌、預期資本發展變化、運營成本增加或油井業績不利變化可能會導致我們資產的賬面價值減記。
當事件或情況變化顯示賬面值可能無法收回時，我們會評估我們的石油及天然氣資產的減值。根據進行預期減值評估時的特定市場因素及情況，以及對發展計劃、生產數據、經濟及其他因素的持續評估，吾等可能被要求減記物業的賬面價值。減記構成了對收益的非現金費用。例如，在2020年第一季度，我們對猶他州和加州某些地點的已探明物業記錄了2.89億美元的非現金税前資產減值費用。
我們與客户的信用風險高度集中，我們的一個或多個客户無法履行他們的義務，或者我們的任何一個主要石油和天然氣買家的損失可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響。
我們與石油和天然氣的買家之間的信用風險非常集中。在截至2022年12月31日的一年中，對PBF Holding、Tesoro Refining and Marketing和Phillips 66的銷售額分別約佔我們銷售額的33%、16%和10%。這種集中度可能會影響我們的整體信用風險，因為我們的客户可能同樣會受到經濟狀況變化或大宗商品價格波動的影響。我們不要求我們的客户提供抵押品。如果我們的石油和天然氣的購買者破產，我們可能無法收回欠我們的款項。此外，如果我們失去任何一個主要客户，損失可能會導致我們停止或推遲在供應該客户的地區生產和銷售我們的石油和天然氣。
由於與客户的供貨協議條款，我們可能不知道客户在產品交付後近兩個月才能向我們付款。我們不要求我們的客户提供抵押品來保護我們的付款能力。
與監管事項有關的風險
我們的業務受到嚴格監管，政府當局可以推遲或拒絕許可和批准，或改變對我們業務的要求，包括石油和天然氣勘探、開採、運營和生產活動的許可審批流程；油井刺激和其他改進的生產技術；以及流體注入或處置活動，任何這些活動都可能增加成本，限制運營，推遲我們的業務戰略和計劃的實施，或導致我們改變。
與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的業務受到一系列複雜和嚴格的聯邦、州和地方法律法規的約束。聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。有關影響我們業務的法律和法規的説明，請參閲“項目1和項目2.企業和物業--健康、安全和環境事項的監管”。總體而言，現有法律和法規的影響是，通過限制我們的財產的使用，潛在地限制我們油井的數量和位置，限制我們開發某些資產和進行某些作業的能力，並將我們油井可以生產的石油和天然氣數量減少到原本可能的水平以下。為了符合這些法律和法規，我們必須獲得並保持聯邦、州和地方政府當局對各種活動的許可、批准和證書，這些活動包括選址、鑽井、完井、注液和處置、刺激、運營、維護、運輸、營銷、現場補救、退役、廢棄以及水回收和再利用。這些許可證通常會受到抗議、上訴或訴訟的影響，在某些情況下，可能會推遲或停止項目、油井生產和其他作業。此外，行業的監管負擔增加了我們的成本，因此可能會對資本支出、收益或競爭地位產生不利影響。不遵守可能會導致評估行政、民事和刑事罰款和處罰以及不遵守的責任、糾正行動、清理或恢復的成本、人身傷害、財產損失或其他損失的賠償，以及強制實施限制或限制我們的運營的禁令或聲明救濟。
我們的大部分資產所在的加利福尼亞州是美國石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一，我們的業務受到眾多嚴格的州、地方和其他法律法規的約束，這些法律和法規可能會推遲我們的業務或以其他方式對我們的業務產生不利影響。近年來，各國家機構對石油和天然氣活動的管轄權、職責和執法權大幅增加，這些國家機構以及某些市縣對其法規、監管解釋和數據收集和報告要求進行了重大修訂，並表示計劃在2023年發佈某些石油和天然氣活動的補充規定。此外，這些法律和法規中的某些可能具有追溯力，對於我們和我們的前輩無法控制的事件或條件，可能會要求我們承擔嚴格的或連帶責任，而不考慮過錯、最初活動的合法性或第三方的所有權或控制權。違反這些法律和條例的行為和責任可能導致重大的行政、民事或刑事處罰、補救清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉以及其他責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。
在加利福尼亞州，我們也越來越多地受到旨在限制化石燃料生產和使用的政策的影響。例如，2020年9月，加利福尼亞州州長加文·紐瑟姆發佈了一項行政命令，尋求減少該州化石燃料的供應和需求。這項行政命令確立了幾個目標，並指示幾個州機構在減少温室氣體排放方面採取某些行動，包括但不限於：逐步停止銷售內燃機車輛；制定關閉加州石油和天然氣設施並重新利用的戰略；以及呼籲加利福尼亞州立法機構在2024年之前制定新的法律，禁止該州進行水力壓裂。行政命令還指示CalGEM完成對石油開採活動影響的公共健康和安全問題的審查，並提出顯著加強的監管措施。目前，我們無法預測這些行動和提議的實施將如何影響我們的業務。關於更多信息，見“項目1和2.商業和物業--健康、安全和環境事項的管理”和“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險-在我們所有加州業務所在的克恩縣獲得石油和天然氣活動許可證方面存在重大不確定性，這可能對我們的財務狀況、運營前景和業績產生不利和實質性的影響。關於更多信息，見和“第1A項。風險因素--與我們的業務和行業相關的風險--加利福尼亞州政府限制石油和天然氣生產的嘗試可能會對我們的業務產生負面影響，並導致我們業務所在州對化石燃料的需求減少。“
我們的業務也可能受到《瀕危物種法》或旨在保護各種野生動物的類似州法律對鑽探活動施加的季節性或永久性限制的不利影響，例如大鼠尾鬆雞。這種限制可能會限制我們在保護區內作業的能力，並可能加劇對鑽機、油田設備、服務、供應和合格人員的競爭，這可能導致允許鑽探時出現週期性短缺。為保護受威脅或瀕危物種或其棲息地而實施的永久性限制可能禁止在某些地區進行鑽探，或要求實施代價高昂的緩解措施。
我們的客户，包括煉油廠和公用事業公司，以及將我們的產品運輸給客户的企業也受到嚴格監管。例如，聯邦和州機構已經或正在提議讓更多的天然氣和液體收集管道、管道和儲存設施受到監管，這些監管增加了商業成本，並以其他方式影響了我們支付的燃料氣價格的需求、波動性和其他方面。某些市政當局已經制定了限制在新建住宅或商業建築中安裝天然氣用具和基礎設施的規定，這可能會影響我們公用事業客户的天然氣零售市場，以及我們對我們生產的天然氣的需求和價格。
合規成本可能會增加，隨着現有法律法規的修訂或重新解釋，或者隨着新的法律法規適用於我們的運營，可能會出現運營延誤或限制，每一種情況都發生在過去。例如，由於新的流體注入法規、許可數據要求以及閒置油井退役法規，我們的成本最近開始增加。例如，我們在2022年支付了2000萬美元的資產報廢債務，比2021年的1900萬美元有所增加，這主要是由於新的閒置
油井法規和HSE重點關注與開發現有油田相關的成本和舉措。此外，我們可能會遇到延誤，就像我們過去所經歷的那樣，因為監管機構的內部流程不足和人力資源限制，阻礙了他們及時處理許可證以與我們的生產項目保持一致的能力。
政府當局和其他組織繼續研究石油和天然氣作業的健康、安全和環境問題，包括與空氣、土壤和水質量、地面運動或地震和自然資源有關的問題。政府當局還通過、提議或正在考慮對石油和天然氣作業的許可、油井建設和公開披露、環境審查或限制提出新的或更嚴格的要求。例如，多年來，各個州和聯邦機構對水力壓裂進行了更嚴格的審查，審查範圍已擴大到更廣泛的石油和天然氣勘探和開採活動。這導致了對石油和天然氣作業的空氣排放的更嚴格的監管，對水排放的限制，以及呼籲取消聯邦危險廢物法律和法規對某些石油和天然氣廢物的豁免，以及其他限制。另外，作為另一個例子，聯邦《公約》的範圍近年來一直存在很大的不確定性，這有可能增加許可負擔。自2015年以來，美國環保局和奧巴馬、特朗普和拜登政府領導下的美國陸軍工程兵團(以下簡稱陸軍工程兵團)一直在尋求多項規則制定，試圖確定“美國水域”(“WOTUS”)一詞的範圍，在幾次案例中，聯邦法院已經撤銷了這些規則制定。2022年12月，環境保護局和兵團發佈了最終修訂的WOTUS定義，該定義基於2015年前的定義，幷包括更新，以納入最高法院現有的裁決和機構指導。新規於2023年1月18日正式發佈，自2023年3月20日起生效。然而，, 這項新規定已經受到挑戰，德克薩斯州和行業組織於2023年1月18日分別向德克薩斯州聯邦法院提起訴訟。此外，2022年10月，最高法院聽取了關於薩克特訴環境保護局案，它涉及與用於確定濕地是否為WOTUS的法律測試有關的問題。預計最高法院將在2023年發佈對此案的意見，這可能會影響監管定義及其實施。由於這些事態發展，CWA的範圍目前仍不確定。如果最終規則擴大了受CWA管轄的物業範圍，我們在獲得濕地地區的疏浚和填埋活動許可證方面可能會面臨更多的成本和延誤，這可能會對我們在聖華金盆地和其他地區的業務產生重大影響。此類要求或相關訴訟可能導致遵守、延遲或限制我們的勘探、開發、流體注入和處置或生產活動的潛在重大額外成本，並阻止我們鑽探、完成或刺激油井，這可能對我們的預期產量、其他業務和財務狀況產生不利影響。
改變選舉或任命的官員或他們的優先事項和政策，可能會導致對石油和天然氣行業採取不同的監管辦法。我們無法預測加州州長或立法機構在監管我們的企業、石油和天然氣行業或該州的經濟、財政或環境政策方面可能採取的行動，也無法預測各州或聯邦政府可能在環境法律和政策方面採取的行動，包括那些可能直接或間接影響我們運營的法律和政策。
未來可能的立法可能通常會影響天然氣和石油勘探開發公司的税收，並可能對我們的運營和現金流產生不利影響。
在過去的幾年裏，已經提出了聯邦和州一級的立法，如果成為法律，將對税法進行重大修改，包括對目前天然氣和石油勘探開發公司可用的某些關鍵的美國聯邦和州所得税條款進行修改。這些擬議的立法包括但不限於：(I)取消無形鑽探和開發成本的立即扣除，(Ii)廢除石油和天然氣資產的百分比損耗準備金，(Iii)延長某些地質和地球物理支出的攤銷期限，(Iv)取消石油和天然氣公司以前可以獲得的某些其他税收減免和減免，以及(V)提高適用於公司(如我們)的美國聯邦所得税税率。目前尚不清楚這些或類似的變化是否會生效，如果通過，任何此類變化將在多長時間內生效。由於這些提案和美國聯邦所得税法的其他類似變化而導致的任何立法的通過，都可能對我們的運營和現金流產生不利影響。
此外，在加利福尼亞州，有人提議對利潤徵收新税，這可能會對我們產生負面影響。儘管這些提議還沒有成為法律，但各種特殊利益集團的運動可能會導致未來額外的石油和天然氣遣散費或其他税收。徵收此類税收可能會大幅降低我們的利潤率和現金流，並在其他方面大幅增加我們的成本。
衍生品立法和法規可能會對我們使用衍生品工具降低與業務相關的風險的能力產生不利影響。
2010年頒佈的《多德-弗蘭克法案》確立了對場外(OTC)衍生品市場和像我們這樣參與該市場的實體的聯邦監督和監管。適用於場外衍生品交易的規則和法規，這些規則可能會影響我們可能持有的頭寸規模以及交易對手與我們進行交易的能力或意願，從而潛在地增加交易成本。此外，這些變化可能會大幅減少我們的對衝機會，這可能會在大宗商品價格低迷期間對我們的收入和現金流產生不利影響。雖然許多《多德-弗蘭克法案》的法規已經生效，但規則的制定和實施過程仍在進行中，通過的規則和法規以及任何未來的規則和法規對我們的業務的最終影響仍不確定。
此外，歐盟和其他非美國司法管轄區正在實施有關衍生品市場的法規。只要我們與外國司法管轄區的交易對手進行交易，或與其他受外國司法管轄區監管的企業進行交易，我們可能會受到此類法規的約束或以其他方式受到影響。儘管歐盟某些實施條例已經生效，但歐盟實施條例(包括未來的實施細則和條例)對我們業務的最終影響仍然不確定。
我們的業務受到氣候變化威脅產生的一系列風險的影響，這些風險可能會導致運營成本增加，限制我們進行石油和天然氣勘探和勘探活動的領域，並減少對我們生產的石油和天然氣的需求。
氣候變化的威脅繼續在美國和其他國家引起相當大的關注。已經提出並可能繼續在國際、國家、區域和州各級政府一級提出許多建議，以監測和限制現有的温室氣體排放，並限制或消除這種未來的排放。因此，我們的石油和天然氣勘探和勘探業務面臨一系列與化石燃料生產和加工以及温室氣體排放相關的監管、政治、訴訟和金融風險。
在美國，聯邦一級還沒有實施全面的氣候變化立法。然而，隨着美國最高法院裁定温室氣體排放構成CAA規定的污染物，美國環保局通過了一些規則，其中包括對某些大型固定污染源的温室氣體排放建立建築和運營許可審查，要求對美國某些石油和天然氣系統來源的温室氣體排放進行監測和年度報告，並與交通部一起對在美國製造的運營車輛實施温室氣體排放限制。近年來，對石油和天然氣設施中甲烷的監管一直存在不確定性。2021年11月，美國環保局發佈了一項擬議的規則，如果最終敲定，將為石油和天然氣設施的甲烷和揮發性有機化合物排放建立新的來源和首次現有的來源性能標準。受影響設施的運營商必須遵守特定的性能標準，包括使用光學氣體成像進行泄漏檢測和隨後的維修要求，以及通過捕獲和控制系統減少95%的排放。環保局於2022年11月發佈了一份補充提案，徵求公眾意見。在其他項目中，該提案提出了具體的修訂，加強了第一個全國性的排放指南，以限制來自現有石油和天然氣設施的甲烷，修訂了逃逸排放監測和維修以及設備泄漏和監測調查頻率的要求，建立了一個及時減少排放事件的“超級排放者”計劃，併為使用先進監測提供了額外的選擇，以鼓勵部署創新技術來檢測和減少甲烷排放。該提案預計將於2023年最終敲定, 儘管它很可能會在法庭上受到挑戰。我們無法預測遵守這些要求的成本。然而，考慮到加強監管的長期趨勢，未來石油和天然氣行業的聯邦温室氣體法規仍然是
可能性很大。此外，愛爾蘭共和軍於2022年8月16日簽署成為法律，對石油和天然氣部門某些來源的甲烷排放徵收費用。從2024年開始，甲烷排放費將從每公噸泄漏甲烷900美元開始，2025年升至1200美元，2026年及以後升至1500美元。費用的計算是根據愛爾蘭共和軍確定的某些門檻計算的。徵收這筆費用和愛爾蘭共和軍的其他規定可能會增加我們的運營成本，並加速擺脱石油和天然氣的過渡，這可能會對我們的業務和運營結果產生不利影響。
此外，各州和州集團已經通過或正在考慮通過立法、法規或其他監管舉措，重點關注温室氣體排放限額和交易計劃、碳税、報告和跟蹤計劃以及限制温室氣體排放(如甲烷)等領域。例如，加利福尼亞州通過CARB實施了温室氣體排放上限和交易計劃，設定了全州範圍內温室氣體排放量的最大上限，到2030年，這一上限每年都會下降，比1990年的水平低40%。覆蓋的實體必須減少其温室氣體排放，或購買限額來核算此類排放。另外，加利福尼亞州已經實施了低碳排放標準和相關的可交易信用額度，要求該州燃料供應的碳強度逐步低於基準汽油和柴油燃料。CARB還頒佈了關於監測、檢漏、修復和報告現有和新的石油和天然氣生產設施的甲烷排放的規定。
除了所描述的要求加州在2045年之前在整個經濟範圍內實現碳中和的各種行動外，加州還單獨通過了一項法律，要求在2045年之前在該州使用100%的零碳電力。此外，紐瑟姆州長要求CARB分析不遲於2045年在全州範圍內逐步停止石油開採的途徑；然而，CARB的2022年最終範圍計劃-該州碳中和目標的藍圖-確定這樣的逐步淘汰是不可行的，因為交通部門對化石燃料的需求預計將繼續存在，儘管預計到2045年此類用途的化石燃料需求將大幅減少。儘管如此，CARB將繼續評估在其下一個五年計劃中逐步減少的機會。2022年最終範圍劃分計劃還概述了逐步停止在建築物中使用天然氣的計劃，以及其他碳減排事項。我們無法預測這些不同的法律、法規和秩序最終會如何影響我們的運營。然而，這些舉措可能會導致對我們生產的石油、天然氣和NGL的需求減少，或者以其他方式限制或完全禁止我們在加州的業務，從而對我們的收入和運營結果產生不利影響。
在國際層面，聯合國發起的《巴黎協定》要求成員國在2020年後每五年單獨確定並提交一次不具約束力的減排目標。儘管美國在總裁·拜登上任第一天簽署行政命令後退出了《巴黎協定》，但美國在2021年2月重新加入了《巴黎協定》。2021年4月，美國製定了一個目標，即到2030年將整個經濟體的温室氣體淨排放量在2005年的基礎上減少50%-52%。此外，在2021年11月于格拉斯哥舉行的第26屆締約方大會(“COP26”)上，美國和歐盟聯合宣佈啟動全球甲烷承諾，該倡議致力於實現到2030年將全球甲烷排放量從2020年水平減少至少30%的集體目標，包括在能源領域“所有可行的減排”。在2022年11月在沙姆沙伊赫舉行的第27次締約方會議上，各國重申了第26次締約方會議達成的協議，並呼籲各國加快努力，逐步取消低效的化石燃料補貼。美國還與歐盟和其他夥伴國宣佈，將制定監測和報告甲烷排放的標準，以幫助創造一個低甲烷強度氣體的市場。儘管在締約方會議第二十七屆會議上沒有對逐步淘汰或逐步淘汰所有化石燃料作出明確的承諾或時間表，但不能保證各國不會在未來尋求實施這種逐步淘汰。目前還不確定這些行動的全部影響，也不清楚可能會通過或實施哪些可能對我們的行動產生不利影響的其他舉措。
政府、科學和公眾對温室氣體排放引起的氣候變化威脅的擔憂導致美國的政治風險增加，包括某些公職候選人做出的與氣候變化有關的承諾。這些措施包括承諾採取行動限制排放和限制石油和天然氣的生產，例如通過禁止在聯邦財產上生產礦產的新租約。2021年1月20日，總裁·拜登發佈行政命令，呼籲加強對石油和天然氣行業甲烷排放的監管；更多信息，請參見我們題為《空氣排放》的監管披露。
隨後，在2021年1月27日，總裁·拜登發佈了一項行政命令，呼籲在氣候變化問題上採取實質性行動，其中包括聯邦政府增加使用零排放汽車，取消對化石燃料行業的補貼，以及加強對各機構和經濟部門與氣候相關風險的重視。拜登政府還呼籲限制在聯邦土地上租賃，包括內政部在2021年11月發佈的一份報告，建議對聯邦租賃計劃進行各種修改，儘管任何此類修改都需要國會採取行動；有關更多信息，請參閲我們的監管披露，標題為“水力刺激”。我們的行動涉及使用水力壓裂活動，我們還在DOI內BLM管轄的聯邦土地上開展行動。總裁·拜登可能採取的其他行動可能包括對管道基礎設施的建立或允許液化天然氣出口設施提出更嚴格的要求，以及對石油和天然氣設施的其他温室氣體排放限制。
訴訟風險也在增加，一些城市和其他地方政府試圖在州或聯邦法院對石油和天然氣公司提起訴訟，指控這些公司生產導致全球變暖影響的燃料(如海平面上升)，從而造成公共滋擾，因此對道路和基礎設施造成破壞，或者指控這些公司意識到氣候變化的不利影響一段時間了，但由於沒有充分披露這些影響而向投資者或客户隱瞞了重大信息。
化石燃料生產商的財務風險也在增加，因為目前投資於化石燃料公司的股東擔心氣候變化的潛在影響，未來可能會選擇將部分或全部投資轉移到與能源無關的行業。向化石燃料能源公司提供融資的機構貸款人也變得更加關注可持續的貸款做法，其中一些可能會選擇不為化石燃料能源公司提供資金。例如，在第26次締約方會議上，GFANZ宣佈，來自45個國家的450多家公司的承諾已導致超過130萬億美元的資本承諾淨零目標。GFANZ的各種次級聯盟通常要求參與者設定短期、具體部門的目標，以便在2050年前將其融資、投資和/或承保活動轉變為淨零排放。還有一種風險是，金融機構將被要求採取具有減少向化石燃料部門提供資金的效果的政策。2020年末，美聯儲宣佈已加入NGFS，這是一個由金融監管機構組成的聯盟，專注於應對金融部門與氣候相關的風險。2022年9月，美聯儲宣佈，美國的六個金融監管機構。最大的銀行將參加氣候情景分析試點，以提高公司和監管機構衡量和管理與氣候有關的金融風險的能力。美聯儲於2023年1月開始其試點工作，旨在分析與氣候變化相關的實物風險和過渡風險對銀行投資組合中特定資產的影響。儘管我們無法預測這些行動的影響，但對化石燃料能源公司的投資和融資的限制可能會導致這種限制。, 推遲或取消鑽井計劃或開發或生產活動。此外，2022年3月，美國證券交易委員會發布了一項擬議規則，該規則將建立報告氣候風險、目標和指標的框架。最終規則預計將於2023年第二季度發佈，但我們無法預測規則的最終形式和實質及其要求。該規則對我們業務的最終影響是不確定的，一旦最終敲定，可能會導致遵守任何此類披露要求的額外成本，以及增加的成本和對獲得資本的限制。
通過和實施新的或更嚴格的國際、聯邦或州立法、法規或其他監管舉措，對我們等石油和天然氣生產商的温室氣體排放實施更嚴格的標準，或以其他方式限制我們可能生產石油和天然氣或產生温室氣體排放的領域，可能會導致合規成本或消費成本增加，從而減少對我們生產的石油和天然氣的需求或侵蝕其價值。此外，政治、訴訟和金融風險可能導致我們限制或取消石油和天然氣生產活動，因氣候變化而導致基礎設施損壞的責任，或損害我們繼續以經濟方式運營的能力。此外，氣候變化的潛在有形影響，如干旱、野火、洪災和其他自然災害以及其他有形破壞對基礎設施和資源的破壞，對業務造成的風險也越來越大。這些發展中的一個或多個可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
通脹削減法案可能會加速向低碳經濟的過渡，並可能給我們的運營帶來新的成本。
2022年8月，總裁·拜登簽署《愛爾蘭共和軍》成為法律。愛爾蘭共和軍包含數千億美元的激勵措施，用於發展可再生能源、清潔氫氣、清潔燃料、電動汽車以及配套基礎設施和CCS，以及其他條款。此外，愛爾蘭共和軍通過徵收甲烷排放費，首次對温室氣體排放徵收聯邦費用。愛爾蘭共和軍修訂了《清潔空氣法》，對需要向環保局報告温室氣體排放的來源的甲烷排放徵收費用，包括那些陸上石油和天然氣生產類別的來源。甲烷排放費將從2024年開始，每噸甲烷900美元，到2025年增加到1200美元，2026年及以後每年定為1500美元。費用的計算是根據愛爾蘭共和軍確定的某些門檻計算的。此外，上文提到的為各種清潔能源行業提供的多重激勵措施可能會進一步加速經濟從化石燃料向低碳或零碳排放替代品的轉型。甲烷收費和對清潔能源行業的各種激勵措施可能會減少對原油和天然氣的需求，增加我們的合規和運營成本，從而對我們的業務和運營結果產生重大和不利的影響。
與我們的股本相關的風險
在某些情況下，我們主要股東的利益可能與我們其他股東的利益相沖突。
我們的很大一部分普通股由相對較少的股東實益擁有。可能出現的情況是，這些股東可能有興趣進行或阻止收購、資產剝離、敵意收購或其他交易，包括支付股息或發行額外的股權或債務，而根據他們的判斷，這些交易可能會增加他們對我們或他們投資的另一家公司的投資。此類交易可能會對我們或我們普通股的其他持有者產生不利影響。此外，我們的股權高度集中可能會對我們普通股的交易價格產生不利影響，因為投資者可能會認為持有股東高度集中的公司的股票有不利之處。
我們的大股東及其關聯公司與我們競爭的能力不受限制，公司註冊證書中的公司機會條款可以使我們的大股東受益於我們原本可能獲得的公司機會。
我們的管理文件規定，我們的股東及其附屬公司不受限制，不得擁有資產或從事與我們直接或間接競爭的業務。特別是，在適用法律的限制下，除其他事項外，公司註冊證書：
•允許股東對相互競爭的業務進行投資；以及
•規定，如果我們的一名董事同時也是股東的僱員、高級職員或董事(“雙重身份人士”)意識到潛在的商業機會、交易或其他事項，他們將沒有責任向我們傳達或提供該機會。
我們的董事具有雙重身份，可能會不時意識到某些商業機會(如收購機會)，並可能將這些機會引導到我們的股東已投資的其他業務，在這種情況下，我們可能不知道或有能力追求這些機會。此外，這些企業可能會選擇與我們爭奪這些機會，可能會導致我們無法獲得這些機會，或者導致我們追求這些機會的成本更高。
未來在公開市場上出售我們的普通股可能會降低我們的股價，我們通過出售股權或可轉換證券籌集的任何額外資本可能會稀釋您對我們的所有權。
我們的很大一部分普通股由相對較少的股東實益擁有。我們無法預測他們何時或是否會出售普通股。未來的出售，或對其的擔憂，可能會給我們普通股的市場價格帶來下行壓力
我們可以出售或以其他方式發行額外的普通股或可轉換為我們普通股的證券。我們的公司註冊證書規定法定股本包括7.5億股普通股和2.5億股優先股。此外，我們登記了我們普通股的絕大多數股份以供轉售。有關更多信息，請參閲我們年度報告的表格10-K的附件4.4。
發行任何用於收購、融資、轉換或行使可轉換證券或其他方式的證券，可能會導致我們已發行普通股的賬面價值和市場價格下降。如果我們發行任何這樣的額外證券，發行將導致所有現有股東的比例所有權和投票權減少。我們無法預測未來發行普通股或可轉換為普通股的證券的規模，也無法預測未來發行和出售普通股股票將對我們普通股的市場價格產生的影響。大量出售我們的普通股(包括與收購相關的股票)，或認為可能發生此類出售，可能會對我們普通股的現行市場價格產生不利影響。
我們的普通股也保留用於根據第二次修訂和重新修訂的2017年綜合激勵計劃(我們的“2017綜合計劃”)作為基於股權的獎勵發行給員工、董事和某些其他人員。我們已向美國證券交易委員會提交了S-8表格登記聲明，規定根據我們的2017年綜合計劃登記已發行或預留髮行的普通股股票。在滿足歸屬條件、若干鎖定協議屆滿及規則第144條規定的情況下，根據表格S-8的登記聲明登記的股份可立即在公開市場轉售，不受限制。投資者在行使根據未來綜合計劃可能授予或發放的任何股權獎勵時，其投資價值可能會被稀釋。2022年3月1日，我們的董事會批准了2022年綜合激勵計劃(簡稱2022年綜合激勵計劃)，隨後於2022年5月25日由股東批准。該計劃授權發行230萬股普通股。截至2022年12月31日，可發行的最大剩餘股份數量為1,573,402股。
《2022年通貨膨脹率降低法案》中對公司股票回購徵收的消費税可能會增加我們的税收負擔，並影響我們的股票回購決定。
從2023年1月1日開始，對某些從股東手中回購股票的上市公司徵收1%的聯邦消費税。應繳納消費税的金額是該公司在該課税年度內回購的股票的公平市場價值，扣除該公司在該納税年度發行的任何股票的公平市場價值。任何與我們的股票回購計劃相關的贖回或其他贖回都可能需要繳納消費税。不能保證在同一課税年度內會有足夠的新股發行來抵消贖回的公平市場價值。因此，如果我們受到這種消費税的影響，它可能會影響我們的股票回購決定，並增加我們的税收負擔。
股息的支付將由我們的董事會酌情決定。
在油價歷史性下跌和新冠肺炎對經濟的影響之後，我們在2020年第二季度暫時停止了季度股息。從2021年第一季度開始，我們恢復了降低利率的季度股息，然後從2021年第三季度開始將税率提高50%，至每股0.06美元，一直持續到2022年底。2022年，公司董事會批准了2022年每股0.24美元的季度固定股息。此外，董事會實施了股東回報戰略，考慮從調整後的自由現金流中向股東派發額外股息。由於這一股東回報戰略的實施，公司董事會宣佈可變現金股息為每股1.54美元，這是根據2022年的業績計算得出的。公司董事會宣佈了一項
公司已發行普通股的定期固定和可變股息，每股0.50美元，於2023年3月23日支付給2023年3月15日交易結束時登記在冊的股東。我們不能確定我們將產生調整後的自由現金流，董事會也沒有義務支付任何股息，任何股息都受到我們債務文件中如下所述的限制。未來股息的支付及金額(如有)須由本公司董事會公佈。該等付款將視乎各種因素而定，包括經營的實際結果、流動資金及財務狀況、經營活動提供的現金淨額、適用法律施加的限制、我們的應課税收入，以及我們董事會認為相關的其他因素。此外，我們的2021年RBL設施、2022年ABL設施和管理我們2026年票據的契約中包含的契約可能會限制股息的支付。我們沒有義務為我們的普通股支付股息，也不能確定未來何時可以恢復這種支付。
我們可能會發行優先股，其條款可能會對我們普通股的投票權或價值產生不利影響。
本公司註冊證書授權本公司在未經本公司股東批准的情況下發行一種或多種類別或系列的優先股，其名稱、優先股、限制和相對權利，包括與我們普通股有關的股息和分配的優先股，由我們的董事會決定。一個或多個類別或系列優先股的條款可能會對我們普通股的投票權或價值產生不利影響。例如，我們可以授予優先股持有者在所有情況下或在特定事件發生時選舉一定數量的董事的權利，或否決特定交易的權利。同樣，我們可能分配給優先股持有人的回購或贖回權利或清算優先權可能會影響我們普通股的剩餘價值。
由於在2023年12月31日失去新興成長型公司的地位，我們預計將產生額外的成本，並將在遵守非新興成長型公司要求方面對管理層提出要求。
作為一家新興的成長型公司，我們受益於各種報告要求的某些臨時豁免。2023年12月31日，由於IPO滿五週年，我們將失去新興成長型公司的地位。從新興成長型公司地位的轉變將要求我們允許我們的獨立註冊會計師事務所根據薩班斯-奧克斯利法案第404(B)條的要求，在截至2023年12月31日的10-K表格年度報告中證明我們內部控制的有效性。
此外，作為一家新興的成長型公司，我們根據《就業法案》選擇推遲採用適用於上市公司的新的或修訂後的會計聲明，直到此類聲明適用於私營公司。由於於2023年12月31日失去新興成長型公司地位，我們將不再有資格推遲採用適用於上市公司的此類新的或修訂的會計聲明。除了一些無形的費用，主要是我們的獨立註冊會計師事務所證明我們對財務報告的內部控制的有效性，我們的管理層可能需要投入大量的時間和努力來實施和遵守適用於我們失去新興成長型公司地位的額外標準、規則和法規，這可能會將這些時間從我們的日常業務運營中分流出來。此外，由於加速實施適用於非新興成長型公司的標準、規則和法規(如《薩班斯-奧克斯利法案》第404(B)條)的複雜性和後勤困難，我們不遵守此類標準、規則和法規的風險增加，或者我們的財務報告內部控制存在重大缺陷或重大弱點的風險增加。
我們是一家“新興成長型公司”，能夠利用降低適用於“新興成長型公司”的披露要求，這可能會降低我們的普通股對投資者的吸引力。
我們是一家“新興成長型公司”，只要我們繼續是一家“新興成長型公司”，我們就打算利用各種報告要求的某些豁免，包括審計師證明要求或上市公司會計監督委員會(“PCAOB”)通過的任何新要求，要求強制輪換審計公司，減少有關高管的披露義務。
在我們的定期報告和委託書中提供薪酬，並免除就高管薪酬和股東批准之前未獲批准的任何黃金降落傘付款進行不具約束力的諮詢投票的要求。我們打算利用降低的報告要求和豁免，包括採用新的或修訂的財務會計準則的較長分段期，直到這些準則適用於私營公司或我們不再符合新興成長型公司的資格。我們選擇使用這次選舉允許的分階段期限，可能會使我們的財務報表很難與那些將遵守新的或修訂的財務會計準則的公司進行比較。如果我們隨後選擇遵守這些上市公司的生效日期，這樣的選擇將是不可撤銷的。
在一定程度上，由於我們減少了報告和豁免，投資者發現我們的普通股吸引力下降，我們的普通股可能會有一個不那麼活躍的交易市場，我們的股價可能會更加波動。
此外，我們預計將在2023年因IPO滿五週年而失去“新興成長型公司”的地位。從“新興成長型公司”地位的轉變將要求我們的獨立註冊會計師事務所根據薩班斯-奧克斯利法案第404(B)節的要求在截至2023年12月31日的年度報告Form 10-K中證明我們的內部控制的有效性。此外，我們將不再有資格推遲採用適用於上市公司的此類新的或修訂的會計公告。除了額外的費用，我們的管理層可能需要投入大量的時間和精力來實施和遵守適用於我們失去“新興成長型公司”地位的額外標準、規則和法規，這可能會將這些時間從我們的日常業務運營中分流出來。
我們對財務報告的內部控制目前並不需要滿足薩班斯-奧克斯利法案第404條所要求的所有標準，但如果未能根據薩班斯-奧克斯利法案第404條實現並保持對財務報告的有效內部控制，可能會對我們的業務和股價產生重大不利影響。
《薩班斯-奧克斯利法案》第404條要求我們提供財務報告內部控制有效性的年度管理評估。然而，在我們不再是一家“新興成長型公司”之前，我們的獨立註冊會計師事務所將不再被要求根據薩班斯-奧克斯利法案第404條證明我們對財務報告的內部控制的有效性。我們預計將於2023年12月31日失去“新興成長型公司”的地位。
有效的內部控制對於我們提供可靠的財務報告、保護我們的資產和防止欺詐是必要的。如果我們不能提供可靠的財務報告，保護我們的資產或防止欺詐，我們的聲譽和經營業績可能會受到損害。管理我們管理層評估財務報告內部控制所必須達到的標準的規則很複雜，需要大量的文件、測試和可能的補救措施。
在完成有效的內部控制的實施方面，我們可能會遇到問題或拖延。此外，未能實現並維持有效的內部控制環境可能會對我們的業務和股價產生重大不利影響，並可能限制我們準確和及時報告財務業績的能力。
我們的公司註冊證書和章程的某些條款可能會使股東很難改變我們董事會的組成，並可能阻礙、推遲或阻止一些股東可能認為有益的合併或收購。
如果我們的董事會認為控制權的變更不符合我們和我們的股東的最佳利益，我們的公司註冊證書和章程中的某些條款可能會延遲或阻止控制權的變更。有關更多信息，請參閲我們年度報告的表格10-K的附件4.4。
例如，我們的公司註冊證書和章程包括：(I)授權我們的董事會發行“空白支票”優先股，並確定價格和其他條款，包括優先股和投票權
未經股東批准的那些股份的權利，以及(Ii)建立提名董事或在股東大會上陳述事項的預先通知程序。
這些規定可以使董事會能夠推遲或阻止一些或大多數股東可能認為符合其最佳利益的交易，在這種情況下，可能會阻止或阻止罷免和更換現任董事的嘗試。這些規定還可能阻止或阻止股東試圖更換或撤換我們目前的管理層，因為這會增加股東更換董事會成員的難度，董事會負責任命我們的管理層成員。
我們的公司註冊證書指定特拉華州衡平法院為我們的股東可能發起的某些類型的訴訟和訴訟的唯一和獨家論壇，這可能限制我們的股東在與我們或我們的董事、高級管理人員、員工或代理人的糾紛中獲得有利的司法論壇的能力。
我們的公司註冊證書規定，除非我們書面同意選擇替代法院，否則特拉華州衡平法院將在適用法律允許的最大範圍內，成為(I)代表我們提起的任何派生訴訟或法律程序，(Ii)任何聲稱違反我們任何董事、高管或其他員工對我們或我們股東的受信責任的索賠的訴訟，(Iii)根據特拉華州通用公司法的任何規定對我們、我們的董事、高管或員工提出索賠的任何訴訟，吾等的公司註冊證書或吾等的附例或(Iv)任何針對吾等、吾等的董事、高級職員或僱員而提出的申索受內部事務原則管轄的任何訴訟，在每個該等案件中，均受該衡平法院管轄，而該法院對被指名為被告的不可或缺的當事人具有標的司法管轄權及屬人司法管轄權。這種法院條款的選擇可能會限制股東在司法法院提出其認為有利於與我們或我們的董事、高級管理人員或其他員工發生糾紛的索賠的能力，這可能會阻止針對我們和這些人的此類訴訟。或者，如果法院發現我們的公司註冊證書中的這些條款不適用於一種或多種指定類型的訴訟或法律程序，或者不能強制執行，我們可能會在其他司法管轄區產生與解決此類問題相關的額外費用。
項目1B。未解決的員工意見
沒有。
項目3.法律訴訟
我們在正常業務過程中涉及各種法律和行政程序，管理層認為，這些程序的最終解決方案預計不會對我們的運營結果、流動資金或財務狀況產生實質性影響。
證券訴訟事項
2020年11月20日，Luis Torres以個人名義並代表一個可能的團體向美國德克薩斯州北區地區法院提起證券集體訴訟(“Torres訴訟”)，起訴Berry Corp.及其若干現任和前任董事和高級管理人員(統稱為“被告”)。起訴書代表所有購買或以其他方式收購(I)根據公司2018年IPO和/或可追溯到公司2018年IPO的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“類別期間”)期間購買或以其他方式收購的普通股的推定類別的人，聲稱違反了1933年證券法第11和第15條以及交易法第10(B)和第20(A)條。特別是，起訴書稱，被告在班級期間和首次公開募股的發售材料中，就公司的業務、運營效率和穩定性以及合規政策做出了虛假和誤導性的陳述，人為地抬高了公司的股價，導致班級成員在2020年11月3日發佈其2020年第三季度財務業績後普通股價值下降時受到傷害。
2021年11月1日，法院指定的聯合首席原告提交了一份修訂後的起訴書，代表同一推定類別根據1933年證券法第11和15條以及交易所法案第10(B)和20(A)條提出索賠，其中指控公司和個別被告在2018年7月26日至2020年11月3日期間就公司的許可和許可程序做出了虛假和誤導性的陳述。修改後的起訴書沒有量化指控的損失，但尋求追回因這些指控的證券違規行為以及律師費和費用而導致的推定類別遭受的所有損害。被告於2022年1月24日提交了駁回動議，2022年9月13日，法院發佈了駁回該動議的命令。這起案件現在正在發現中。
我們對這些説法提出異議，並打算積極為此事辯護。鑑於訴訟的不確定性、案件的早期階段，以及除其他事項外，等級認證和勝訴所必須滿足的法律標準，我們無法合理估計這一行動可能造成的損失或損失範圍。
2022年10月20日，美國德克薩斯州北區地區法院提起股東派生訴訟，據稱股東喬治·阿薩德代表本公司利用上述證券集體訴訟提起訴訟，該訴訟目前正在同一法院待決。衍生品起訴書將某些現任和前任高管和董事列為被告，並普遍指控他們違反了受託責任，導致或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為。衍生品起訴書還指控針對所有被告的不當得利索賠，以及根據《交易法》第10(B)和21D條提出的分擔和賠償索賠。2023年1月27日，法院批准了當事人的共同約定請求，即暫停衍生品訴訟，等待相關證券集體訴訟的解決。本公司及個別被告認為股東衍生訴訟中的申索並無根據，並擬就該等申索作出有力抗辯，但無法就結果作出保證。目前，我們無法估計與此事有關的可能性或責任金額(如果有)。
2023年1月20日，第二起股東派生訴訟，這一次是在特拉華州美國地區法院，據稱是假定股東Molly Karp代表公司提起的，再次利用了上文提到的證券集體訴訟。這項投訴與第一宗衍生工具投訴類似，是針對本公司若干現任及前任高級人員及董事提出的，指被告違反受託責任、協助及教唆及供款申索，而被告被指已導致或未能阻止證券集體訴訟中所指的證券違法行為。此外，起訴書根據《交易法》第14(A)條提出索賠，聲稱Berry的2022年委託書是虛假和誤導性的，因為它暗示公司的內部控制充分，董事會充分監督公司面臨的重大風險，而根據衍生原告的説法，情況並非如此。被告認為股東派生訴訟中的索賠沒有根據，並打算對其進行強有力的辯護，但結果無法得到保證。目前，我們無法估計與此事有關的可能性或責任金額(如果有)。
其他事項
關於法律程序的更多信息，見“項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--流動性和資本資源--承付款和或有事項“和”項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--流動性和資本資源--合同義務.”
項目4.礦山安全信息披露
不適用。
第II部
項目5.登記人普通股的市場、相關股東事項和發行人購買股權證券
市場信息
自2018年7月26日以來，我們的普通股一直在納斯達克上交易，股票代碼為Bry。在此之前，我們的普通股還沒有建立起公開交易市場。
紀錄持有人
截至2023年1月31日，我們的普通股由31名登記在冊的股東持有。
股利政策
從歷史上看，我們一直並計劃繼續使用我們的運營現金流來滿足我們的利息需求，為持續生產水平的運營提供資金，並通過大宗商品價格週期以季度股息的形式定期向股東返還有意義的資本。
作為一家上市公司，我們於2018年第一季度開始支付季度股息，並在2020年第一季度定期支付股息。在油價歷史性下跌和新冠肺炎對經濟的影響之後，我們在2020年第二季度暫時停止了季度股息。從2021年第一季度開始，我們恢復了降低利率的季度股息，然後從2021年第三季度開始將税率提高50%，至每股0.06美元，一直持續到2022年底。2023年2月，我們的董事會宣佈了每股0.06美元的固定股息，以及基於2022年第四季度業績的每股0.44美元的可變現金股息。股息將於2023年3月23日支付給2023年3月15日收盤時登記在冊的股東。未來股息的支付及金額(如有)須由本公司董事會公佈。該等付款將視乎各種因素而定，包括經營的實際結果、流動資金及財務狀況、經營活動提供的現金淨額、適用法律施加的限制、我們的應課税收入，以及我們董事會認為相關的其他因素。見“第1A項。風險因素--與我們的股本相關的風險--紅利的支付將由我們的董事會自行決定。“
我們的股東回報模式於2022年1月1日生效。與我們的商業模式一樣，這種股東回報模式很簡單，表明了我們對優化資本配置和向股東回報的承諾。該模型基於我們的調整自由現金流(以前稱為自主自由現金流)，其定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指優化特定年度產量所需的資本支出，在適用時不包括(I)與戰略業務擴張相關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動，以提高產量以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本支出；(Iii)與輔助可持續發展措施相關的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。2022年調整後自由現金流的初始分配預期為：(A)60%主要以季度支付的可變現金股息的形式支付，以及機會性債務回購；以及(B)40%可用於機會性增長，包括來自我們廣泛的鑽探機會庫存、推進我們的短期和長期可持續發展計劃、股票回購和/或資本保留。我們2022年的調整後自由現金流為2億美元。根據我們2022年的股東回報模型，我們將支付與2022年業績相關的總計1.89億美元，其中包括：(I)1.19億美元用於可變現金股息，(Ii)1900萬美元用於固定現金股息和(Iii)5100萬美元用於股票回購。
2023年2月初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的計劃。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年第一季度開始，調整後自由現金的分配將是(A)80%主要以機會性債務或股票回購的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。
根據股權補償計劃獲授權發行的證券
2018年6月27日，我們的董事會批准了我們第二次修訂和重述的2017年綜合激勵計劃(《2017綜合激勵計劃》)。這些計劃的説明見項目8.財務報表和補充數據--附註6--權益。2022年3月1日，本公司董事會批准了2022年綜合激勵計劃(簡稱2022年綜合激勵計劃)，隨後於2022年5月25日獲得股東批准。該計劃授權增發230萬股普通股，使2017年綜合計劃至2022年綜合計劃之間的總股份達到12,300,000股。截至2022年12月31日，已發行或保留的股票約為10,700億股。
下表彙總了截至2022年12月31日與我們的股權補償計劃相關的信息，根據這些計劃，我們的股權證券被授權發行。
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| 計劃類別 | | 行使未償還期權和權利時將發行的證券數量(#)(1) | | 未到期期權和權利的加權平均行權價(美元)(2) | | 股權補償計劃下未來可供發行的證券數量(#)(3) | | |
未經證券持有人批准的股權補償計劃(4) | | 5,810,302 | | 不適用 | | — | | |
證券持有人批准的股權補償計劃(5) | | 2,300,000 | | 不適用 | | 1,573,402 | | |
| 總計 | | 8,110,302 | | 不適用 | | 1,573,402 | | |
________________
(1)本欄反映截至2022年12月31日，在按最高派息水平計算未償還限制性股票單位獎勵後，本公司普通股中受未償還限制性股票單位(“RSU”)獎勵和基於業績的限制性股票單位(“PSU”)獎勵的股票數量。由於在解決PSU未清償賠償時將發行的股票數量受業績條件的限制，實際發行的股票數量可能大大少於本專欄反映的數量。根據2022年綜合計劃，沒有授予任何期權或認股權證.
(2)《2022年綜合計劃》沒有授予任何期權或認股權證，(A)欄中反映的RSU和PSU獎勵沒有反映在本欄中，因為它們沒有行使價。
(3)本欄反映截至2022年12月31日根據2022年綜合計劃可供發行的普通股總數，計算了截至2022年12月31日歸屬未完成的RSU和PSU獎勵時將發行的證券數量，並將PSU計算在最高支付水平。在最高派息時保留的股份，不在最高派息時授予，可用於未來的授予。
(4) 關於我們的首次公開募股，我們的董事會批准了Berry Petroleum Corporation第二次修訂和重新啟動的2017年綜合激勵計劃，從2018年6月27日起生效。2017年綜合激勵計劃允許我們向為公司提供服務的公司及其關聯公司的員工、顧問和董事授予基於股權的薪酬獎勵(包括股票期權、股票增值權、限制性股票、限制性股票單位、股票獎勵、股息等價物和其他類型的獎勵)，獎勵金額最高可達10,000,000股普通股(包括根據先前計劃發行的普通股數量，或根據先前計劃未到期或終止的獎勵而發行)。
(5)2022年3月1日，我們的董事會批准了2022年綜合計劃，隨後於2022年5月25日由股東批准。該計劃授權發行2300,000股普通股。
出售未登記的證券
沒有。
股票回購計劃
在截至2022年12月31日的一年中，我們以約5100萬美元的價格回購了500萬股票。截至2022年12月31日，本公司根據股份回購計劃共回購了10,528,704股股份，總金額約為1.04億美元，佔截至2022年12月31日的已發行股份的14%。正如此前披露的那樣，公司在2022年初實施了股東回報模式，為此，公司打算將調整後的自由現金流的一部分用於機會性股票回購。
2022年4月，我們的董事會批准將公司的股份回購授權增加1.02億美元，使公司剩餘的股份回購授權達到1.5億美元。截至2022年12月31日，公司剩餘的總股份回購權限為9800萬美元。2023年2月，董事會批准將公司股份回購授權增加1.02億美元，使公司剩餘的股份授權達到2億美元。董事會的授權允許本公司根據市場狀況和其他因素，不時在公開市場和私下協商的交易中購買普通股，最高可達董事會批准的總金額。董事會的授權沒有到期日。
本公司的收購方式、時間和金額將根據我們對市場狀況、股票價格、對未完成協議的遵守情況和其他因素的評估來決定，可以在任何時間開始或暫停，而無需通知，並且不要求Berry Corp.在任何時期或根本沒有義務購買股票。收購的任何股份都將用於一般公司用途。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期間 | | 購買的股份總數 | | 每股平均支付價格 | | 作為公開宣佈的計劃或計劃的一部分購買的股票總數 | | 根據該計劃可能尚未購買的股份的大約美元價值 |
October 1 – 31, 2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
November 1 – 30, 2022 | | 1,000,000 | | | $ | 9.60 | | | 1,000,000 | | | $ | 98,261,000 | |
December 1 – 31, 2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 總計 | | 1,000,000 | | | $ | 9.60 | | | 1,000,000 | | | $ | 98,261,000 | |
第六項。[已保留]
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
管理層對財務狀況和業務成果的討論和分析應與本報告其他部分所列財務報表和相關説明一併閲讀。以下討論包含反映我們未來計劃、估計、信念和預期業績的前瞻性陳述。前瞻性陳述取決於可能超出我們控制範圍的事件、風險和不確定性。我們的實際結果可能與這些前瞻性陳述中討論的結果大不相同。可能導致或促成這種差異的因素在“項目1A”中作了説明。風險因素“包括在本報告的前面部分。請看“-有關前瞻性陳述的警示説明。”
表格10-K的這一節一般討論2022年和2021年的項目以及這兩年之間的年度比較。有關我們截至2020年12月31日的年度以及截至2021年的年度與截至2020年的年度的比較，請參閲本公司2021年年報10-K表第二部分第7項“管理層對財務狀況和經營成果的討論與分析”.
高管概述
我們是美國西部一家獨立的上游能源公司，專注於加州聖華金盆地(100%石油)和猶他州尤塔盆地(石油和天然氣)的陸上、低地質風險、長期常規儲量，在加州擁有油井維護和廢棄能力。自2021年10月1日以來，我們經營兩個業務部門：(I)勘探和生產(“E&P”)和(Ii)油井服務和廢棄(“CJWS”)。
總體而言，我們勘探和開發業務中的資產具有高石油含量的特點(我們在加州的資產是100%石油)，並且主要位於人口較少的農村地區。在加利福尼亞州，我們專注於常規的淺層油藏，與非常規資源相比，這些油藏的鑽井和完井成本相對較低。加州石油市場的定價主要受布倫特原油的影響，通常實現了相對於西德克薩斯中質原油的溢價。我們在加州的所有資產都位於聖華金盆地富含石油的儲油層中，該盆地有150多年的生產歷史，仍有大量石油儲量。由於盆地漫長的歷史產生了大量的數據，其儲集層特徵和低地質風險機會得到了很好的理解。我們還在猶他州烏伊塔盆地富含石油的儲油層中擁有上游資產。
2021年10月1日，我們完成了對加州最大的上游油井維修和報廢業務之一的收購，該業務以C&J油井服務(“CJWS”)的形式運營，構成了我們的油井維修和報廢部門。CJWS在加州為石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，重點是油井維修、油井廢棄服務和水上物流。CJWS的服務包括基於鑽井平臺和連續油管的油井維護和修井服務、重完井服務、流體管理服務、捕魚和租賃服務，以及其他輔助油田服務。此外，CJWS在油井生產壽命結束時對油井進行封堵和廢棄服務，我們相信這將基於閒置油井的巨大市場為Berry創造戰略增長機會。
我們的股東回報模式於2022年1月1日生效。與我們的商業模式一樣，這種股東回報模式很簡單，表明了我們對優化資本配置和向股東回報的承諾。該模型基於我們的調整自由現金流(以前稱為自主自由現金流)，其定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指優化特定年度產量所需的資本支出，在適用時不包括(I)與戰略業務擴張相關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動，以提高產量以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本支出；(Iii)與輔助可持續發展措施相關的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。預計2022年調整後自由現金流量的初始分配為：(A)60%，主要為按季度支付的可變現金股息，以及機會性債務回購；(B)40%，可
用於機會性增長，包括來自我們廣泛的鑽探機會庫存、推進我們的短期和長期可持續發展計劃、股票回購和/或資本保留。我們在2022年調整後的自由現金流為2億美元。根據我們2022年的股東回報模型，我們將支付與2022年業績相關的總計1.89億美元，其中包括：(I)1.19億美元用於可變現金股息，(Ii)1900萬美元用於固定現金股息和(Iii)5100萬美元用於股票回購。
2023年2月初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的計劃。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年第一季度開始，調整後自由現金的分配將是(A)80%主要以機會性債務或股票回購的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。
我們相信，在我們低下滑的石油加權生產基地成功執行我們的戰略，再加上具有吸引力的全週期經濟的已確定鑽探地點的廣泛庫存，將支持我們產生自由現金流的目標，這將為我們的運營提供資金，優化資本效率並最大化股東回報。我們還努力保持低槓桿形象，並通過大宗商品價格週期探索有吸引力的有機和戰略增長。我們的戰略包括主動參與推動我們行業和影響我們運營的多種力量，無論是積極的還是消極的，以最大限度地利用我們的資產，為股東創造價值，並支持與安全、更高效和更低排放的運營相一致的環境目標。作為為股東創造長期價值的承諾的一部分，我們致力於以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們相信，石油和天然氣仍將是未來能源格局的重要組成部分，我們的目標是安全、負責任地開展業務，同時通過與利益相關者的接觸來支持經濟穩定和社會公平。我們認識到石油和天然氣行業在能源轉型中的作用，主張可再生能源和常規能源共存。我們致力於成為能源過渡解決方案的一部分，繼續為我們的社區提供安全和負擔得起的能源。
作為我們為股東創造長期價值的承諾的一部分，我們致力於以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。
我們如何規劃和評估運營
我們使用以下指標來管理和評估我們的經營業績：(A)調整後的EBITDA；(B)股東回報的調整後的自由現金流量；(C)我們勘探和銷售業務的產量；(D)勘探和生產現場業務的措施；(E)HSE結果；(F)一般和行政費用；以及(G)基於活動水平、定價和所提供的每項服務的相對業績，我們的油井維修和廢棄業務的業績。
調整後的EBITDA
調整後的EBITDA是我們的管理層用來分析和監控我們的E&P業務和CJWS的運營業績的主要財務和運營指標。我們還使用調整後的EBITDA來規劃我們的資本分配，以維持生產水平，並確定我們的戰略對衝需求，除了2021年RBL貸款機制的對衝要求(定義見下文流動性和資本資源)。調整後的EBITDA是一項非GAAP財務衡量指標，我們將其定義為扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益(“DD&A”)、衍生產品收益或虧損(扣除因預定衍生產品結算而收到或支付的現金)、減值、股票補償支出以及不常見和不常見項目。關於調整後的EBITDA與經營活動提供的淨(虧損)收入和現金淨額的對賬，請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務措施”，這是我們最直接的可比較財務指標
根據公認會計原則計算和列報的計量。我們財務報表的管理層和外部用户，如行業分析師、投資者、貸款人和評級機構，都使用這一補充的非公認會計準則財務指標。
股東回報
從2022年開始，我們實施了基於調整後自由現金流的股東回報模型，調整後自由現金流是一種非GAAP衡量標準，我們將其定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指維持石油及天然氣年產量不變所需的資本支出，定義為資本支出，如適用，不包括與戰略業務擴張有關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動以增加產量，超過上年的年產量及油井維修及廢棄分部的資本支出，以及與附屬可持續發展計劃或其他可酌情及與維持核心業務無關的支出有關的資本支出。調整後自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購或其他可自由支配支出，因為我們有未從這一衡量標準中扣除的非可自由支配支出。有關調整後的自由現金流量與經營活動提供的現金的對賬，請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務計量”，這是我們根據GAAP計算和列報的最直接可比財務計量)。根據我們於2023年2月修訂的股東回報模式, 我們計劃每季度支付0.12美元的固定股息。我們還將調整後自由現金流量的分配調整為(A)80%主要以機會性債務或股票回購的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。
我們對股東回報的關注也體現在我們的基於業績的限制性股票獎勵上，其中包括基於公司平均投資資本現金回報以及相對和絕對股東總回報的業績衡量標準。我們的短期激勵計劃還包括調整後的自由現金流業績目標。
生產
石油和天然氣生產是我們經營業績的關鍵驅動力，是我們業務成功的重要因素，並用於預測未來的發展經濟。我們不斷測量和密切監測產量，並根據結果調整我們的房地產開發努力。我們按商品類型跟蹤產量，並將其與前幾個季度和預期結果進行比較。
E&P現場行動(前營運開支)
我們改變了我們以前所説的運營支出或運營費用的列報方式。總體而言，管理層通過考慮核心E&P運營費用以及我們的熱電聯產、營銷和運輸活動來評估我們E&P現場運營的效率。特別是，我們在加州勘探和開採業務的核心組件是蒸汽，我們使用蒸汽將重油抬到地面。我們運營着幾個熱電聯產設施，以生產我們運營所需的一些蒸汽。在比較我們熱電廠與我們運營中的其他蒸汽來源的成本效益時，管理層考慮了熱電廠的運營成本，包括為運營設施而購買的天然氣成本，以及我們在E&P現場運營中使用的蒸汽和電力的價值，以及我們從向電網出售多餘電力所獲得的收入。我們努力通過天然氣購買套期保值將我們加州蒸汽業務的燃料氣成本的變異性降至最低。因此，我們E&P現場業務的效率受到我們從這些衍生品收到或支付的現金結算的影響。我們還有從落基山脈運輸燃氣的合同，這在歷史上一直比加州的市場便宜。關於運輸和營銷，管理層在評估E&P業務的整體效率時還考慮了增量能力的機會性銷售。
租賃業務費用包括燃料、勞動力、外地辦事處、車輛、監督、維護、工具和用品以及修井費用。發電費包括我們兩個熱電聯產設施分配給發電費的燃料、人工、維護以及工具和用品部分；其餘的熱電聯產費用計入租賃運營費用。交通費與我們在自家物業內生產的石油和天然氣的運輸成本或將其運往市場的成本有關。營銷費用主要涉及從第三方購買的天然氣，這些天然氣通過我們的收集和加工系統，然後出售給第三方。電力收入來自以市場價格根據長期合同將我們兩個熱電聯產設施的過剩電力出售給加州一家公用事業公司。這些熱電聯產設施的規模可以滿足各自油田的蒸汽需求，但相應產生的電力超過了這些油田目前作業所需的電力。運輸銷售與我們代表第三方在我們的系統上運輸的水和其他液體有關，營銷收入是指從第三方購買和出售給第三方的天然氣的銷售。
健康、安全和環境
與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的E&P業務和CJWS的運營都受到複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規管理着健康和安全、材料的釋放或排放，以及土地使用或環境保護，這些法律和法規可能會限制我們的物業和業務的使用，增加我們的成本，或者降低或限制我們的產品和服務的使用。請參閲“第一部分，第1項”管理事項“和第I部分，第1A項。本年度報告中的“風險因素”，以討論政府法規(包括有關HSE事項的法規)可能對我們的業務、運營、資本支出、收益和競爭地位產生的潛在影響。
作為我們致力於創造長期股東價值的一部分，我們努力以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們還尋求與監管機構、我們開展業務的社區和我們的其他利益攸關方進行積極和透明的接觸，以便及時實現我們資源的全部潛力，保護人民和環境，並遵守現有法律和法規。我們通過各種措施監控我們的HSE表現，並對我們的員工和承包商保持高標準。滿足企業HSE指標，包括HSE事件和泄漏預防方面的指標，是我們針對所有員工的短期激勵計劃的一部分。
一般和行政費用
我們監控我們的現金一般和行政費用，作為衡量我們間接管理活動效率的指標，只有不到10%的此類成本被資本化，這遠遠低於行業標準。諸如此類
費用是我們的公司和專業團隊為我們的資產開發和日常運營提供適當水平支持的關鍵組成部分。
油井維護和廢棄作業績效
我們一直通過服務和客户的收入以及調整後的EBITDA來監測我們的油井維修和報廢業務的業績。
營商環境和市場狀況
我們的經營和財務業績以及整個石油和天然氣行業的經營業績和財務業績受到商品價格的嚴重影響，其中包括差價，這些差價已經並可能繼續由於許多與市場有關的變量而大幅波動，這些變量包括全球地緣政治、經濟狀況以及當地和區域市場因素和混亂。儘管油價在2022年大幅改善，但它們已經並仍可能保持波動。
我們的油井服務和廢棄業務依賴於石油和天然氣公司的支出，這在一定程度上可以反映大宗商品價格的波動。由於現有油井和天然氣井需要持續支出以維持生產，石油和天然氣公司用於現有油井維護的支出歷來相對穩定和可預測。此外，我們客户封堵和廢棄油井的要求在很大程度上是由監管要求推動的，監管要求對大宗商品價格的依賴程度較低。
目前，全球石油庫存相對於歷史水平較低，預計歐佩克+和其他產油國的供應不足以滿足未來幾年預測的石油需求增長。據信，由於過去幾年缺乏開發增量石油供應的資本投資，許多歐佩克+國家將無法提高產量水平，甚至無法達到預期水平。2022年10月，由於全球經濟和石油市場前景的不確定性，歐佩克+決定從2022年11月到2023年12月每天減產200萬桶。此外，各國針對烏克蘭戰爭實施了對俄羅斯石油的制裁和進口禁令，進一步影響了全球石油供應。儘管如此，石油和天然氣價格最近已從2022年上半年的高點回落，並可能隨着需求的任何變化而下降或上漲，原因包括中國2022年12月取消對新冠肺炎的限制、烏克蘭持續的衝突、國際制裁、對歐佩克+未來行動的猜測、新冠肺炎變體的開發以及新冠肺炎大範圍爆發的可能性、更高的天然氣價格、通脹和政府降低通脹的努力，以及全球經濟整體健康狀況可能發生的變化，包括長期衰退。此外，石油和天然氣價格的波動可能會加速擺脱化石燃料的過渡，導致較長期的需求減少。這些和其他外部因素(如政府在氣候變化監管方面的行動)最終在多大程度上影響我們未來的業務、流動性、財務狀況和經營結果是高度不確定的，並取決於許多因素，包括未來的發展。, 這不在我們的控制範圍之內，也無法準確預測。
在過去的幾年裏，發生了無數對油氣環境產生重大影響的全球性事件，如新冠肺炎疫情、俄羅斯和烏克蘭戰爭的影響，以及歐佩克+的行動。新冠肺炎疫情導致石油需求嚴重下降，從2020年開始，石油和天然氣行業出現了顯著的波動和不確定性。在石油及相關產品供應過剩的情況下，油價在2020年上半年大幅下降。儘管出現了一些波動，但總體油價自2020年經歷的低點以來一直在穩步改善，這與需求的增長一致，儘管疫情仍在繼續，圍繞新冠肺炎變種的不確定性。石油和天然氣價格在2022年期間大幅上漲，達到每桶近128美元的高點，這主要是由於全球供需失衡，包括烏克蘭戰爭的結果。截至2022年12月31日的一年，布倫特原油價格比截至2021年12月31日的一年高出40%。
商品定價和差價
我們的收入、成本、盈利能力、股東回報和未來增長在很大程度上取決於我們從石油和天然氣生產中獲得的價格，以及我們為購買天然氣所支付的價格，這些價格受到各種因素的影響，包括第一部分第1A項中討論的因素。本年度報告中的“風險因素”。我們利用衍生品對我們預測的石油和天然氣產量以及天然氣購買的一部分進行對衝，以減少石油和天然氣價格波動的風險敞口。
如下所述，在截至2022年12月31日的一年中，布倫特原油的平均價格比截至2021年12月31日的一年上漲了28.09美元或40%。儘管加州市場通常受到布倫特原油價格的影響，但加州油價最終還是由當地供需動態決定，包括第三方運輸和市場外賣基礎設施能力。
對於我們的加州蒸汽業務，我們支付的燃料氣購買價格通常是基於西北落基山脈指數和科恩交付指數的落基山脈購買，交付指數的購買在加州進行。目前，我們大部分天然氣都是在落基山脈購買的。西北落基山指數的最高價格為每Mmbtu 11.39美元，2022年最低為4.38美元。Kern，Delivered指數的最高價格為每Mmbtu 50.79美元，2022年最低為3.70美元。這一年，我們平均支付了每MMBTU 7.86美元。與截至2021年12月31日的年度相比，我們支付的價格平均上漲了2.22美元/MMBTU，或截至2022年12月31日的年度的39%。
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度布倫特、西德克薩斯中質原油、克恩、西北、落基山脈和Henry Hub的平均價格：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 石油(桶)-布倫特原油 | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
| 石油(桶)-西德克薩斯中質原油 | $ | 94.39 | | | $ | 67.90 | |
| 天然氣(MMBTU)-克恩，已交付 | $ | 8.99 | | | $ | 5.65 | |
| 天然氣(MMBTU)-西北，落基山脈 | $ | 6.95 | | | $ | 3.90 | |
| 天然氣(MMBTU)-Henry Hub | $ | 6.45 | | | $ | 3.89 | |
如上所述，加州油價受到布倫特原油價格的影響，因為加州煉油商大約70%的需求從歐佩克+國家和其他水運來源進口。在沒有通過鐵路或超級油輪進口原油的較高成本和潛在環境影響的情況下，我們相信，我們在州內的生產和低成本原油運輸選擇，再加上受布倫特影響的定價，在適當的油價環境下，應該會繼續使我們能夠在本週期內在加州實現正的現金利潤率。
猶他州的石油價格歷來低於西德克薩斯中質原油，因為當地的煉油廠是為猶他州獨特的石油特徵而設計的，而這些資產的偏遠使得進入其他市場在物流上具有挑戰性。然而，我們對現有土地擁有高度的運營控制權，這為額外的垂直和/或水平開發和重新完成提供了顯著的上行空間。
天然氣價格和差價受到當地市場基本面、產區運輸能力可獲得性和季節性影響的強烈影響。我們對天然氣價格的主要敞口是我們的成本。我們為加州的蒸汽洪水和熱電聯產設施購買的天然氣比我們在落基山脈生產和銷售的天然氣多得多。2022年5月，我們開始在落基山脈購買大部分天然氣，並使用我們的克恩河管道能力將其運輸到我們的加州業務。2022年，我們購買了大約60,000 MMtu/d，其中12,000 MMtu/d是從我們與克恩河管道簽訂的48,000 MMtu/d協議開始在加利福尼亞州購買的。我們在落基山脈購買的天然氣被運往我們在加州的業務，以幫助限制我們受到加州燃料氣購買價格波動的影響。我們努力通過對很大一部分天然氣進行套期保值，進一步降低我們蒸汽業務的燃氣成本的變異性。
購買。此外，天然氣價格上漲對我們加州運營費用的負面影響部分被我們在落基山脈生產和銷售的天然氣銷售增加所抵消。
在其他因素中，極端寒冷的天氣條件推動了2022年天然氣價格的上漲。在加利福尼亞州，我們在2022年12月中旬經歷了一次顯著的上漲，天然氣價格一度高達每Mmbtu 50.79美元。我們通過暫時關閉我們的一個熱電聯產設施，並減少了我們運營中其他部分的蒸汽產生，迅速轉移並減少了我們在加州的天然氣消耗，這對生產產生了負面影響。我們尋求通過以與天然氣價格掛鈎的價格將熱電聯產業務的過剩電力出售給第三方，來減輕我們熱電廠的相當大一部分天然氣購買風險。除了天然氣價格對電價的影響外，這些銷售通常在夏季月份更高，因為其中包括季節性容量。根據市場價格以及當前和預計的供需平衡，我們目前的預期是，加州的天然氣價格將在2023年上半年繼續保持高位，並在2023年年中開始走軟。我們的對衝策略，加上我們從落基山脈中游獲得天然氣的機會，也有助於緩解天然氣價格高企對我們成本結構的影響。
NGL的價格和差價與組成這些液體的產品的供求有關。其中一些更典型地與石油價格相關，而另一些則受到天然氣價格以及對用作原料的某些化學產品的需求的影響。此外，基礎設施的限制放大了價格波動。
我們的收益也受到熱電聯產設施性能的影響。這些熱電聯產設施為我們的物業提供電力和蒸汽，併為非租賃銷售提供電力。雖然我們熱電聯產設施的部分電力輸出在我們的生產設施內使用，以減少運營費用，但我們也根據長期合同銷售我們兩個熱電聯產設施產生的電力，合同條款分別於2023年12月和2026年11月結束。熱電聯產設施最重要的投入和成本是天然氣。我們通常在夏季從這些熱電聯產設施獲得顯著更多的收入，最明顯的是在6月至9月，這是因為我們收到了談判後的容量付款。
季節性天氣狀況在過去和未來可能會影響我們的鑽井、生產和油井維修活動。極端天氣條件可能會對滿足鑽井和完井目標以及生產目標構成挑戰。季節性天氣還可能導致對設備、用品和人員的競爭加劇，這可能導致短缺和成本增加或推遲運營。我們的行動一直受到，未來也可能受到冬季冰雪的影響，特別是在猶他州，春季和夏季受到雷暴和高温的影響，以及野火和降雨。此外，異常的暴雨或極端温度可能會導致洪水和停電，這可能會對我們的運營能力產生不利影響，特別是在加利福尼亞州。例如，2022年12月，異常惡劣的天氣導致加州面臨運營挑戰、停產和天然氣價格大幅上漲。2023年第一季度，極端不利的天氣條件繼續存在，影響了我們的生產。
此外，與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的運營受到嚴格的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法律和法規涉及鑽井、完井、油井刺激、運營、維護或廢棄油井或設施、管理能源、水、土地、温室氣體或其他排放、保護健康、安全和環境，或運輸、營銷和銷售我們的產品。聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。有關影響我們業務的法律和法規的説明，請參閲“項目1和項目2.企業和物業--健康、安全和環境事項的監管”。有關監管風險的更多信息，見“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險“。
某些經營和財務信息
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的平均日產量、總產量和平均價格的信息。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
日均產量：(1) | | | |
石油(Mbbl/d) | 24.0 | | | 24.2 | |
天然氣(Mmcf/d) | 10.2 | | | 17.1 | |
NGL(Mbl/d) | 0.4 | | | 0.4 | |
總計(mboe/d)(2) | 26.1 | | | 27.4 | |
| 總產量： | | | |
石油(MBbl) | 8,770 | | | 8,825 | |
天然氣(Mmcf) | 3,706 | | | 6,224 | |
NGL(Mbbl) | 144 | | | 141 | |
總計(Mboe)(2) | 9,532 | | | 10,004 | |
加權平均已實現價格： | | | |
不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | |
| 預定衍生品和解的影響(美元/桶) | $ | (14.39) | | | $ | (16.45) | |
帶套期保值的石油(美元/桶) | $ | 77.59 | | | $ | 50.12 | |
天然氣(美元/mcf) | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | |
NGL($/bbl) | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | |
平均基準價格： | | | |
石油(桶)-布倫特原油 | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
石油(桶)-西德克薩斯中質原油 | $ | 94.39 | | | $ | 67.90 | |
天然氣(MMBTU)-克恩，已交付(3) | $ | 8.99 | | | $ | 5.65 | |
天然氣(MMBTU)-西北，落基山脈(4) | $ | 6.95 | | | $ | 3.90 | |
天然氣(MMBTU)-Henry Hub(4) | $ | 6.45 | | | $ | 3.89 | |
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(1)產量是指在該期間內售出的數量。我們還消耗一部分租賃生產的天然氣來開採石油和天然氣。
(2)天然氣體積已按6mcf天然氣對1桶石油的能量含量換算為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2022年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶99.04美元和6.45美元。
(3)我們購買的用於產生蒸汽和電力的天然氣主要是基於落基山脈的價格指數，包括運輸費，因為我們目前大部分的天然氣需求都是從落基山脈購買的，其餘的在加利福尼亞州購買。Kern，Delivered Index是僅用於加州天然氣購買部分的相關指數
(4)西北、落基山脈和Henry Hub是落基山脈天然氣銷售和購買的相關指數。
下表列出了所示時期內按作業區域劃分的平均日產量：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
平均日產量(mboe/d)(1): | | | |
加利福尼亞(2) | 21.3 | | | 22.0 | |
猶他州(3) | 4.7 | | | 4.2 | |
| 26.0 | | | 26.2 | |
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科羅拉多州(4) | 0.1 | | | 1.2 | |
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總平均日產量 | 26.1 | | | 27.4 | |
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(1)產量是指在該期間內售出的數量。
(2)包括Placerita物業的產量，直至2021年10月底剝離。2021年，這些油田的平均日產量約為700 boe/d。
(3)包括從2022年2月收購時到2022年底的羚羊溪地區的產量。
(4)2022年1月，我們剝離了在科羅拉多州的所有天然氣資產。
與去年同期相比，我們的整體產量持平，不包括2022年和2021年收購和資產剝離的影響。猶他州的產量增加了0.5mboe/d，或12%，這是由於新的鑽探活動和收購Antelope Creek，抵消了自然下降的影響。Anelope Creek的出井產量為1.2mboe/d，大約是收購前的兩倍，因為我們發現了表現不佳的油井，並執行了廣泛的修井活動，以最大限度地提高它們的性能。截至2021年12月31日的一年中，科羅拉多州資產的日產量為120萬桶，加州Placerita資產的日產量為70萬桶，該資產於2021年第四季度剝離。
在可比基礎上，加州不包括Placerita產量的同比產量持平，為21.3mboe/d。
經營成果 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (單位：千) | | |
收入和其他： | | | | | | | |
石油、天然氣和天然氣液體銷售 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 216,974 | | | 35 | % |
| 服務收入 | 181,400 | | | 35,840 | | | 145,560 | | | 406 | % |
售電 | 30,833 | | | 35,636 | | | (4,803) | | | (13) | % |
(虧損)石油和天然氣銷售衍生品收益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 19,290 | | | (12) | % |
| 市場營銷和其他收入 | 768 | | | 4,398 | | | (3,630) | | | (83) | % |
總收入和其他 | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | | | $ | 373,391 | | | 69 | % |
收入和其他
我們對很大一部分石油銷售進行對衝，以保護我們的預期現金流不受油價下跌的影響，並滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。2022年，我們的實際油價為每桶91.98美元，對衝價格為每桶77.59美元。相比之下，2021年，我們的實際油價為每桶66.57美元，我們的對衝價格為每桶50.12美元。
與截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的一年，石油、天然氣和天然氣的銷售額增加了2.17億美元，增幅為35%，達到約8.42億美元。石油和天然氣價格分別上漲2.23億美元和1000萬美元，部分抵消了產量下降1600萬美元的影響。在這一數量差異中，天然氣佔1300萬美元，這是2022年1月出售我們在科羅拉多州的獨家天然氣資產的結果，剩餘的300萬美元差異來自2021年底出售Placerita，扣除Antelope Creek的額外數量。油井維修和報廢部門偶爾會為我們的E&P部門提供服務，因此，在合併期間，我們記錄了公司間減少了300萬美元的收入和支出。2021年的公司間淘汰無關緊要。
2022年的服務收入全部來自我們的油井維修和廢棄業務的收入。自我們於2021年10月1日收購該業務以來，2022年是我們活動的第一個完整的一年，而2021年只有一個季度的活動。
與截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度的電力銷售(即對公用事業公司的銷售額)減少了500萬美元，降幅為13%，至約3100萬美元。這一下降是由於2021年末出售作為Placerita剝離一部分的熱電聯產設施導致銷售量下降所致。在可比基礎上，不包括Placerita自2021年以來的Cogen銷售額，由於單位收入增加，Cogen收入同比增加了600萬美元，增幅為22%。
石油和天然氣銷售衍生產品的損益包括結算損益和按市價計價的損益。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，和解損失分別為1.26億美元和1.43億美元。這一變化是由於2022年的對衝交易量低於2021年。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度按市值計算的非現金虧損分別為1,100萬美元和1,400萬美元，原因是未來價格相對於每年年底的衍生品固定價格更高。
由於2022年1月出售了我們的Piceance Colorado業務，其中包括第三方營銷活動，截至2022年12月31日的年度，營銷和其他收入低於截至2021年12月31日的年度。從歷史上看，Piceance幾乎佔據了我們所有的營銷收入。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (單位：千) | | |
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費用和其他： | | | | | | | |
租賃運營費用 | $ | 302,321 | | | $ | 236,048 | | | $ | 66,273 | | | 28 | % |
| 服務成本 | 142,819 | | | 28,339 | | | 114,480 | | | 404 | % |
發電費 | 21,839 | | | 23,148 | | | (1,309) | | | (6) | % |
交通費 | 4,564 | | | 6,897 | | | (2,333) | | | (34) | % |
營銷費用 | 299 | | | 3,811 | | | (3,512) | | | (92) | % |
一般和行政費用 | 96,439 | | | 73,106 | | | 23,333 | | | 32 | % |
折舊、損耗和攤銷 | 156,847 | | | 144,495 | | | 12,352 | | | 9 | % |
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所得税以外的税項 | 39,495 | | | 46,500 | | | (7,005) | | | (15) | % |
| 天然氣購買衍生品的收益 | (88,795) | | | (38,577) | | | (50,218) | | | 130 | % |
其他運營費用 | 3,722 | | | 3,101 | | | 621 | | | 20 | % |
總費用和其他 | 679,550 | | | 526,868 | | | 152,682 | | | 29 | % |
其他(費用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (30,917) | | | (31,964) | | | (1,047) | | | (3) | % |
其他，淨額 | (142) | | | (247) | | | (105) | | | (43) | % |
其他(費用)收入合計 | (31,059) | | | (32,211) | | | (1,152) | | | (4) | % |
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| 所得税前收入(虧損) | 207,732 | | | (14,129) | | | (221,861) | | | 1,570 | % |
| 所得税支出(福利) | (42,436) | | | 1,413 | | | (43,849) | | | 3,103 | % |
| 淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (265,710) | | | 1,710 | % |
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調整後的EBITDA(1) | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | | | $ | 167,802 | | | 79 | % |
調整後淨收益(虧損)(1) | $ | 226,463 | | | $ | 10,722 | | | $ | 215,741 | | | 2,012 | % |
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__________(1)調整後EBITDA和調整後淨收益(虧損)是不按照公認會計準則計算的財務指標。關於經營活動提供的現金淨額和淨收益(虧損)的定義和對賬，請參閲“項目7--非公認會計準則財務計量”。
費用
與上一年相比，租賃運營費用按絕對美元計算增長28%。在這一增長中，約60%是由於我們加州蒸汽設施的天然氣(燃料)成本上升所致。與2021年相比，天然氣平均購買價格每百萬噸上漲了39%，扣除消費減少帶來的好處，燃料支出增加了34%。不包括燃料的租賃運營費用按絕對美元計算增長23%，原因是油井服務和修井成本、外部服務、化學品和電力成本上升。雖然活動水平自2021年以來有所上升，尤其是油井維修和修井，但我們也遇到了來自服務提供商以及材料和用品的通脹壓力，從5%到15%不等。
服務成本包括我們於2021年10月1日收購的油井維修和廢棄業務的全部成本。由於2022年是我們運營的第一個完整的一年，所以前一個時期是不可比的。
在截至2022年12月31日的一年中，發電費用下降了1%，從截至2021年12月31日的年度的2.31美元降至每boe 2.29美元，這是由於之前討論的2021年底出售熱電聯產設施導致銷售量下降，抵消了燃料價格的上漲。包括在發電費用中的燃料成本不包括其他地方討論的天然氣衍生品和解的影響。
在截至2022年12月31日的一年中，運輸費用下降了30%，降至每桶0.48美元，而截至2021年12月31日的年度為0.69美元，這主要是由於剝離了我們的Piceance物業。
由於在2022年第一季度出售了我們的Piceance Colorado業務，其中包括第三方營銷活動，截至2022年12月31日的年度，營銷費用下降了92%，至每BOE 0.03美元，而截至2021年12月31日的年度，營銷費用為每BOE 0.38美元。從歷史上看，Piceance幾乎佔據了我們所有的營銷收入。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，天然氣購買衍生品的收益或虧損分別為8900萬美元和3900萬美元。截至2022年12月31日的一年，結算收益為3800萬美元，或每股BOE 4.00美元，而2021年同期的收益為5100萬美元，或每股BOE 5.09美元，主要是由於2022年的對衝交易量低於2021年。2022年結算的對衝平均固定價格為4.21美元，名義數量為每天3.8萬Mmbtu，而2021年的平均固定價格為2.80美元，名義數量為4.6萬Mmbtu。截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度的按市值計價估值損益分別為收益5,100萬元及虧損1,300萬元，與期末期貨價格變動情況一致。
截至2022年12月31日的一年，與截至2021年12月31日的年度相比，一般和行政費用增加了約2300萬美元或32%。同比增長是由於CJWS全年的支出、包括非現金股票薪酬在內的員工成本膨脹以及更高的專業服務。在截至2022年和2021年12月31日的一年中，非現金股票薪酬成本分別約為1600萬美元和1300萬美元，非經常性成本分別持平於300萬美元。2022年的非經常性費用主要包括管理層繼任費用，2021年的非經常性費用是與收購活動有關的法律和其他專業服務費用。
我們將“調整後的一般和行政費用”定義為扣除非現金股票補償費用和非常及不常見成本(“調整後的一般和行政費用”)調整後的一般和行政費用。調整後的一般和行政費用，不包括非現金股票薪酬成本和非經常性成本，與2021年的5700萬美元相比，增加了1900萬美元，達到7600萬美元。同比增長是由於全年的CJWS費用、員工成本膨脹和更高的專業服務。關於調整後的一般和行政費用與一般和行政費用的對賬，請參閲“--非公認會計準則財務計量”，這是根據公認會計準則計算和列報的最直接可比的財務計量。
與截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度DD&A增加了1200萬美元，增幅為9%，達到約1.57億美元。收購CJWS使折舊增加了1,000萬美元，其餘部分來自E&P部門略高的損耗率增加。在每個英國央行的基礎上，DD&A同比增長2.02美元，從14.44美元增至16.46美元。
所得税以外的税項 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英國央行) | | | |
遣散費税 | $ | 1.46 | | | $ | 0.83 | | | $ | 0.63 | | | 76 | % |
從價税 | 1.68 | | | 1.73 | | (0.05) | | | (3) | % |
温室氣體排放限額 | 1.00 | | | 2.09 | | (1.09) | | | (52) | % |
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所得税以外的所有税種 | $ | 4.14 | | | $ | 4.65 | | | $ | (0.51) | | | (11) | % |
在截至2022年12月31日的一年中，不包括所得税在內的税收減少了0.51美元，至每桶4.14美元，而截至2021年12月31日的一年為4.65美元。由於猶他州單位收入和銷售量增加，遣散税增加。由於2021年末Placerita和2022年1月Piceance的銷售，扣除現有房產較高的税率，從價税略有下降。温室氣體費用的減少是由於2021年第四季度出售Placerita減少了温室氣體排放，以及其餘業務的温室氣體按市價計價降低。
其他營業費用(收入)
在截至2022年和2021年12月31日的年度中，其他運營費用分別為400萬美元和300萬美元。在截至2022年12月31日的年度內，其他運營支出主要包括與我們2017年出現和重組前的活動相關的特許權使用費審計費用200萬美元，以及剝離Piceance物業的約200萬美元虧損。在截至2021年12月31日的年度，其他運營支出主要包括與2017年RBL融資相關的約300萬美元的未攤銷債務發行成本、約300萬美元的補充財產税評估、特許權使用費審計費用和油箱租賃成本，以及200萬美元的其他各種成本，如超額放棄成本和法律費用，部分被出售物業的約200萬美元收益和超過200萬美元的員工留任積分收入所抵消。
利息支出
與2021年同期相比，截至2022年12月31日的年度的利息支出下降了3%或100萬美元，這是因為我們在2022年有較低的2021年RBL貸款的期間內營運資金借款。
所得税支出(福利)
在截至2022年12月31日的一年中，我們在2021年獲得了約4200萬美元的所得税優惠和約100萬美元的税收支出。我們的有效税率從截至2021年12月31日的年度的(10.0%)更改為截至2022年12月31日的年度的(20%)，主要是由於確認了與2021年税期相關的2022年美國聯邦一般業務抵免並釋放了估值免税額。2022年記錄的抵免可用於抵消未來的聯邦所得税債務。有關我們所得税的更多信息，請參閲合併財務報表的附註8。
E&P現場行動
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英國央行) | | | | |
| 外地行動費用 | | | | | | | |
| 租賃運營費用 | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | $ | 8.12 | | | 34 | % |
| 發電費 | 2.29 | | | 2.31 | | | $ | (0.02) | | | (1) | % |
| 交通費 | 0.48 | | | 0.69 | | | $ | (0.21) | | | (30) | % |
| 營銷費用 | 0.03 | | | 0.38 | | | (0.35) | | | (92) | % |
| 總計 | $ | 34.52 | | | $ | 26.98 | | | $ | 7.54 | | | 28 | % |
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| 天然氣購買套期保值收到的現金結算 | $ | (4.00) | | | $ | (5.09) | | | $ | 1.09 | | | (21) | % |
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| E&P非生產收入 | | | | | | | |
| 售電 | 3.24 | | | 3.56 | | | $ | (0.32) | | | (9) | % |
| 運輸銷售 | 0.05 | | | 0.05 | | | $ | 0.00 | | | 0 | % |
| 營銷收入 | 0.03 | | | 0.39 | | | (0.36) | | | (92) | % |
| 總計 | $ | 3.32 | | | $ | 4.00 | | | $ | (0.68) | | | (17) | % |
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我們改變了我們以前所説的運營支出或運營費用的列報方式。總體而言，管理層通過考慮核心E&P運營費用以及我們的熱電聯產、營銷和運輸活動來評估我們E&P現場運營的效率。特別是，我們在加州勘探和開採業務的核心組件是蒸汽，我們使用蒸汽將重油抬到地面。我們運營着幾個熱電聯產設施，以生產我們運營所需的一些蒸汽。在比較我們熱電廠與我們運營中的其他蒸汽來源的成本效益時，管理層考慮了熱電廠的運營成本，包括為運營設施而購買的天然氣成本，以及我們在E&P現場運營中使用的蒸汽和電力的價值，以及我們從向電網出售多餘電力所獲得的收入。我們努力通過天然氣購買套期保值將我們加州蒸汽業務的燃料氣成本的變異性降至最低。因此，我們E&P現場業務的效率受到我們從這些衍生品收到或支付的現金結算的影響。我們還有從落基山脈運輸燃氣的合同，這在歷史上一直比加州的市場便宜。關於運輸和營銷，管理層在評估E&P業務的整體效率時還考慮了增量能力的機會性銷售。
租賃業務費用包括燃料、勞動力、外地辦事處、車輛、監督、維護、工具和用品以及修井費用。發電費包括我們兩個熱電聯產設施分配給發電費的燃料、人工、維護以及工具和用品部分；其餘的熱電聯產費用計入租賃運營費用。交通費與我們在自家物業內生產的石油和天然氣的運輸成本或將其運往市場的成本有關。營銷費用主要涉及從第三方購買的天然氣，這些天然氣通過我們的收集和加工系統，然後出售給第三方。電力收入來自以市場價格根據長期合同將我們兩個熱電聯產設施的過剩電力出售給加州一家公用事業公司。這些熱電聯產設施的規模可以滿足各自油田的蒸汽需求，但相應產生的電力超過了這些油田目前作業所需的電力。運輸銷售與我們代表第三方在我們的系統上運輸的水和其他液體有關，營銷收入是指從第三方購買和出售給第三方的天然氣的銷售。
流動性與資本資源
目前，我們預計將用運營現金流為2023年的資本支出提供資金。截至2022年12月31日，我們的流動資金為2.52億美元，其中包括4600萬美元現金，1.93億美元可用於2021年RBL貸款的借款，CJWS有1300萬美元可用於2022年ABL貸款(定義如下)的借款。我們還有4億美元的本金總額7%的優先無擔保票據將於2026年2月到期，如下所述。
我們的股東回報模式於2022年1月1日生效。與我們的商業模式一樣，這種股東回報模式很簡單，表明了我們對優化資本配置和向股東回報的承諾。該模型基於我們的調整自由現金流(以前稱為自主自由現金流)，其定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指優化特定年度產量所需的資本支出，在適用時不包括(I)與戰略業務擴張相關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動，以提高產量以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本支出；(Iii)與輔助可持續發展措施相關的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。預計2022年調整後自由現金流的初始分配為：(A)60%主要以每季度支付的可變現金股息的形式支付，以及機會性債務回購；以及(B)40%可用於機會性增長，包括來自我們廣泛的鑽探機會庫存、推進我們的短期和長期可持續發展計劃、股票回購和/或資本保留。我們在2022年調整後的自由現金流為2億美元。根據我們2022年的股東回報模型，我們將支付與2022年業績相關的總計1.89億美元，其中包括：(I)1.19億美元用於可變現金股息，(Ii)1900萬美元用於固定現金股息和(Iii)5100萬美元用於股票回購。
2023年2月初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的計劃。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年第一季度開始，調整後自由現金的分配將是(A)80%主要以機會性債務或股票回購的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。
調整後自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購或其他可自由支配支出，因為我們有未從這一衡量標準中扣除的非可自由支配支出。調整後的自由現金流量是一種非公認會計準則的財務計量。有關調整後的自由現金流量與經營活動提供的現金的對賬，請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務計量”，我們最直接的可比財務計量是根據GAAP計算和列報的。
我們目前相信，我們的流動性、資本資源和現金將足以在至少未來12個月內開展我們的業務和運營。長期而言，如果油價大幅下跌並保持疲軟，我們可能無法繼續產生目前產生的調整後自由現金流水平，我們的流動性和資本資源可能不足以開展我們的業務和運營，直到大宗商品價格回升。有關已知的重大風險的討論，請參閲第二部分第1A項“風險因素”，其中許多風險是我們無法控制的，這些風險可能對我們的業務、流動性、財務狀況和經營結果產生不利影響。
2021年RBL設施
2021年8月26日，Berry Corp作為擔保人，Berry LLC作為借款人，簽訂了一項信貸協議，規定提供一筆最高可達5億美元的循環貸款，但有準備金
借款基數(經“第一修正案”、“第二修正案”和“第三修正案”修正，定義如下：“2021年RBL貸款機制”)。我們最初的借款基數是2億美元。2021年RBL貸款機制為簽發總金額不超過2000萬美元的信用證提供了信用證次級貸款。信用證的簽發減少了2021年RBL貸款機制下以美元對美元為基礎的循環貸款的借款可得性。除非根據2021年RBL融資條款提前終止，否則2021年RBL融資將於2025年8月26日到期。借款基數重新確定通常在每年5月和11月生效，儘管借款人和貸款人可能在預定的重新確定之間各進行一次臨時重新確定。於二零二一年十二月，吾等完成首次預定每半年一次的借款基數重新釐定，並訂立若干信貸協議第一修正案(“第一修正案”)，以重申借款基數為2億美元，並修訂對衝契諾，在計算最低及最高對衝要求時，不包括空頭認沽或類似衍生工具。
2022年5月，作為擔保人的Berry Corp.和作為借款人的Berry LLC簽訂了《信貸協議第二修正案》和《有限同意及豁免》(《第二修正案》)，據此，除其他事項外，2021年RBL融資機制下的必要貸款人(I)同意某些股息和分派，以及Berry LLC在C&J和/或C&J Management進行的某些投資，如其中進一步描述的，(Ii)免除其中所述時間段的某些最低對衝要求，(Iii)放棄任何違約、(V)修訂最低對衝契約，在2022年10月1日之前，不要求對2025年1月1日及之後的任何日曆月進行對衝，如第二修正案所述。2022年5月，我們還完成了半年一次的借款基數重新確定，並簽訂了信貸協議第三修正案(“第三修正案”)，其中包括：(1)將借款基數從2億美元增加到2.5億美元；(2)初步確定選定的承諾額總額(定義見2021年RBL貸款機制)為2億美元；及(3)將所有未償還的歐洲美元貸款(按2021年基準貸款利率的定義)轉換為初始利息期為一個月的定期基準貸款，並以1個月的定期SOFR利率取代調整後的LIBOR利率，從而實現從倫敦銀行間同業拆借利率(LIBOR)向有擔保隔夜融資利率(SOFR)的過渡, 三個月或六個月加0.1%(以0.5%為下限)。
2022年12月，我們完成了預定的半年一次的借款基數重新確定，結果是重新確定了2.5億美元的借款基數和2億美元的選定承諾額。
如果由於重新確定借款基數而導致循環貸款的未償還本金餘額和2021年RBL融資機制下所有信用證的面值總額在任何時間超過借款基數，我們可以選擇在30天內單獨或聯合採取以下任何行動：一次性支付彌補缺口、提交儲備工程報告和涵蓋更多石油和天然氣資產的抵押貸款，這些資產在某些貸款人認為足以增加借款基數和彌補缺口，或者開始每月支付相等的本金，以在下一個六個月內彌補缺口。如對借款基數作出某些調整，而不是因重新釐定而作出調整，本行須一次過支付一筆款項，金額相等於循環貸款的未償還本金餘額及2021年RBL貸款機制下所有信用證的面值總額超出借款基數的數額。此外，2021年RBL貸款機制規定，如果有任何未償還借款，並且在每個日曆周結束時合併現金餘額超過2000萬美元，則這些超出的數額應用於預付信貸協議下的借款。否則，任何未償還的本金都將在到期時到期。
循環貸款項下的未償還借款計息，利率等於(I)慣例基本利率加每年2.0%至3.0%的適用保證金，及(Ii)慣例基準利率加每年3.0%至4.0%的適用保證金，兩者均視乎借款基準使用率水平而定。此外，我們必須就2021年RBL貸款機制下平均每天未使用的借款金額向貸款人支付0.5%的季度承諾費。我們有權在事先通知的情況下隨時提前償還2021年RBL貸款機制下的任何借款，而不會受到提前還款處罰。
2021年RBL貸款機制要求我們在每個季度末的綜合基礎上保持(I)不超過3.0比1.0的槓桿率和(Ii)不低於1.0比1.0的流動比率。截至2022年12月31日，我們的槓桿率和流動比率分別為1.2比1.0和1.7比1.0。此外，2021年RBL貸款機制目前規定，如果我們發生無擔保債務，包括未來籌集的任何金額，借款基數將減少相當於此類無擔保債務金額的25%。截至2022年12月31日，我們遵守了2021年RBL融資機制下的所有財務契約。
2021年RBL貸款機制包含通常和慣例的違約事件以及類似性質的信貸安排的補救辦法。2021年RBL融資機制還在以下方面對借款人及其受限子公司施加限制：額外債務、留置權、股息和向股東支付的其他款項、我們普通股的回購或贖回、借款人優先票據的贖回、投資、收購、合併、資產處置、與關聯公司的交易、對衝交易和其他事項。
從2022年8月26日起及之後，2021年RBL工具允許我們回購某些債務，只要在給予此類回購形式上的效力之前和之後，不存在違約或違約事件，可獲得性等於或大於借款基礎的20%，並且我們的形式槓桿率小於或等於2.0至1.0。2021年RBL貸款機制還允許我們進行限制性付款，只要在給予此類分配形式效果之前和之後，不存在違約或違約事件，可用性超過借款基礎的75%，並且我們的形式槓桿率小於或等於1.5至1.0。此外，我們可以進行總額不超過自由現金流100%的其他限制性付款(根據2021年RBL工具的定義)，只要除了2021年RBL工具中描述的其他條件和限制之外，在給予此類分發形式效果之前和之後，不存在違約或違約事件，可用性大於借款基礎的20%，並且我們的形式槓桿率小於或等於2.0至1.0。
我們可以回購股本或向我們的股權持有人進行其他分配，金額等於(I)回購或分配之前最近結束的財政季度的自由現金流(定義見2021年RBL工具)的100%減去(Ii)某些投資的金額，只要除2021年RBL工具中描述的其他條件和限制外，可用性等於或大於所選承諾或借款基礎的20%(以有效者為準)，並且我們的形式槓桿率小於或等於2.0至1.0。
Berry LLC是2021年RBL貸款的借款人，Berry Corp.是擔保人。除某些例外情況外，Berry Corp.未來的每一家子公司都必須為我們在2021年RBL貸款機制以及某些對衝交易和銀行服務安排(“擔保義務”)下其他擔保人的義務和義務提供擔保。2021年RBL貸款機制下的貸款人至少為我們已探明石油和天然氣儲量現值的90%提供抵押。Berry LLC和擔保人的義務也以我們幾乎所有個人財產的留置權為擔保，但習慣性例外情況除外。
截至2022年12月31日，我們沒有未償還的借款，未償還的信用證金額為700萬美元，2021年RBL貸款機制下的可用借款能力約為1.93億美元。
2022年ABL設施
於2022年8月9日，C&J及C&J Management作為借款人與Tri Counties Bank(貸款方)訂立一項信貸協議，提供循環貸款安排，惟須滿足借款前的慣常條件，最高可達(X)1,500萬元及(Y)借款基數(“2022年ABL安排”)兩者中較低者。“借款基數”是指相當於符合條件的應收賬款到期餘額的80%的金額，受制於三縣銀行可根據其合理酌情權執行的準備金。2022年ABL貸款機制下未償還循環貸款本金的利息，年利率相當於比《華爾街日報》最優惠利率高出1.25%。“華爾街日報最優惠利率”是以年利率為基礎的浮動利率，作為其“最優惠利率”不時在“華爾街日報”的“貨幣利率”部分公佈和/或公佈。只要《華爾街日報》提供優質利率，利率就會重新確定
改變。從2022年9月30日開始，每季度到期拖欠利息，此後將繼續到期並在每個日曆季度的最後一天支付拖欠利息。2025年6月5日，2022年ABL貸款機制下循環貸款的全部未付本金餘額及其所有未付利息將到期並支付。2022年銀行間信用證融資機制為簽發總金額不超過750萬美元的信用證提供了信用證分融資機制。
2022年ABL貸款機制要求CJWS遵守以下財務契約：(I)在綜合基礎上，任何時候總負債與有形淨值的比率不超過1.5：1.0；(Ii)將2022年ABL貸款機制下未償還的循環預付款金額減少至不超過以下兩者中較小者的90%：(A)最高循環預付款金額，或(B)借款基數，截至三縣銀行在每個財政季度的最後一天關閉；以及(Iii)在每個財政年度結束時，維持税前淨收益不低於1.00美元。截至2022年12月31日，CJWS的總負債與有形淨值的比率為0.23比1.0，沒有未償還的預付款，2022財年結束時的淨收入為1500萬美元。
2022年的ABL貸款包含了通常和慣例的違約事件，以及類似性質的信貸安排的補救措施。2022年ABL融資機制還對CJWS在額外債務、留置權、股息和其他分配、投資、收購、合併、資產處置和其他事項方面施加限制。CJWS在2022年ABL融資機制下的義務不是由Berry Corp.或Berry LLC擔保的，Berry Corp.和Berry LLC沒有也沒有要求為此類義務提供任何信貸支持。截至2022年12月31日，CJWS遵守了2022年ABL融資機制下的所有財務契約。
截至2022年12月31日，CJWS沒有借款，2022年ABL貸款機制下有1,300萬美元的可用借款能力，未償還信用證金額為200萬美元。
高級無擔保票據發售
2018年2月，我們完成了本金總額為4億美元、2026年2月到期的7.0%優先無擔保票據的非公開發行，扣除費用和初始購買者折扣後，我們的淨收益約為3.91億美元。
2026年債券是Berry LLC的優先無擔保債務，與我們所有其他優先債務和任何次級債務具有同等的償債權利。2026年債券由Berry Corp.在優先無擔保的基礎上提供全面和無條件的擔保，並將由我們未來的某些子公司提供擔保；C&J Management和C&J不是擔保人。2026年票據及相關擔保實際上從屬於我們所有有擔保債務(包括2021年RBL貸款機制下的所有借款和其他債務)，在擔保該等債務的抵押品價值範圍內，在結構上從屬於不為2026年債券提供擔保的任何未來子公司的所有現有和未來債務及其他負債(包括貿易應付款項)，包括C&J Management和C&J在2022年ABL貸款機制下的義務。
Berry LLC可以隨時選擇贖回全部或部分2026年債券。如果我們遇到某種控制權的變化，2026年債券的持有人可能有權要求我們按2026年債券本金的101%回購他們的債券，外加應計和未支付的利息(如果有的話)。
管理2026年票據的契約載有限制性契約和慣常違約事件，包括(A)不付款；(B)不遵守契約(在某些情況下，受寬限期規限)；(C)重大債務項下的付款違約或加速事件；及(D)涉及我們或我們某些附屬公司的破產或無力償債事件。
2026年債券並不限制我們公開市場和其他方式購買此類債券。
債務回購計劃
2020年2月，我們的董事會通過了一項計劃，花費高達7500萬美元用於機會性回購我們的2026年債券。任何購買的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況的評估、對未完成協議的遵守情況和其他因素來確定，可以在沒有通知的情況下隨時開始或暫停，並且沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買2026年債券。我們還沒有根據這一計劃回購任何票據。
套期保值
我們通過我們的大宗商品對衝計劃，包括掉期、看跌和看漲期權，保護了我們預期現金流的很大一部分。我們對原油和天然氣生產進行對衝，以防止石油和天然氣價格下跌，我們還對天然氣購買進行對衝，以防止價格上漲。
此外，我們還進行對衝，以滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。2021年RBL融資機制要求我們將商品套期保值(三向套期保值除外)維持在以下最低名義交易量：(I)在2021年RBL融資機制生效日期後24個完整歷月以及每個日曆年的5月1日和11月1日之後，至少75%的我們的PDP儲備合理預計原油產量，以及(Ii)從每個此類最低對衝要求日期之後的第25個完整日曆月開始幷包括每個此類最低對衝要求日期之後的第36個完整日曆月期間，我們的PDP儲備合理預測的原油產量的至少50%；但就上述第(I)及(Ii)條中的每一項而言，所對衝的名義交易量須視為減去任何賣空或其他類似衍生工具的名義交易量，而該等賣權或其他類似衍生工具的作用是使我們承受“下限”以下的商品價格風險。
除了其中所述的最低套期保值要求和其他有關套期保值的限制外，2021年RBL融資機制還包含對我們的商品套期保值的限制，這些限制阻止我們達成套期保值協議(I)期限超過48個月的對衝協議，或(Ii)名義交易量(當與當時已對衝的交易量的基差掉期合計時)在該套期保值協議簽署之日超過我們的PDP儲備合理預計原油產量的90%，在該套期保值協議簽訂後的每個月。前提是上述成交量限制不適用於與相應的看漲、看跌或掉期無關的看跌或看跌期權合約。
我們還簽訂了猶他州天然氣運輸合同，以幫助減少價格波動敞口，但這些合同不符合套期保值的要求。我們普遍較低的生產基數，加上我們穩定的運營成本環境，使我們有能力對衝我們未來預期產量的大量資金。我們預計，在當前大宗商品價格下，我們的業務將產生足夠的現金流，包括我們目前的對衝頭寸。有關與我們的套期保值計劃相關的風險的信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險“。
截至2023年1月31日，我們有以下原油生產和天然氣購買對衝。
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| Q1 2023 | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | FY 2024 | | FY 2025 | | FY 2026 |
| 布倫特原油產量 | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 1,385,278 | | | 1,387,750 | | | 1,211,717 | | | 1,196,000 | | | 3,392,048 | | | — | | | — | |
| 加權平均價格(美元/桶) | $ | 77.15 | | | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.12 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 放置跨頁 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 540,000 | | | 546,000 | | | 552,000 | | | 552,000 | | | 1,281,000 | | | — | | | — | |
| 加權平均價格(美元/桶) | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 製片人領口 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 360,000 | | | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,486,127 | | | 472,500 | |
| 加權平均價格(美元/桶) | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$105.00 | | $58.53/$91.11 | | $60.00/$82.21 |
| | | | | | | | | | | | | |
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| Henry Hub-天然氣採購 | | | | | | | | | | | | |
| 消費者衣領 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 2,110,000 | | | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 加權平均價格(美元/Mmbtu) | $4.00/$2.75 | | $4.00/$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| NWPL-天然氣採購 | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 7,320,000 | | | 6,080,000 | | | — | |
| 加權平均價格(美元/Mmbtu) | $ | 6.40 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | |
| 氣基差分 | | | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH-天然氣採購 | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 1,180,000 | | — | | | — | | | 610,000 | | — | | | — | | | — | |
| 加權平均價格(美元/Mmbtu) | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
下表總結了我們對衝活動的歷史結果。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 原油(每桶)： | | | |
| 衍生產品結算前的已實現銷售價格 | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | |
| 衍生工具交收的影響 | $ | (14.39) | | | $ | (16.45) | |
| 衍生產品結算影響後的已實現銷售價格 | $ | 77.59 | | | $ | 50.12 | |
| 購買天然氣(單位：MMBTU)： | | | |
| 購買價格，在衍生產品結算前的影響 | $ | 7.86 | | | $ | 5.64 | |
| 衍生工具交收的影響 | $ | (1.74) | | | $ | (2.16) | |
| 購買價格，衍生產品結算後的影響 | $ | 6.12 | | | $ | 3.48 | |
現金股利
2022年，該公司將支付每股1.78美元的現金股息，包括固定和可變現金股息。這包括董事會在2023年2月批准的每股0.44美元的可變現金股息，該股息是在2022年第四季度賺取的。此外，2023年2月，我們的董事會批准了每股0.06美元的固定現金股息。
下表為董事會批准的普通股定期固定現金股利和可變現金股利。
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| 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | 年初至今 |
| 固定股息 | $ | 0.06 | | | $ | 0.06 | | | $ | 0.06 | | | $ | 0.06 | | | $ | 0.24 | |
可變股息(1) | 0.13 | | | 0.56 | | | 0.41 | | | 0.44 | | | 1.54 | |
| 總計 | $ | 0.19 | | | $ | 0.62 | | | $ | 0.47 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.78 | |
| | | | | | | | | |
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__________(1)可變股息是在業績期間(根據股東回報模型確定可變股息的期間)之後的一個季度宣佈的。該表列出了每個季度獲得的股息總額。
公司預計未來將繼續按季度派發現金股息。然而，未來股息的支付和金額仍由董事會酌情決定，並將取決於公司未來的收益、財務狀況、資本要求和其他因素。
股票回購計劃
在截至2022年12月31日的一年中，我們以約5100萬美元的價格回購了500萬股票。截至2022年12月31日，本公司根據股票回購計劃共回購了10,528,704股股票，總金額約為1.04億美元，佔截至2022年12月31日的已發行股份的14%。正如此前披露的那樣，公司在2022年初實施了股東回報模式，為此，公司打算將調整後的自由現金流的一部分用於機會性股票回購。
2022年4月，我們的董事會批准將公司的股票回購授權增加1.02億美元，使公司剩餘的股票回購授權達到1.5億美元。截至2022年12月31日，在2022年進行回購後，公司剩餘的總股份回購權限為9800萬美元。2023年2月，董事會批准將公司股票回購授權增加1.02億美元，使公司剩餘的股份權限達到2億美元。
董事會的授權允許本公司根據市場狀況和其他因素，不時在公開市場和私下協商的交易中購買普通股，最高可達董事會批准的總金額。董事會的授權沒有到期日。
回購可不時在公開市場、私下協商的交易或本公司全權酌情決定的其他方式進行。任何購買的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況、股票價格、對未完成協議的遵守情況和其他因素的評估來確定，可以在任何時間開始或暫停，而不需要通知，並且公司沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買股票。任何回購的股份將反映為庫存股，任何收購的股份將可用於一般公司用途。
資本計劃
詳情見第二部分第1項和第2項--“我們的資本計劃”。
收購和資產剝離
Piceance資產剝離(2022)
2022年1月，我們完成了剝離我們在科羅拉多州的所有天然氣資產，這些資產位於皮肯斯盆地。資產剝離以大約200萬美元的損失結束。我們2021年從這些油田獲得的產量為1.2mboe/d。
《收購羚羊溪》(2022)
2022年2月，我們完成了對猶他州Antelope Creek地區石油和天然氣生產資產的收購，價格約為1800萬美元。這些資產與我們現有的Uinta資產相鄰，在我們收購之前，日產量約為0.6mboe。
購買各種石油和天然氣資產
在2022年期間，我們還收購了各種石油和天然氣資產，其中大部分是未經探明的資產，總價值約為800萬美元。
強生油井服務收購(2021)
2021年10月1日，我們收購了加州最大的油井維修和報廢業務之一，運營名稱為C&J Well Services，LLC。收購價格為5300萬美元，包括主要與營運資本相關的結賬調整，2021年我們手頭的現金為5100萬美元，2022年為200萬美元。CJWS的交易成本約為300萬美元。被收購的業務活動由C&J Well Services擁有和運營，C&J Well Services是Berry Corp.的全資子公司，成立的目的是收購這些業務並建立一家獨立的Well Services和放棄公司。
Placerita資產剝離(2021)
2021年10月，我們以大約1400萬美元的價格完成了我們位於加利福尼亞州洛杉磯縣文圖拉盆地的Placerita field地產的出售。我們已經記錄了大約200萬美元的銷售收益。
現金流量表
以下為比較現金流摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
現金淨額： | | | |
由經營活動提供 | $ | 360,941 | | | $ | 122,488 | |
用於投資活動 | (164,552) | | | (168,787) | |
用於融資活動 | (165,422) | | | (18,975) | |
現金及現金等價物淨增(減) | $ | 30,967 | | | $ | (65,274) | |
經營活動
與截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的一年，經營活動提供的現金增加了約2.38億美元。最顯著的增長是銷售額增加2.09億美元(不包括CJWS)，營運資本增加7,000萬美元，與CJWS淨利潤率相關的增加2,300萬美元，除所得税外的税項減少7,000,000美元，但被運營費用增加5,900萬美元部分抵銷，以及一般和行政成本(不包括CJWS)增加1,200萬美元。
投資活動
以下是投資活動產生的現金流的對比摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
資本支出 (1) | | | |
| 資本支出 | (152,921) | | | (132,719) | |
| 資本支出應計項目的變動 | 14,286 | | | 482 | |
| 收購，扣除收到的現金 | (25,917) | | | (50,568) | |
| 購置物業和設備及其他 | — | | | (876) | |
| 從資產剝離收到的收益 | — | | | 14,025 | |
| 出售財產、設備和其他財產的收益 | — | | | 869 | |
用於投資活動的現金淨額 | $ | (164,552) | | | $ | (168,787) | |
__________
(1)以實際現金支付為基礎，而不是應計。
與截至2021年12月31日的年度相比，在截至2022年12月31日的一年中，用於投資活動的現金減少了400萬美元，這主要是因為用於收購的現金減少了2500萬美元，但被剝離和出售財產和設備的收益減少了1500萬美元以及用於資本支出和相關應計項目的現金增加了600萬美元所部分抵消。
融資活動
與截至2021年12月31日的年度相比，在截至2022年12月31日的一年中，用於融資活動的現金增加了1.46億美元。2022年，現金主要用於支付1.09億美元的股息，購買5100萬美元的庫存股，以及為支付股權獎勵和其他税收而扣留的股票400萬美元。2021年，現金主要用於支付1,100萬美元的股息，與2017年RBL融資相關的債務發行成本400萬美元，購買庫存股200萬美元，以及為支付股權獎勵和其他税收而預扣的股份約100萬美元。
承付款和或有事項
在正常業務過程中，我們或我們的子公司是未決或威脅的法律程序、意外事件和承諾的對象或一方，這些法律程序、意外事件和承諾涉及各種事項，要求或可能尋求(其中包括)對據稱的人身傷害、違約、財產損壞或其他損失、懲罰性賠償、罰款和處罰、補救費用、或禁令或聲明救濟的賠償。
對於目前未決的訴訟、索賠和法律程序，如果很可能已經產生了責任，並且可以合理地估計該責任，我們就應計該責任。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我們沒有記錄任何準備金餘額。我們還評估了這些事件可能導致的合理損失的數額。我們相信，我們的資產負債表上可能發生的超過應計項目的合理虧損對我們的綜合財務狀況或經營業績不會產生重大影響。
我們，或我們的子公司，或兩者，已就各方未來可能因他們與我們達成的交易而招致的特定責任向這些各方進行賠償。截至2022年12月31日，我們不知道有物質賠償要求懸而未決或受到威脅。
證券訴訟事項
2020年11月20日，Luis Torres以個人名義並代表一個可能的團體向美國德克薩斯州北區地區法院提起證券集體訴訟(“Torres訴訟”)，起訴Berry Corp.及其若干現任和前任董事和高級管理人員(統稱為“被告”)。起訴書代表所有購買或以其他方式收購(I)根據公司2018年IPO和/或可追溯到公司2018年IPO的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“類別期間”)期間購買或以其他方式收購的普通股的推定類別的人，聲稱違反了1933年證券法第11和第15條以及交易法第10(B)和第20(A)條。特別是，起訴書稱，被告在班級期間和首次公開募股的發售材料中，就公司的業務、運營效率和穩定性以及合規政策做出了虛假和誤導性的陳述，人為地抬高了公司的股價，導致班級成員在2020年11月3日發佈其2020年第三季度財務業績後普通股價值下降時受到傷害。
2021年11月1日，法院指定的聯合首席原告提交了一份修訂後的起訴書，代表同一推定類別根據1933年證券法第11和15條以及交易所法案第10(B)和20(A)條提出索賠，其中指控公司和個別被告在2018年7月26日至2020年11月3日期間就公司的許可和許可程序做出了虛假和誤導性的陳述。修改後的起訴書沒有量化指控的損失，但尋求追回因這些指控的證券違規行為以及律師費和費用而導致的推定類別遭受的所有損害。被告於2022年1月24日提交了駁回動議，2022年9月13日，法院發佈了駁回該動議的命令。這起案件現在正在發現中。
我們對這些説法提出異議，並打算積極為此事辯護。鑑於訴訟的不確定性、案件的早期階段，以及除其他事項外，等級認證和勝訴所必須滿足的法律標準，我們無法合理估計這一行動可能造成的損失或損失範圍。
2022年10月20日，美國德克薩斯州北區地區法院提起股東派生訴訟，據稱股東喬治·阿薩德代表本公司利用上述證券集體訴訟提起訴訟，該訴訟目前正在同一法院待決。衍生品起訴書將某些現任和前任高管和董事列為被告，並普遍指控他們違反了受託責任，導致或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為。衍生品起訴書還指控針對所有被告的不當得利索賠，以及根據《交易法》第10(B)和21D條提出的分擔和賠償索賠。2023年1月27日，法院批准了當事人的共同約定請求，即暫停衍生品訴訟，等待相關證券集體訴訟的解決。本公司及個別被告認為股東衍生訴訟中的申索並無根據，並擬就該等申索作出有力抗辯，但無法就結果作出保證。目前，我們無法估計與此事有關的可能性或責任金額(如果有)。
2023年1月20日，第二起股東派生訴訟，這一次是在特拉華州美國地區法院，據稱是假定股東Molly Karp代表公司提起的，再次利用了上文提到的證券集體訴訟。這項投訴與第一宗衍生工具投訴類似，是針對本公司若干現任及前任高級人員及董事提出的，指被告違反受託責任、協助及教唆及供款申索，而被告被指已導致或未能阻止證券集體訴訟中所指的證券違法行為。此外，起訴書根據《交易法》第14(A)條提出索賠，聲稱Berry的2022年委託書是虛假和誤導性的，因為它暗示公司的內部控制充分，董事會充分監督公司面臨的重大風險，而根據衍生原告的説法，情況並非如此。被告認為股東派生訴訟中的索賠沒有根據，並打算對其進行強有力的辯護，但結果無法得到保證。目前，我們無法估計與此事有關的可能性或責任金額(如果有)。
合同義務
在我們的正常業務過程中，我們作出了某些堅定的承諾，以確保我們的生產和第三方天然氣運往市場以及加工，無論是否使用了合同產能，都需要每月支付最低費用。截至2022年12月31日，不可取消購買債務(不包括石油和天然氣以及其他礦產租賃、水電費、税金和保險費)的未來最低付款淨額如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 到期付款 |
| | 總計 | | 不到1年 | | 1-3
年份 | | 3-5
年份 | | 此後 |
| | (單位：千) |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
表外安排： | | | | | | | | | | |
加工和運輸合同(1) | | $ | 88,816 | | | $ | 11,343 | | | $ | 17,787 | | | $ | 16,165 | | | $ | 43,521 | |
鑽探承諾(2) | | 17,100 | | | 8,400 | | | 8,700 | | | — | | | — | |
總計 | | $ | 105,916 | | | $ | 19,743 | | | $ | 26,487 | | | $ | 16,165 | | | $ | 43,521 | |
__________
(1)數額包括根據長期協議將到期的付款，用於購買在正常業務過程中使用的貨物和服務，以確保天然氣通過管道運輸到市場和市場之間，以及天然氣的收集和加工。
(2)金額包括在加利福尼亞州的鑽探承諾，為此，我們需要在2024年6月之前鑽探57口井，估計成本和最低承諾為1,710萬美元。2022年11月，修訂了鑽探承諾，要求在2023年10月之前鑽探其中28口井，最低承諾為840萬美元。
資產負債表分析
我們的資產負債表從2021年12月31日到2022年12月31日的變化如下所述。
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| (單位：千) |
現金和現金等價物 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
應收賬款淨額 | $ | 101,713 | | | $ | 86,269 | |
衍生工具資產--流動和長期資產 | $ | 36,443 | | | $ | 1,070 | |
| | | |
| | | |
其他流動資產 | $ | 33,725 | | | $ | 45,946 | |
物業、廠房和設備、淨值 | $ | 1,359,813 | | | $ | 1,301,349 | |
| | | |
| 遞延所得税資產-長期 | $ | 42,844 | | | $ | — | |
其他非流動資產 | $ | 10,242 | | | $ | 6,562 | |
應付賬款和應計費用 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
衍生工具負債--流動和長期負債 | $ | 44,748 | | | $ | 48,202 | |
| | | |
長期債務 | $ | 395,735 | | | $ | 394,566 | |
| 遞延所得税負債--長期 | $ | — | | | $ | 1,831 | |
| | | |
資產報廢債務--長期 | $ | 158,491 | | | $ | 143,926 | |
其他非流動負債 | $ | 28,470 | | | $ | 17,782 | |
股東權益 | $ | 800,485 | | | $ | 692,648 | |
關於現金和現金等價物變化的討論，請參閲“-流動性和資本資源”。
應收賬款增加1,500萬美元是由於E&P部門的銷售價格上漲以及CJWS的活動增加所致。
衍生工具負債淨額從2021年的4700萬美元變為2022年的淨負債800萬美元。於每期期末按市值計價衍生工具價值的變動是由於遠期曲線價格相對於合約固定價格的差異、所持倉位的變化及期間內收付的結算所致。
其他流動資產減少1200萬美元，主要原因是預付許可費減少400萬美元，收購和剝離應收賬款減少800萬美元，承諾抵押品返還300萬美元，所有這些都被預付保險增加200萬美元和石油庫存增加100萬美元部分抵銷。
不動產、廠房和設備增加5800萬美元的主要原因是1.53億美元的資本投資和2400萬美元與資產報廢債務有關的額外資產以及2600萬美元的收購活動，但被1.46億美元的折舊費用所抵消。
長期遞延所得税資產增加4,300萬美元是由於我們已經確定有足夠的積極證據可以在未來幾年實現我們的遞延資產，並已撤銷了之前記錄的估值撥備。
其他非流動資產增加400萬美元，主要是由於第一季度採用了新的租賃會計規則，扣除累計攤銷後的600萬美元，但被100萬美元的債務發行成本攤銷和對分配給CJWS收購無形資產的臨時金額的100萬美元的調整部分抵消。
應付賬款和應計支出增加4 600萬美元，包括因每年年底這些活動水平增加而增加的資本和業務費用應計和支出4 500萬美元、因銷售價格上漲而應計特許權使用費增加1 300萬美元、因温室氣體債務當前部分減少約800萬美元而被部分抵銷，該部分被根據預期到期日重新歸類為長期負債的温室氣體債務當前部分減少約800萬美元以及由於申報日期時間安排而應付股息減少500萬美元所抵消。
長期遞延所得税負債減少200萬美元是由於本年度的所得税優惠。
資產報廢債務的長期部分增加了1500萬美元，從2021年12月31日的1.44億美元增加到2022年12月31日的1.58億美元，這是由於修訂後的成本估計為2100萬美元，增加了1100萬美元，併產生了300萬美元的負債。修正後的成本估算反映了通脹和閒置油井監管合規的影響。在此期間，因出售物業而減少的100萬美元和結算的2000萬美元負債部分抵銷了這些增加。
其他非流動負債增加1100萬美元是由於與上一年相比增加了非流動温室氣體負債，包括將800萬美元從流動負債重新分類。
股東權益增加1.08億美元是由於2.5億美元的淨收入和1800萬美元的基於股票的股權獎勵，這是税後淨額。這些增長被宣佈的1.05億美元普通股股息、5100萬美元的庫存股和400萬美元的預扣股票(用於支付股權獎勵的税款)部分抵消。
非公認會計準則財務指標
調整後的EBITDA、調整後的自由現金流量、調整後的淨收益(虧損)以及調整後的一般和行政費用
調整後的淨收益(虧損)不是衡量淨收益(虧損)的指標，調整後的自由現金流量不是衡量現金流的指標，調整後的EBITDA在所有情況下都不是由公認會計準則確定的衡量淨收益(虧損)或現金流的指標。調整後的EBITDA、調整後的自由現金流、調整後的淨收入(虧損)以及調整後的一般和行政費用是管理層和財務報表外部用户(如行業分析師、投資者、貸款人和評級機構)使用的非GAAP補充財務指標。
我們將調整後的EBITDA定義為扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益、扣除預定衍生產品結算所收到或支付的現金後的衍生產品收益或損失、減值、股票補償費用以及不常見和不常見的項目。我們的管理層認為，調整後的EBITDA為評估我們的財務狀況、運營結果和現金流提供了有用的信息，並被業界和投資界廣泛使用。該措施還使我們的管理層能夠更有效地評估我們的經營業績，並比較不同時期的結果，而無需考慮我們的融資方式或資本結構。我們還使用調整後的EBITDA來規劃我們的資本分配，以維持生產水平，並確定我們的戰略對衝需求，而不是2021年RBL融資機制的對衝需求。
我們將調整後淨收益(虧損)定義為經衍生產品收益或虧損調整後的淨收益(虧損)，扣除為預定衍生產品結算而收到或支付的現金、不尋常和不常見項目，以及使用我們的法定税率進行這些調整的所得税費用或收益。調整後淨收益(虧損)不包括影響收益的不尋常和不常見項目的影響，這些項目差異很大且不可預測，包括非現金項目，如衍生工具損益。管理層在比較不同期間的結果期間時使用此衡量標準。我們相信調整後的淨收益(虧損)對投資者是有用的，因為它反映了管理層在剔除某些交易後如何評估公司持續的財務和經營業績
以及影響指標可比性且不能反映公司核心業務的活動。我們相信，這也讓投資者更容易將我們的季度業績與同行進行比較。
我們將調整自由現金流定義為運營現金流量減去定期固定股息和維護資本，這是一種非公認會計準則財務指標。維護資本是指維持石油及天然氣年產量不變所需的資本開支，定義為資本開支，如適用，不包括與戰略業務擴張有關的勘探及開發資本開支，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動以增加產量，超過上一年度的年產量，以及與輔助可持續性計劃或其他可酌情及與維持核心業務無關的其他開支有關的油井維修及廢棄及公司分部的資本開支。管理層相信，調整後的自由現金流可能有助於投資者分析我們在維持現有石油和天然氣資產基礎的現有產量以向股東返還資本、通過收購或投資現有資產基礎為進一步業務擴張提供資金以增加產量並支付其他非可自由支配費用後，從現有石油和天然氣資產基礎的經營活動中產生現金的能力。管理層還使用調整後的自由現金流量作為確定季度可變股息的主要指標。根據我們的股東回報模型，2022年，我們預計將調整後自由現金流的60%分配給直接股東回報，主要以現金可變股息的形式，以及機會性債務回購。我們預計將剩餘的40%用於機會性增長，包括來自我們廣泛的鑽探機會庫存、推進我們的短期和長期可持續發展計劃、股票回購, 資本保留和資金強制性償債要求或其他非可自由支配的支出。2023年初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍，至每股0.12美元。任何實際支付的股息將由我們的董事會根據現有條件來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、商業狀況和其他因素。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年開始的分配將是：(A)80%主要以債務或股票回購的形式；(B)20%以可變現金股息的形式。
調整後自由現金流量不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購或其他可自由支配支出，因為我們有強制性償債要求和其他非可自由支配支出，不能從這一指標中扣除。
我們將調整後的一般和管理費用定義為扣除非現金股票補償費用和非常及不常見成本調整後的一般和管理費用。管理層認為，調整後的一般和行政費用是有用的，因為它使我們能夠更有效地比較不同時期的業績。我們認為，調整後的一般和行政費用對投資者是有用的，因為它反映了管理層在扣除非現金股票補償後如何評估公司持續的一般和行政費用，以及影響指標可比性的不尋常或罕見成本，而不反映公司的行政成本。我們相信，這也讓投資者更容易將我們的季度業績與同行進行比較。
雖然經調整的EBITDA、經調整的自由現金流量、經調整的淨收益(虧損)及經調整的一般及行政開支均為非通用會計準則計量，但計算經調整的EBITDA、經調整的自由現金流量、經調整的淨收益(虧損)及經調整的一般及行政費用的金額則按照通用會計準則計算。這些計量是對按照公認會計原則計算的收入和流動資金計量的補充，而不是替代，不應被視為按照公認會計原則計算的收入和流動資金計量的替代，或比按照公認會計原則計算的收入和流動資金計量更有意義。調整後EBITDA中不包括的某些項目是瞭解和評估我們的財務業績的重要組成部分，例如我們的資本成本和税收結構，以及可折舊和可耗盡資產的歷史成本。我們對調整後的EBITDA、調整後的自由現金流、調整後的淨收益(虧損)以及調整後的一般和行政費用的計算可能無法與其他公司使用的其他類似名稱的衡量標準進行比較。調整後的EBITDA、調整後的自由現金流量、調整後的淨收益(虧損)以及調整後的一般和行政費用應與我們根據公認會計準則編制的財務報表中包含的信息一起閲讀。
下表列出了非公認會計準則財務計量調整後的EBITDA與公認會計準則財務計量的淨收益(虧損)和經營活動提供(使用)的現金淨額之間的對賬，視情況而定。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
調整後的EBITDA對賬至淨收入(虧損)： | | | |
淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
加(減)： | | | |
利息支出 | 30,917 | | | 31,964 | |
所得税(福利)費用 | (42,436) | | | 1,413 | |
折舊、損耗和攤銷 | 156,847 | | | 144,495 | |
| | | |
| | | |
衍生品損失 | 48,314 | | | 117,822 | |
為預定的衍生品結算支付的現金淨額 | (88,023) | | | (87,625) | |
其他運營費用 | 3,722 | | | 3,101 | |
| | | |
股票補償費用 | 16,973 | | | 13,783 | |
非經常性成本(1) | 3,466 | | | 2,735 | |
| | | |
調整後的EBITDA | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | |
| | | |
| | | |
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
調整後的EBITDA對賬至經營活動提供的現金淨額： |
經營活動提供的淨現金 | $ | 360,941 | | | $ | 122,488 | |
加(減)： | | | |
現金付息 | 29,792 | | | 29,211 | |
現金繳納所得税 | 3,633 | | | 699 | |
| | | |
非經常性成本(1) | 3,466 | | | 2,735 | |
| | | |
營運資產和負債變動--營運資本(2) | (21,446) | | | 53,425 | |
其他營業費用淨額(非現金部分)(3) | 3,562 | | | 3,588 | |
| | | |
調整後的EBITDA | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | |
| | | |
| | | |
__________
(1)非經常性成本包括#年第四季度與收購和剝離活動有關的法律和專業服務費用
2021年和2022年第一季度，以及2022年第四季度的高管換屆費用。
(2)其他資產和負債的變動包括營運資金和各種無形項目。
(3)指損益表中的其他營業費用(收入)，減去現金流量表中的非現金部分。
下表顯示了非GAAP財務計量調整後自由現金流量與GAAP財務計量在所示期間的經營現金流的對賬。我們使用調整後的自由現金流作為我們的股東回報模型，始於2022年。
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | |
| | | |
| (單位：千) | | |
| 調整後的自由現金流： | | | |
經營活動提供的淨現金(1) | $ | 360,941 | | | |
| 減去： | | | |
維修資本(2) | (141,930) | | | |
固定股息(3) | (19,245) | | | |
調整後自由現金流(4) | $ | 199,766 | | | |
__________(1)在合併的基礎上。
(2)維護資本是指保持年度產量持平所需的資本，計算方法如下：
| | | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的年度 | | |
| | | | | | | |
| | | | | (單位：千) |
綜合資本支出(a) | | | | | $ | (152,921) | | | |
排除的項目(b) | | | | | 10,991 | | | |
| 維修資本 | | | | | $ | (141,930) | | | |
__________
(A)資本支出包括資本化間接費用和利息，不包括購置和資產報廢支出。
(B)包括與戰略業務擴張相關的勘探與開發部門的資本支出，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動以提高產量，以超越上一年度的年產量及油井維修及廢棄部門的資本支出，以及與附屬可持續性措施有關的公司支出或其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。在截至2022年12月31日的一年中，我們排除了油井維修和報廢部門約800萬美元的資本支出。在此期間，我們還排除了大約300萬美元的公司資本支出，我們認為這些支出與維持我們的基線生產無關。
(三)代表已申報的固定股息，計入合併股東權益表中“已申報普通股股利”一欄。
(4)調整後自由現金流不是本公司在2022年前使用的指標。
下表顯示了非GAAP財務指標調整後淨收益(虧損)與GAAP財務指標調整後淨收益(虧損)和調整後每股淨收益(虧損)-攤薄為每股淨收益-攤薄後的對賬。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) | | 每股-稀釋後 | | (單位：千) | | 每股-稀釋後 |
調整後淨收益(虧損)對賬淨收益(虧損)： | | | | |
淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | 3.03 | | | $ | (15,542) | | | $ | (0.19) | |
| | | | | | | |
加(減)： | | | | | | | |
衍生品損失 | 48,314 | | | 0.59 | | | 117,822 | | | 1.41 | |
為預定的衍生品結算支付的現金淨額 | (88,023) | | | (1.07) | | | (87,625) | | | (1.05) | |
其他運營費用 | 3,722 | | | 0.04 | | | 3,101 | | | 0.05 | |
| | | | | | | |
非經常性成本(1) | 3,466 | | | 0.04 | | | 2,735 | | | 0.03 | |
| | | | | | | |
總加法(減法)，淨額 | (32,521) | | | (0.40) | | | 36,033 | | | 0.44 | |
| | | | | | | |
調整後的所得税收益(費用)(2) | 8,816 | | | 0.11 | | | (9,769) | | | (0.12) | |
調整後淨收益(虧損) | $ | 226,463 | | | $ | 2.74 | | | $ | 10,722 | | | $ | 0.13 | |
| | | | | | | |
| 調整後淨收益的基本每股收益 | $ | 2.88 | | | | | $ | 0.13 | | | |
| 調整後淨收益的攤薄每股收益 | $ | 2.74 | | | | | $ | 0.13 | | | |
| | | | | | | |
| 加權平均流通股-基本 | 78,517 | | | | | 80,209 | | | |
| 加權平均流通股-稀釋 | 82,586 | | | | | 83,496 | | | |
__________
(1)非經常性成本包括#年第四季度與收購和剝離活動有關的法律和專業服務費用
2021年和2022年第一季度，以及2022年第四季度的高管換屆費用。
(2)2022年和2021年都使用了聯邦和州法定税率。我們更新了2021年的披露，以反映法定税率，而不是之前使用的實際税率。
下表列出了非公認會計準則財務計量“調整後的一般和行政費用”與“公認會計準則”財務計量的一般和行政費用之間的對賬。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2022 | | 2021 | |
| (單位：千) | |
| 將一般費用和行政費用調整為一般費用和行政費用： | | $/boe | | $/boe |
| 一般和行政費用 | $ | 96,439 | | | $ | 73,106 | | |
| 減去： | | | | |
| 非現金股票薪酬支出(G&A部分) | (16,498) | | | (13,356) | | |
非經常性成本(1) | (3,466) | | | (2,735) | | |
| 調整後的總務和行政費用 | $ | 76,475 | | | $ | 57,015 | | |
| | | | |
| E&P部門和企業 | $ | 63,500 | | $ | 6.66 | | $ | 53,822 | | $ | 5.38 | |
| 修井報廢段 | $ | 12,975 | | | $ | 3,193 | | |
| | | | |
__________
(1)非經常性成本包括#年第四季度與收購和剝離活動有關的法律和專業服務費用
2021年和2022年第一季度，以及2022年第四季度的高管換屆費用。
關鍵會計政策和估算
按照公認的會計原則編制財務報表的過程要求管理層選擇適當的會計政策，並對某些項目和交易作出知情的估計和判斷。事實和情況的變化或新信息的發現可能會導致修訂估計和判斷，而實際結果可能與結算時的估計不同。我們認為以下是我們最重要的會計政策和估計，涉及管理層的判斷，由於主觀性和判斷的程度，這可能會對財務報表產生實質性影響。
石油和天然氣的性質
已證明的性質
我們按照成功努力法核算石油和天然氣的性質。根據這一方法，所有已探明財產的購置成本均按生產單位資本化，並在探明儲量的剩餘壽命內攤銷。已探明物業的所有開發成本均按已探明已開發儲量的剩餘壽命按生產單位予以資本化及攤銷。構成攤銷基礎一部分的報廢、出售或廢棄財產的成本扣除收益後計入或貸記累計折舊、損耗和攤銷，除非這樣做嚴重影響生產單位攤銷率，在這種情況下，損益在本期確認。處置其他財產的收益或損失在本期確認。對於收購的資產，我們以收購日的公允價值為資本化成本。我們支出維持物業運營狀況所需的維護和維修費用，以及發生的年度租賃租金。估計拆卸和放棄成本按其估計淨現值資本化，並在相關資產的剩餘壽命內攤銷。利息只在這些資產投入預期用途的期間資本化。我們只對與符合條件的資本支出相關的成本份額相關的借入資金的利息進行資本化。
當事件或環境變化顯示賬面值可能無法收回時，我們一般以油田為單位或在可識別現金流的最低水平評估我們已探明的石油及天然氣資產的減值。我們將已證實財產的賬面價值降低到公允價值，當
預期未貼現的未來現金流低於賬面淨值。我們使用與收益法一致的估值技術來計量已探明財產的公允價值，將未來現金流轉換為單一貼現金額。用於確定已探明物業公允價值的重要投入包括：(1)儲量；(2)未來運營和開發成本；(3)未來商品價格；(4)經風險調整的貼現率。這些投入需要我們的管理層在評估時做出重要的判斷和估計。我們的石油和天然氣儲量的變化或其已探明資產的減值對財務報表的最大影響將是DD&A比率。例如，石油和天然氣儲量每增加或減少5%，將使DD&A費率每Mmboe改變約0.70美元，這將使按當前生產率計算的税前收入每年增加或減少約700萬美元。此外，基礎商品價格嵌入我們的估計現金流，是以相關遠期曲線定價開始的過程的產物，該定價根據估計的位置和質量差異以及我們管理層認為將影響可變現價格的其他因素進行調整。公允價值是使用第3級公允價值計量的投入來估算的。
未經證明的屬性
我們的石油和天然氣資產的賬面價值的一部分可歸因於未經證實的資產。截至2022年12月31日和2021年12月31日，這兩個時期的未探明物業的淨資本化成本約為2.48億美元。未經證實的數額在被歸類為已探明財產並按生產單位攤銷之前，不計入折舊、損耗和攤銷。當事件或環境變化顯示賬面值可能無法收回時，我們會評估未探明石油及天然氣資產的減值。如勘探及開發工作不成功，或管理層因商品價格較低、開發及營運成本較高、合約條件或其他因素而決定不進行該等物業的開發，則該等物業的資本化成本將會入賬。任何未探明物業的減記時間(如有需要)，取決於管理層的計劃、未來勘探及開發活動的性質、時間及範圍及其結果。我們相信，我們目前的計劃以及勘探和開發努力將使我們能夠在2022年12月31日實現我們未經證實的財產餘額的賬面價值。
收購收購價格分配
我們使用收購會計方法對企業收購進行會計核算，這要求根據收購資產和負債的公允價值分配收購價格對價。我們使用公認的估值方法估計收購資產和負債的公允價值，在許多情況下，該等估計是基於我們對收購資產在其估計可用年限內預期產生的未來營運現金流的判斷。在2021年10月1日收購CJWS之後，我們根據我們對其公允價值的估計，對作為代價收購和發行的各種資產和負債進行了會計處理。我們對被收購業務的公允價值的估計和判斷可能被證明是不準確的，使用不準確的公允價值估計可能導致收購收購價格對價不正確地分配到收購資產和負債，這可能導致資產減值、記錄以前未記錄的負債和其他財務報表調整。在經濟不確定時期，估計購置資產和負債的公允價值的難度增加。
資產報廢義務
我們確認資產報廢債務(“ARO”)的公允價值是在確定存在拆除資產並在其使用年限結束時對該財產進行補救的法律義務，並且該債務的成本可以合理估計的期間內。
負債金額基於未來退休成本估計，並納入了許多假設，如放棄時間、技術變化、未來通貨膨脹率和經風險調整的貼現率。當負債最初入賬時，我們通過增加相關財產、廠房和設備(“PP&E”)餘額來資本化成本。如果ARO的估計未來成本發生變化，我們將記錄ARO和
隨着時間的推移，負債增加，費用通過增值確認，資本化成本在資產的使用年限內折舊。
公允價值計量
我們已根據估值技術的投入，將按公允價值計量的資產和負債分類為三級：第一級--使用活躍市場對資產或負債的報價；第二級--使用資產或負債的報價以外的可見投入；以及第三級--使用不可觀察的投入。各級別之間的調動，如果有的話，在每個報告期結束時確認。我們主要採用市場法進行經常性公允價值計量，最大限度地利用可觀察到的投入，最大限度地減少使用不可觀察到的投入。當無法獲得可觀察到的投入時，我們通常使用收益法來計量公允價值。這種方法利用管理層對預計現金流的預期的判斷，並使用風險調整貼現率對這些現金流進行貼現。
我們使用估值技術，利用市場報價和定價分析來確定我們的石油和天然氣銷售和天然氣購買衍生品的公允價值。投入包括公開可獲得的價格和從第三方收集的數據彙編產生的遠期價格曲線。我們將這些衡量標準歸類為第二級。
所得税
我們在財務會計和報告中使用資產負債法來核算所得税。所記錄的所得税數額需要對聯邦和州税務當局的複雜規則和條例進行解釋。我們已經確認了暫時性差異、營業虧損和税收結轉的遞延税項資產和負債。我們評估實現遞延税項資產未來收益的可能性，併為未來實現所得税收益的可能性不符合更有可能確認的標準的任何遞延税項資產部分提供估值準備。
我們只有在確定相關税務機關在審計後更有可能維持税務頭寸之後，才確認税務頭寸的財務報表收益，以計入所得税的不確定性。對於更可能達到起徵點的税務頭寸，財務報表中確認的金額是最終與相關税務機關達成和解後實現可能性大於50%的利益。關於新會計事項的討論，見本報告第二部分--第8項.財務報表和補充數據合併財務報表附註8。
基於股票的薪酬
我們已發行長期授予的限制性股票單位(“RSU”)和基於業績的限制性股票單位(“PSU”)，其中包括(I)以業績期間的絕對股東總回報(“絕對TSR”)和相對股東總回報(“相對TSR”)(“TSR PSU”)為衡量市場目標的獎勵；以及(Ii)基於公司在業績期間的平均投資現金回報(“CROIC PSU”和“ROIC PSU”)的獎勵。CROIC PSU授予某些Berry員工，而ROIC PSU授予某些CJWS員工。基於股票的獎勵的公允價值在授予之日確定，不會重新計量。RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允價值是使用授予日期的股票價格確定的。TSR PSU的公允價值乃採用蒙特卡羅模擬分析方法釐定，以估計本公司的股東總回報排名，包括與同業集團在業績期間的比較。蒙特卡洛估值模型中使用的估值被認為是高度複雜和主觀的。RSU和PSU的補償費用，減去實際沒收後的淨額，是在必要的服務期內以直線方式確認的，這一服務期超過了獎項各自的歸屬或履約期限，從一年到三年不等。
重大會計和信息披露變化
關於新會計事項的討論，見本報告第二部分--第8項.財務報表和補充數據合併財務報表附註1。
通貨膨脹率
自2021年以來和2022年的大部分時間裏，美國的通貨膨脹率一直在穩步上升。與我們行業內的其他公司一樣，本公司的成本也經歷了通脹壓力-即通脹壓力導致我們的商品、服務和人員成本增加，這反過來又導致我們的資本支出和運營成本上升。這種通脹壓力是由COVID疫情造成的供應鏈中斷、需求增加、勞動力短缺等因素造成的，包括2022年2月下旬開始的俄羅斯和烏克蘭之間的衝突。2022年末，通貨膨脹率已經開始穩定，甚至比今年早些時候經歷的水平有所下降。我們無法準確預測這種通脹壓力和促成因素是否會持續到2023年。
這種對我們運營成本的通脹壓力反過來又影響了我們的現金流和運營結果。雖然我們無法在沒有不合理努力的情況下準確地衡量通脹的影響，但我們注意到，我們的計劃在2022年全年的成本總體上有所增加，這在一定程度上是由於通脹。例如，公司2022年每口井的鑽井成本，不包括我們的油井維修和報廢部門，比前一年高出約13%，其中2022年猶他州鑽井項目的資本成本比我們最初的計劃增加了約25%。與前一年相比，推動這些成本上升的主要因素是鋼鐵成本(增長約50%)和服務成本(增長約5%至10%)。在最嚴重的通脹影響之前，我們購買了2022年使用的相當一部分鋼鐵，從而緩解了一部分鋼鐵成本通脹。然而，我們減輕通脹影響的能力因項目而異，並取決於必要資本支出的時間安排。此外，由於通貨膨脹和某些成本活動的增加，2022年我們的E&P運營成本(不包括燃料)比2021年高出約23%。由於天然氣價格大幅上漲，2022年我們的燃料成本比2021年高出約39%。通過我們的套期保值計劃，我們能夠緩解這一增長的很大一部分。然而，我們緩解通脹對燃料價格影響的能力可能會因市場波動和我們對衝協議的條款而異。
有關前瞻性陳述的警示説明
本報告中包含或引用的信息包括前瞻性陳述，這些陳述涉及風險和不確定因素，這些風險和不確定性可能對我們的預期運營結果、流動性、現金流和業務前景產生重大影響。該等陳述具體包括我們對未來財務狀況、流動資金、現金流、營運結果及業務策略、潛在收購機會、其他營運計劃及目標、持續生產水平的資本、預期生產及營運成本、儲備、對衝活動、資本開支、資本回報、改善回收係數及其他指引的預期。實際結果可能與預期結果不同，有時是實質性的，報告的結果不應被視為未來業績的指示。你通常可以通過諸如目標、預期、可實現、相信、預算、繼續、可能、努力、估計、預期、預測、目標、指導、打算、可能、目標、展望、計劃、潛在、預測、項目、尋求、應該、目標、將會以及其他類似的詞彙來識別前瞻性陳述，這些詞彙反映了事件或結果的預期性質。對於任何這類前瞻性陳述，包括陳述此類前瞻性陳述所依據的假設或依據，我們要提醒的是，雖然我們認為這些假設或依據是合理的，並本着誠意作出這些假設或依據，但所假定的事實或依據幾乎總是與實際結果大相徑庭，有時甚至大相徑庭。可能影響我們的重大風險在上文“第1A項”中進行了討論。風險因素“在本招股説明書、任何適用的招股説明書副刊和通過引用併入的文件中。
可能導致結果不同的因素(但不一定是所有因素)包括：
•監管環境，包括可獲得性或時機，以及對、獲得和/或維持許可和批准施加的條件，包括鑽探和/或開發項目所需的許可和批准；
•現行、待定和/或未來的法律和法規，以及立法和法規變化以及其他政府活動的影響，包括與油井或設施的許可、鑽井、完井、油井刺激、操作、維護或廢棄、管理能源、水、土地、温室氣體或其他排放、保護健康、安全和環境，或運輸、營銷和銷售我們的產品有關的影響；
•通貨膨脹水平，特別是最近上升到歷史最高水平，以及政府降低通貨膨脹的努力，包括提高利率；
•正在進行的新冠肺炎大流行的持續時間、範圍和嚴重程度或出現新的大流行，包括相關公共衞生關切的影響，政府當局和其他第三方針對大流行採取的行動的影響，及其對商品價格、供需考慮、全球供應鏈中斷和勞動力限制的影響；
•全球經濟趨勢、地緣政治風險以及總體經濟和行業狀況，如新冠肺炎疫情對經濟的影響，包括全球供應鏈中斷和政府對金融市場和經濟的幹預等因素；
•新冠肺炎疫情和外國生產商的行動造成的影響，特別是歐佩克+和歐佩克+產量水平的變化；
•石油、天然氣和天然氣價格波動，包括由於政治不穩定、武裝衝突或經濟制裁；
•加州和全球能源未來，包括預計將塑造它的因素和趨勢，例如對氣候變化和其他空氣質量問題的擔憂，向低排放經濟的過渡，以及不同能源的預期作用；
•石油、天然氣和天然氣的供應和需求，包括外國生產商的行動，特別是歐佩克+的行動和歐佩克+產量水平的變化；
•輸送石油和天然氣的管道系統的中斷、能力限制或其他限制，以及其他加工和運輸考慮；
•無法從運營中產生足夠的現金流，或無法獲得足夠的融資來為資本支出提供資金，滿足我們的營運資金要求或為計劃的投資提供資金；
•價格波動、天然氣和電力的可獲得性以及蒸汽成本；
•我們使用衍生工具管理大宗商品價格風險的能力；
•我們有能力滿足我們計劃的鑽探計劃，包括我們有能力及時或完全獲得許可，併成功地鑽探以商業上可行的數量生產石油和天然氣的油井；
•對氣候變化和其他空氣質量問題的擔憂；
•與估計已探明儲量和相關未來現金流有關的不確定性；
•我們通過勘探和開發活動替換儲量的能力；
•鑽井和生產結果、產量低於預期、開發項目的儲量或資源或超預期的遞減率；
•我們有能力獲得及時和可用的鑽井和完井設備和船員，以及獲得鑽井、完井和作業所需資源的能力；
•税法的變化；
•競爭的影響；
•與收購和剝離資產相關的不確定性和負債；
•我們進行收購併成功整合任何被收購企業的能力；
•市場波動的電價和蒸汽成本；
•大宗商品價格下跌導致的資產減值；
•大量或多個客户在合同義務上違約，包括實際或潛在破產造成的違約；
•我們業務的地理集中度；
•我們的交易對手在我們套期保值方面的信譽和表現；
•衍生品立法影響我們的對衝能力；
•風險管理失靈、內部控制不力；
•災難性事件，包括野火、地震和流行病；
•聯邦、州、部落和地方法律法規規定的環境風險和責任(包括補救行動)；
•因未決或未來的訴訟而可能產生的責任；
•我們有能力招聘和/或留住我們的高級管理層和關鍵技術員工的關鍵成員；
•信息技術故障或網絡攻擊；以及
•政府行為和政治條件，以及其他第三方的行為不受我們的控制。
除法律另有規定外，我們不承擔任何責任，在前瞻性陳述發表之日起公開發布對前瞻性陳述的任何修改結果。
本報告中包含的所有前瞻性陳述，無論是明示的還是暗示的，都明確地受到本警示聲明的限制。本警示性聲明還應與我們或代表我們行事的人可能發佈的任何後續書面或口頭前瞻性聲明一併考慮。
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露
我們的主要市場風險歸因於大宗商品價格和利率的波動，這可能會影響我們的業務、財務狀況、經營業績和現金流。以下內容應與本報告其他部分所列財務報表和相關説明一併閲讀。本公司持續監測其市場風險敞口，包括與烏克蘭武裝衝突、利率上升和通脹趨勢相關的影響和事態發展，這些因素在2022年期間給金融市場帶來了重大的波動和不確定性。
價格風險
我們最重大的市場風險與石油、天然氣和天然氣的價格有關。管理層預計，能源價格將保持不可預測和潛在的波動性。隨着能源價格的大幅下降或上升，收入、某些成本(如燃料氣)和現金流也同樣受到影響。如果大宗商品價格大幅下跌，我們的石油和天然氣資產可能需要額外的非現金減值費用。
歷史上，我們對很大一部分預期原油和天然氣產量以及天然氣採購要求進行了對衝，以減少受大宗商品價格波動的影響。我們使用掉期、看漲、看跌和領口等衍生品進行對衝。我們不以投機交易為目的簽訂衍生品合約，也沒有將我們的衍生品計入現金流或公允價值對衝。我們不斷根據各種因素考慮我們的石油生產和天然氣購買水平，這些因素包括(其中包括)當前和未來的預期大宗商品價格、我們的預期資本和運營成本、我們的總體風險狀況，包括槓桿、規模和規模，以及對當時適用的任何信貸安排或其他債務工具所包含的對衝水平的任何要求或限制。
我們使用估值技術，利用市場報價和定價分析來確定我們的石油和天然氣銷售和天然氣購買衍生品的公允價值。投入包括公開可獲得的價格和從第三方收集的數據彙編產生的遠期價格曲線。我們通過了解所使用的估值輸入、從其他定價來源獲取市場價值、分析某些情況下的定價數據並確認這些工具在活躍的市場交易來驗證由第三方提供的數據。截至2022年12月31日，我們對衝頭寸的公允價值約為800萬美元的淨負債。石油和天然氣指數價格比2022年12月31日的價格高出10%，將導致淨負債約1.26億美元；相反，石油和天然氣指數價格比2022年12月31日的價格低10%，將導致淨資產約1700萬美元。有關衍生工具活動的其他資料，請參閲本年度報告第二部分第8項合併財務報表附註內的附註4衍生工具。
與我們的衍生工具合約相關的實際確認收益或虧損完全取決於衍生工具合約規定的特定結算日相關商品的價格。此外，我們不能保證我們的交易對手能夠根據我們的衍生品合同履行義務。如果交易對手未能履行義務，衍生品安排被終止，我們的現金流可能會受到負面影響。
信用風險
我們的信用風險主要與貿易和其他應收賬款及衍生金融工具有關。對每個客户的信用風險敞口進行監測，以確定未償還餘額和當前活動。對於作為我們套期保值計劃的一部分簽訂的衍生工具，如果交易對手無法履行其結算承諾，我們將受到交易對手信用風險的影響。我們通過選擇我們認為財務實力雄厚的客户積極管理這一信用風險，並繼續監測他們的財務健康狀況。我們會定期檢討信貸風險的集中度，以確保客户的信貸風險充分分散。
截至2022年12月31日，我們有6家大宗商品衍生品交易對手，截至2021年12月31日，我們有5家。我們沒有從我們的任何交易對手那裏收到抵押品。我們通過限制我們對任何單一交易對手的敞口，將我們衍生品工具的信用風險降至最低。此外，除某些有限的例外情況外，2021年RBL貸款機制
防止我們達成有擔保的(與我們的貸款人及其附屬公司除外)、有追加保證金要求的對衝安排，否則要求我們提供抵押品，或與沒有標準普爾或穆迪A或A2信用評級或更高評級的非貸款人交易對手進行對衝。根據我們的標準慣例，我們的大宗商品衍生品必須根據管理此類衍生品的協議進行交易對手淨額結算，因此，由於交易對手不履行義務而造成的損失風險有所減輕。綜合考慮這些因素，我們認為，截至2022年12月31日，與我們業務相關的信用損失敞口並不重大，與信用風險相關的損失並不是所有報告期間的重大損失。
利率風險
我們的2021年RBL貸款機制對未償還餘額實行浮動利率。截至2022年12月31日，我們在2021年RBL貸款和2022年ABL貸款下沒有借款，因此我們沒有利率風險敞口。2026年債券的利率是固定的，因此我們不會在這些工具上承擔利率風險。有關未償債務利率的額外資料，請參閲本年度報告第II部分第8項綜合財務報表附註中的附註3“債務”。
項目8.財務報表和補充數據
財務報表和補充數據索引
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| 頁面 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 112 |
截至2022年12月31日和2021年12月31日的合併資產負債表 | 113 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的綜合業務報表 | 114 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度股東權益綜合報表 | 115 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日的合併現金流量表 | 116 |
合併財務報表附註 | 117 |
| |
補充石油和天然氣數據(未經審計) | 150 |
獨立註冊會計師事務所報告
致股東和董事會
貝瑞公司(Berry Corporation)：
對合並財務報表的幾點看法
我們審計了所附貝瑞公司(Bry)及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的綜合資產負債表，截至2022年12月31日的三年期間各年度的相關綜合經營報表、股東權益和現金流量，以及相關附註(統稱為綜合財務報表)。我們認為，綜合財務報表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的財務狀況，以及截至2022年12月31日的三年期間每年的經營結果和現金流量，符合美國公認會計原則。
意見基礎
這些合併財務報表由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的審計對這些合併財務報表發表意見。我們是一家在美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得關於合併財務報表是否沒有重大錯報的合理保證，無論是由於錯誤還是舞弊。本公司並無被要求對其財務報告的內部控制進行審計，我們也沒有受聘進行審計。作為我們審計的一部分，我們被要求瞭解財務報告的內部控制，但不是為了對公司財務報告內部控制的有效性發表意見。因此，我們不表達這樣的意見。
我們的審計包括執行評估合併財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查關於合併財務報表中的金額和披露的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價合併財務報表的整體列報。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
/s/畢馬威律師事務所
自2013年以來，我們一直擔任本公司的審計師。
德克薩斯州達拉斯
2023年2月27日
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併資產負債表
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| (單位為千，不包括份額) |
資產 | | | |
| 流動資產： | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
應收賬款，扣除壞賬準備淨額#美元866在2022年12月31日和2021年12月31日 | 101,713 | | | 86,269 | |
| 衍生工具 | 36,367 | | | — | |
| | | |
| | | |
| 其他流動資產 | 33,725 | | | 45,946 | |
| 流動資產總額 | 218,055 | | | 147,498 | |
| 非流動資產： | | | |
| 石油和天然氣性質 | 1,725,864 | | | 1,537,894 | |
| 累計損耗和攤銷 | (465,889) | | | (340,328) | |
| 石油和天然氣的總性質，淨額 | 1,259,975 | | | 1,197,566 | |
| 其他財產和設備 | 155,619 | | | 140,710 | |
| 累計折舊 | (55,781) | | | (36,927) | |
| 其他財產和設備合計，淨額 | 99,838 | | | 103,783 | |
| 遞延所得税 | 42,844 | | | — | |
| | | |
| 衍生工具 | 76 | | | 1,070 | |
| | | |
| 其他非流動資產 | 10,242 | | | 6,562 | |
| 總資產 | $ | 1,631,030 | | | $ | 1,456,479 | |
負債和權益 | | | |
| 流動負債： | | | |
| 應付賬款和應計費用 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
| 衍生工具 | 31,106 | | | 29,625 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 流動負債總額 | 234,207 | | | 187,149 | |
| 非流動負債： | | | |
| 長期債務 | 395,735 | | | 394,566 | |
| 衍生工具 | 13,642 | | | 18,577 | |
| | | |
| 遞延所得税 | — | | | 1,831 | |
| | | |
| 資產報廢債務 | 158,491 | | | 143,926 | |
| 其他非流動負債 | 28,470 | | | 17,782 | |
承付款和或有事項--附註5 | | | |
| 股東權益： | | | |
| | | |
普通股($0.001票面價值；750,000,000授權股份；86,350,771和85,590,417已發行股份；及75,767,503和80,007,149已發行股份，分別為2022年12月31日和2021年12月31日) | 86 | | | 86 | |
| 額外實收資本 | 821,443 | | | 912,471 | |
庫存股，按成本計算(10,583,268股票於2022年12月31日及5,583,2682021年12月31日的股票) | (103,739) | | | (52,436) | |
| 留存收益(累計虧損) | 82,695 | | | (167,473) | |
| 股東權益總額 | 800,485 | | | 692,648 | |
| 總負債和股東權益 | $ | 1,631,030 | | | $ | 1,456,479 | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併業務報表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| (以千為單位，每股除外) |
收入和其他： | | | | | | | |
石油、天然氣和天然氣液體銷售 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 378,663 | | | |
| 服務收入 | 181,400 | | | 35,840 | | | — | | | |
| | | | | | | |
售電 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | | | |
(虧損)石油和天然氣銷售衍生品收益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 117,781 | | | |
營銷收入 | 289 | | | 3,921 | | | 1,426 | | | |
其他收入 | 479 | | | 477 | | | 150 | | | |
總收入和其他 | 918,341 | | | 544,950 | | | 523,833 | | | |
費用和其他： | | | | | | | |
租賃運營費用 | 302,321 | | | 236,048 | | | 186,348 | | | |
| 服務成本 | 142,819 | | | 28,339 | | | — | | | |
發電費 | 21,839 | | | 23,148 | | | 16,608 | | | |
交通費 | 4,564 | | | 6,897 | | | 6,938 | | | |
營銷費用 | 299 | | | 3,811 | | | 1,380 | | | |
一般和行政費用 | 96,439 | | | 73,106 | | | 77,696 | | | |
折舊、損耗和攤銷 | 156,847 | | | 144,495 | | | 139,180 | | | |
石油和天然氣性質的減值 | — | | | — | | | 289,085 | | | |
所得税以外的税項 | 39,495 | | | 46,500 | | | 35,572 | | | |
(收益)天然氣購買衍生品的虧損 | (88,795) | | | (38,577) | | | 1,035 | | | |
其他運營費用 | 3,722 | | | 3,101 | | | 5,781 | | | |
總費用和其他 | 679,550 | | | 526,868 | | | 759,623 | | | |
其他(費用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (30,917) | | | (31,964) | | | (34,295) | | | |
其他，淨額 | (142) | | | (247) | | | (28) | | | |
其他(費用)收入合計 | (31,059) | | | (32,211) | | | (34,323) | | | |
| | | | | | | |
所得税前收入(虧損) | 207,732 | | | (14,129) | | | (270,113) | | | |
所得税(福利)費用 | (42,436) | | | 1,413 | | | (7,218) | | | |
淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
每股淨收益(虧損)： | | | | | | | |
基本信息 | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | | | |
稀釋 | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | | | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併股東權益報表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 普通股 | | 額外實收資本 | | 庫存股 | | 留存收益(累計虧損) | | 總股本 | |
| | | (單位：千) | |
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| | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | $ | 85 | | | $ | 901,830 | | | $ | (49,995) | | | $ | 120,528 | | | $ | 972,448 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
為支付股權獎勵的税款而扣留的股票 | | | — | | | (1,039) | | | — | | | — | | | (1,039) | | |
基於股票的薪酬 | | | — | | | 15,086 | | | — | | | — | | | 15,086 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通股宣佈的股息，$0.12/共享 | | | — | | | — | | | — | | | (9,564) | | | (9,564) | | |
淨虧損 | | | — | | | — | | | — | | | (262,895) | | | (262,895) | | |
| 2020年12月31日 | | | 85 | | | 915,877 | | | (49,995) | | | (151,931) | | | 714,036 | | |
為支付股權獎勵的税款而扣留的股票 | | | — | | | (1,543) | | | — | | | — | | | (1,543) | | |
基於股票的薪酬 | | | — | | | 14,434 | | | — | | | — | | | 14,434 | | |
普通股發行 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | |
購買庫存股 | | | — | | | — | | | (2,441) | | | — | | | (2,441) | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通股宣佈的股息，$0.20/共享 | | | — | | | (16,297) | | | — | | | — | | | (16,297) | | |
淨虧損 | | | — | | | — | | | — | | | (15,542) | | | (15,542) | | |
| 2021年12月31日 | | | 86 | | | 912,471 | | | (52,436) | | | (167,473) | | | 692,648 | | |
為支付股權獎勵的税款而扣留的股票 | | | — | | | (4,136) | | | — | | | — | | | (4,136) | | |
基於股票的薪酬 | | | — | | | 17,762 | | | — | | | — | | | 17,762 | | |
| | | | | | | | | | | | |
購買庫存股 | | | — | | | — | | | (51,303) | | | — | | | (51,303) | | |
普通股宣佈的股息，$1.34/共享 | | | — | | | (104,654) | | | — | | | — | | | (104,654) | | |
淨收入 | | | — | | | — | | | — | | | 250,168 | | | 250,168 | | |
| 2022年12月31日 | | | $ | 86 | | | $ | 821,443 | | | $ | (103,739) | | | $ | 82,695 | | | $ | 800,485 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併現金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
經營活動的現金流： | | | | | |
淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額： | | | | | |
折舊、損耗和攤銷 | 156,847 | | | 144,495 | | | 139,180 | |
債務發行成本攤銷 | 2,590 | | | 4,430 | | | 5,351 | |
石油和天然氣性質的減值 | — | | | — | | | 289,085 | |
基於股票的薪酬費用 | 16,973 | | | 13,783 | | | 14,630 | |
遞延所得税 | (45,566) | | | 819 | | | (8,045) | |
增加壞賬準備(減少) | — | | | (1,349) | | | 1,112 | |
其他運營費用 | 160 | | | (487) | | | 5,083 | |
| | | | | |
衍生品交易： | | | | | |
合計虧損(收益) | 48,314 | | | 117,822 | | | (116,746) | |
衍生品的現金結算 | (88,023) | | | (91,634) | | | 142,292 | |
| | | | | |
資產和負債變動情況： | | | | | |
應收賬款(增加)減少 | (15,409) | | | (15,614) | | | 18,767 | |
其他資產減少(增加) | 6,725 | | | (24,824) | | | (2) | |
增加(減少)應付帳款和應計費用 | 36,100 | | | 4,045 | | | (14,172) | |
其他負債減少 | (7,938) | | | (13,456) | | | (17,111) | |
經營活動提供的淨現金 | 360,941 | | | 122,488 | | | 196,529 | |
| | | | | |
投資活動產生的現金流： | | | | | |
資本支出： | | | | | |
資本支出 | (152,921) | | | (132,719) | | | (76,480) | |
資本支出應計項目的變動 | 14,286 | | | 482 | | | (11,336) | |
| 收購，扣除收到的現金 | (25,917) | | | (50,568) | | | — | |
購置物業和設備及其他 | — | | | (876) | | | (5,981) | |
| 從資產剝離收到的收益 | — | | | 14,025 | | | — | |
出售財產、設備和其他財產的收益 | — | | | 869 | | | 177 | |
用於投資活動的現金淨額 | (164,552) | | | (168,787) | | | (93,620) | |
| | | | | |
融資活動的現金流： | | | | | |
| | | | | |
RBL信貸安排下的借款 | 247,000 | | | 119,000 | | | 228,900 | |
| 償還RBL信貸安排 | (247,000) | | | (119,000) | | | (230,750) | |
| 2022年ABL信貸安排下的借款 | 2,000 | | | — | | | — | |
| 償還2022年ABL信貸安排 | (2,000) | | | — | | | — | |
普通股支付的股息 | (109,455) | | | (11,486) | | | (19,463) | |
購買庫存股 | (51,303) | | | (2,440) | | | — | |
因支付股權獎勵和其他税收而被扣留的股票 | (4,136) | | | (1,543) | | | (1,039) | |
| | | | | |
發債成本 | (528) | | | (3,506) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
用於融資活動的現金淨額 | (165,422) | | | (18,975) | | | (22,352) | |
現金及現金等價物淨增(減) | 30,967 | | | (65,274) | | | 80,557 | |
現金和現金等價物： | | | | | |
起頭 | 15,283 | | | 80,557 | | | — | |
收尾 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | | | $ | 80,557 | |
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財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註
注1-列報依據和重大會計政策
“貝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，這是一家特拉華州的公司，是其三家特拉華州有限責任公司子公司的唯一成員：(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)和(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”)。根據上下文，“公司”、“我們”、“我們”或類似的詞語指的是Berry Corp.及其子公司Berry LLC，截至2021年10月1日，這還包括C&J Management和C&J。
業務性質
我們是美國西部一家獨立的上游能源公司，專注於加州聖華金盆地(100%石油)和猶他州尤塔盆地(石油和天然氣)的陸上、低地質風險、長期常規儲量，在加州擁有油井維護和廢棄能力。自2021年10月1日以來，我們一直在二業務部門：(I)勘探和生產(“勘探和生產”)和(Ii)油井服務和廢棄。
合併和報告原則
綜合財務報表乃根據美國公認會計原則(“GAAP”)編制，該原則要求管理層作出影響財務報表及附註所報金額的估計及假設。我們在合併時消除了所有重大的公司間交易和餘額。對於我們擁有直接工作利益的油氣勘探和開採合資企業，我們在財務報表的相關項目中按比例計入資產、負債、收入、費用和現金流的份額。
細分市場報告
該公司擁有二可報告的細分市場。可報告分部被定義為企業的組成部分，其獨立的財務信息由我們的首席運營決策者(“CODM”)定期評估，以決定如何分配資源和評估業績。
勘探和勘探部門包括開發和生產陸上、低地質風險、長期存在的常規石油和天然氣儲量，主要位於加利福尼亞州和猶他州。
油井維修和廢棄部門為加州的石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，重點是油井維修、油井廢棄服務和水物流。
預算的使用
根據公認會計原則編制隨附的合併財務報表要求公司管理層對未來事件作出知情的估計和假設。這些估計和基本假設影響報告的資產和負債額、或有資產和負債的披露以及報告的收入和費用。
對財務報表特別重要的估計包括對我們石油和天然氣儲量的估計；來自石油和天然氣資產的未來現金流；折舊、損耗和攤銷；資產報廢義務；商品衍生品的公允價值；基於股票的薪酬；收購資產和承擔的負債的公允價值；以及所得税。
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註(續)
現金等價物
我們將所有原始到期日在三個月或以下的高流動性短期投資視為現金等價物。
盤存
庫存包括在其他流動資產中。石油和天然氣庫存按成本或可變現淨值中的較低者進行估值。材料和用品按其加權平均成本計價，並定期審查是否陳舊。
石油和天然氣的性質
已證明的性質
我們按照成功努力法核算石油和天然氣的性質。根據這一方法，所有已探明財產的購置成本均按生產單位資本化，並在探明儲量的剩餘壽命內攤銷。已探明物業的所有開發成本均按已探明已開發儲量的剩餘壽命按生產單位予以資本化及攤銷。構成攤銷基礎一部分的報廢、出售或廢棄財產的成本扣除收益後計入或貸記累計折舊、損耗和攤銷，除非這樣做嚴重影響生產單位攤銷率，在這種情況下，損益在本期確認。處置其他財產的收益或損失在本期確認。對於收購的資產，我們以收購日的公允價值為資本化成本。我們支出維持物業運營狀況所需的維護和維修費用，以及發生的年度租賃租金。估計拆卸和放棄成本按其估計淨現值資本化，並在相關資產的剩餘壽命內攤銷。利息只在這些資產投入預期用途的期間資本化。資本化利息的金額約為#美元。1百萬，$2百萬美元和美元12022年、2021年和2020年分別為100萬。我們只對與符合條件的資本支出相關的成本份額相關的借入資金的利息進行資本化。資本化的探井成本金額為零所有期間的資本化間接費用數額約為#美元6百萬，$7百萬美元和美元62022年、2021年和2020年分別為100萬。
當事件或環境變化顯示賬面價值可能無法收回時，我們一般會逐個油田或在可識別現金流的最低水平評估我們已探明的石油及天然氣物業及其他物業及設備的減值。當預期未貼現的未來現金流低於賬面淨值時，我們將已探明財產的賬面價值折算為公允價值。我們使用與收益法一致的估值技術來計量已探明財產的公允價值，將未來現金流轉換為單一貼現金額。用於確定已探明物業公允價值的重要投入包括：(1)儲量；(2)未來運營和開發成本；(3)未來商品價格；(4)經風險調整的貼現率。這些投入需要我們的管理層在評估時做出重要的判斷和估計，這些判斷和估計可能會隨着時間的推移而發生重大變化。基礎商品價格包含在我們的估計現金流中，是以相關遠期曲線定價開始的過程的產物，該定價根據估計的位置和質量差異以及我們管理層認為將影響可變現價格的其他因素進行調整。公允價值是使用第3級公允價值計量的投入來估算的。
未經證明的屬性
我們的石油和天然氣資產的賬面價值的一部分可歸因於未經證實的資產。截至2022年12月31日和2021年12月31日，可歸因於未探明財產的資本化淨成本約為#美元。248百萬美元和美元292分別為100萬美元。未經證實的數額在被歸類為已探明財產並按生產單位攤銷之前，不計入折舊、損耗和攤銷。
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當事件或環境變化顯示賬面值可能無法收回時，我們會評估未探明石油及天然氣資產的減值。如勘探及開發工作不成功，或管理層因商品價格較低、開發及營運成本較高、監管環境不利變化、合約條件或其他因素而決定不進行該等物業的開發，則該等物業的資本化成本將會入賬。任何未探明物業的減記時間(如有需要)，取決於管理層的計劃、未來勘探及開發活動的性質、時間及範圍及其結果。
減損
在2022年和2021年，我們做到了不是不記錄已證實和未證實的財產的任何減值費用。
截至2020年3月31日，由於油價在2020年第一季度後期大幅下跌，我們對已探明和未經探明的石油和天然氣資產以及其他資產和設備進行了減值測試。我們記錄了一筆非現金税前資產減值費用#美元2892020年第一季度，在猶他州和加利福尼亞州某些地點已探明的物業以及其他物業和設備上的100萬歐元。我們根據會計指引和公允價值技術，利用期末遠期價格曲線評估我們已探明的物業，並評估我們認為在可預見的未來不會在當前環境下進行的項目。我們根據計劃和勘探開發努力確定不是減值是我們2020年未經證實的財產餘額所必需的。
其他財產和設備
其他財產和設備包括天然氣收集系統、管道、熱電聯產設施、建築物、油井維修和廢棄車輛和設備、軟件、數據處理和電信設備、辦公傢俱和設備以及其他固定資產。這些資產按成本記錄，使用基於預期使用年限的直線折舊方法，折舊範圍為15至39幾年來的建築和改善，20至30熱電聯產設施、天然氣廠和管道建設年限，1至10傢俱和設備的使用年限，1至10對於油井維修和報廢車輛和設備及其他設備，殘值被認為是適用的。當事件或環境變化顯示某項資產的賬面金額可能無法收回時，其他財產及設備資產便會被評估減值。
企業合併
本公司採用會計收購法記錄企業合併。根據收購會計方法，收購的可確認資產和承擔的負債按收購之日的公允價值入賬。購買價格超出估計公允價值(如有)的部分計入商譽。在完成更詳細的分析之前記錄的收購淨資產估計公允價值的變化，但不超過收購之日起一年，將相應調整收購價格分配金額。測算期調整反映在發生調整的期間。
我們使用收購會計方法對企業收購進行會計核算，這要求根據收購資產和負債的公允價值分配收購價格對價。我們使用公認的估值方法估計收購資產和負債的公允價值，在許多情況下，該等估計是基於我們對收購資產在其估計可用年限內預期產生的未來營運現金流的判斷。我們對被收購業務的公允價值的估計和判斷可能被證明是不準確的，使用不準確的公允價值估計可能導致收購收購價格對價不正確地分配到收購資產和負債，這可能導致資產減值、記錄以前未記錄的負債和其他財務報表調整。在經濟不確定時期，估計購置資產和負債的公允價值的難度增加。
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資產報廢義務
我們確認資產報廢債務(“ARO”)的公允價值是在確定存在拆除資產並在其使用年限結束時對該財產進行補救的法律義務，並且該債務的成本可以合理估計的期間內。負債金額基於未來退休成本估計，並納入了許多假設，如放棄時間、技術變化、未來通貨膨脹率和經風險調整的貼現率。當負債最初入賬時，我們通過增加相關財產、廠房和設備(“PP&E”)餘額來資本化成本。如果ARO的估計未來成本發生變化，我們將記錄ARO和PP&E的調整。隨着時間的推移，負債增加，資本化成本在資產的使用壽命內折舊。隨着時間的推移，增加費用也被確認，因為貼現的負債被增加到它們的預期結算值，幷包括在營業報表中的折舊、損耗和攤銷中。
下表彙總了我們ARO帳户中的活動，其中約有$158百萬美元和美元144截至2022年12月31日和2021年12月31日，分別有100萬美元計入長期負債，其餘流動部分計入應計負債：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
| (單位：千) |
期初餘額 | $ | 163,925 | | | $ | 160,192 | | | | | | |
| 已發生的負債，包括收購引起的負債 | 3,028 | | | 1,350 | | | | | | |
| 結算和付款 | (19,558) | | | (17,900) | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 吸積費用 | 10,848 | | | 10,936 | | | | | | |
| 因物業銷售而減少 | (1,210) | | | (22,199) | | | | | | |
| 修訂版本 | 21,458 | | | 31,546 | | | | | | |
| | | | | | | | |
期末餘額 | $ | 178,491 | | | $ | 163,925 | | | | | | |
收入確認
該公司的大部分收入來自勘探和發電業務，其中包括銷售原油、天然氣和天然氣，以及熱電廠的電力。剩餘收入來自油井維修和報廢業務。有關本公司收入確認政策的資料，請參閲附註12。
公允價值計量
我們已根據估值技術的投入，將按公允價值計量的資產和負債分類為三級：第一級--使用活躍市場對資產或負債的報價；第二級--使用資產或負債的報價以外的可見投入；以及第三級--使用不可觀察的投入。各級別之間的調動，如果有的話，在每個報告期結束時確認。我們主要採用市場法進行經常性公允價值計量，最大限度地利用可觀察到的投入，最大限度地減少使用不可觀察到的投入。當無法獲得可觀察到的投入時，我們通常使用收益法來計量公允價值。這種方法利用管理層對預計現金流的預期的判斷，並使用風險調整貼現率對這些現金流進行貼現。
我們資產負債表上唯一會受到經常性公允價值計量影響的項目是衍生品。我們使用估值技術，利用市場報價和定價分析來確定我們的石油和天然氣銷售和天然氣購買衍生品的公允價值。投入包括公開可獲得的價格和從第三方收集的數據彙編產生的遠期價格曲線。我們將這些衡量標準歸類為第二級。
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貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註(續)
當可以確定與被估值資產相似的可比交易時，我們使用資產的市場可觀察價格。當我們被要求計量公允價值，並且該資產或類似資產沒有一個市場可觀察到的價格時，收益法是基於管理層對未來淨現金流預期的最佳假設。如果我們確定PP&E的價值存在減值，則將其減記為公允價值。公允價值是根據管理層對未來的預期，使用貼現現金流模型在評估之日確定的。投入包括對未來產量的估計、基於截至估計日期的商品遠期價格曲線的價格、估計的未來運營和開發成本以及經風險調整的貼現率。然而，使用的假設反映了資產的最高和最佳使用以及市場參與者對長期價格、成本和其他因素的看法，並與我們的業務計劃和投資決策中使用的假設一致。我們將這些衡量標準歸類為第三級。
基於股票的薪酬
我們已發行長期授予的限制性股票單位(“RSU”)和基於業績的限制性股票單位(“PSU”)，其中包括(I)以業績期間的絕對股東總回報(“絕對TSR”)和相對股東總回報(“相對TSR”)(“TSR PSU”)為衡量市場目標的獎勵；以及(Ii)基於公司在業績期間的平均投資現金回報(“CROIC PSU”和“ROIC PSU”)的獎勵。CROIC PSU授予某些Berry員工，而ROIC PSU授予某些CJWS員工。基於股票的獎勵的公允價值在授予之日確定，不會重新計量。RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允價值是使用授予日期的股票價格確定的。TSR PSU的公允價值乃採用蒙特卡羅模擬分析方法釐定，以估計本公司的股東總回報排名，包括與同業集團在業績期間的比較。蒙特卡洛估值模型中使用的估值被認為是高度複雜和主觀的。RSU和PSU的補償費用，減去實際沒收，在必要的服務期間以直線方式確認，這是在獎勵各自的歸屬或履約期間確認的，範圍為一至三年.
其他或有損失
在正常業務過程中，我們涉及訴訟、索賠以及其他環境和法律程序和審計。當負債可能已經產生，且負債可以合理估計時，我們為這些事項計提準備金。此外，如果合理地可能會產生額外的重大虧損，我們將披露超過資產負債表上記錄的這些事項的金額的虧損風險(如果是重大的)。我們在持續的基礎上審查我們的或有損失。
或有損失是基於管理層對這些事項的可能結果作出的判斷，並視情況進行調整。管理層的判斷可能會根據新的信息、法律或法規的變化或解釋、管理層計劃或意圖的變化、對法律訴訟結果的意見或其他因素而發生變化。
電費分攤
我們擁有幾個熱電聯產設施。我們對熱電聯產設施的投資一直是為了明確降低我們在加州的重油業務的蒸汽成本，並確保對各自蒸汽發電的運營控制。熱電聯產，也被稱為熱電聯產，從渦輪機的排氣中提取能量，否則這些能量將被浪費，以產生蒸汽。這樣的熱電聯產操作也能產生電力。我們根據熱電聯產設施的轉換效率加上生產蒸汽的某些直接成本，將蒸汽和電力成本分配給租賃運營費用。我們還分配與我們出售給第三方的電力有關的部分電力生產成本，這部分成本在運營報表中的“發電費用”中報告。
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所得税
遞延税項資產和負債按資產和負債賬面金額與其計税基礎之間的差額可歸因於估計的未來税項影響確認。遞延税項資產在更有可能變現時予以確認。我們定期評估我們的遞延税項資產，並在我們認為部分或全部遞延税項資產更有可能無法變現的情況下，按估值撥備減少該等資產。我們確認不確定的税收狀況的税收利益，如果根據該狀況的技術價值，該狀況很可能會在審查後得以維持。與未確認的税收優惠相關的利息和罰金在所得税支出(福利)中確認。
每股收益
每股基本收益(虧損)的計算方法是淨收益(虧損)除以當期已發行普通股的加權平均股份。每股攤薄收益(虧損)的計算方法是將淨收益(虧損)除以普通股的加權平均流通股，其中包括潛在攤薄證券的影響。對於基本每股收益(“EPS”)，已發行普通股的加權平均數不包括與未歸屬限制性股票獎勵相關的已發行股票。對於稀釋每股收益，基本流通股通過增加潛在稀釋證券進行調整，除非它們的影響是反稀釋的。在提交的期間內，我們沒有任何參與證券。
我們使用參與證券所需的兩類方法來計算基本每股收益和稀釋每股收益。當普通股具有與普通股相同的不可沒收股息權時，普通股獎勵被視為參與證券。我們的股息權是可沒收的，不被視為參與證券。在兩級法下，分配給參與證券的未分配收益從普通股應佔淨收益中減去，以確定普通股股東應佔淨收益。在虧損期間，不對參與的證券進行分配，因為參與的證券不分擔損失。
業務和信貸集中度
我們將現金存放在銀行存款賬户中，有時可能會超過聯邦保險的金額。我們在這樣的賬户中沒有經歷過任何損失。我們相信，我們的現金不存在任何重大的信用風險。
我們向各種類型的客户銷售石油、天然氣和天然氣，包括管道、煉油廠和其他石油和天然氣公司，並向公用事業公司出售電力。我們還為石油和天然氣公司提供良好的維修和報廢服務。基於目前對石油、天然氣、NGL的需求，以及我們的油井維修和廢棄服務以及其他買家的可用性，我們相信，失去我們的任何一個主要買家不會對我們的財務狀況、經營業績或經營活動提供的淨現金產生重大不利影響。
在截至2022年12月31日的一年中，我們的三個最大客户代表大約33%, 16%，以及10佔我們銷售額的1%。在截至2021年12月31日的年度內，我們的四個最大客户代表30%, 16%, 14%，以及12佔我們銷售額的1%。在截至2020年12月31日的年度內，我們的三個最大客户代表大約44%, 20%，以及12佔我們銷售額的1%。所有這些客户都是我們E&P部門的客户。
截至2022年12月31日，來自三個客户的貿易應收賬款約為33%, 16%，以及13我們應收賬款的%。截至2021年12月31日，來自三個客户的貿易應收賬款約為28%, 13%，以及11我們應收賬款的%。
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最近採用的會計準則
2016年2月，FASB發佈了ASU 2016-02，租賃(主題842)要求承租人在資產負債表上確認所有租期超過12個月的租約產生的權利和義務的資產和負債，幷包括關於租約產生的現金流的金額、時間和不確定性的定性和定量披露。2018年1月，FASB發佈了ASU 2018-01，租賃(主題842)，這是 對租賃標準的更新，為土地地役權提供了一種可選的過渡方法，允許實體僅評估新的或修改後的土地地役權。2018年7月，FASB發佈了ASU 2018-11，租賃(主題842)它提供了可選的過渡救濟措施，允許在適用新規則時採取一種前瞻性的做法，不根據新規則的影響調整比較期間的財務信息，也不要求披露生效日期之前的期間。作為一家新興的成長型公司，我們選擇推遲採用這些規則，直到它們適用於非美國證券交易委員會發行人。在2020年第二季度，財務會計準則委員會將這一採用日期進一步推遲到2021年12月15日之後的財年，包括這些財年的過渡期。我們在2022年第一季度前瞻性地採用了這些規則。收養的影響是無關緊要的.
注2-石油和天然氣屬性及其他屬性和設備
石油和天然氣資本化成本
與石油、天然氣和天然氣生產活動有關的資本化總成本以及適用的累計損耗和攤銷列示如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
已證明的性質 | $ | 1,477,791 | | | $ | 1,246,380 | |
未證明的性質 | 248,073 | | | 291,514 | |
完全已證明性質和未證明性質 | 1,725,864 | | | 1,537,894 | |
減少累計損耗和攤銷 | (465,889) | | | (340,328) | |
已證明和未證明的全部性質，淨 | $ | 1,259,975 | | | $ | 1,197,566 | |
其他財產和設備
其他財產和設備包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
熱電聯產設施、天然氣廠和管道 | $ | 58,357 | | | $ | 54,237 | |
車輛和服務設備(1) | 65,195 | | | 55,521 | |
傢俱和設備 | 23,779 | | | 22,665 | |
土地 | 6,102 | | | 6,101 | |
| 建築物和租賃設施的改進 | 2,186 | | | 2,186 | |
其他財產和設備合計 | 155,619 | | | 140,710 | |
減去：累計折舊 | (55,781) | | | (36,927) | |
其他財產和設備合計，淨額 | $ | 99,838 | | | $ | 103,783 | |
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__________
(1)包括CJWS車輛和服務設備。
注3-債務
下表彙總了我們的未償債務：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 | | 利率 | | 成熟性 | | 安防 |
| (單位：千) | | | | | | |
| | | | | | | |
| 2021年RBL設施 | $ | — | | | $ | — | | | 浮動利率9.5% (2022) and 5.3% (2021) | | 2025年8月26日 | | 抵押貸款日期90已探明油氣儲量現值的百分比和對某些其他資產的留置權 |
| 2022年ABL設施 | — | | | 不適用 | | 浮動利率8.3% (2022) | | June 5, 2025 | | 個人財產資產，但除外賬户除外 |
| 2026年筆記 | 400,000 | | | 400,000 | | | 7.0% | | 2026年2月15日 | | 不安全 |
| | | | | | | | | |
| 長期債務-本金金額 | 400,000 | | | 400,000 | | | | | | | |
| 減去：債務發行成本 | (4,265) | | | (5,434) | | | | | | | |
| 長期債務，淨額 | $ | 395,735 | | | $ | 394,566 | | | | | | | |
遞延融資成本
我們產生了與發行債務相關的法律和銀行費用。截至2022年12月31日和2021年12月31日，資產負債表上“其他非流動資產”中報告的2021年RBL貸款和2022年ABL貸款(定義見下文)的債務發行成本約為#美元。4百萬美元和美元5百萬，分別扣除攤銷後的淨額。在2021年，我們花費了$3未攤銷債務發行費用為100萬美元，與修改2017年成果預算安排有關，還產生了約#美元4與發行2021年RBL貸款機制有關的法律和銀行費用為100萬美元。於2022年12月31日及2021年12月31日，於資產負債表“長期債務淨額”中列報的於2026年2月到期的無抵押票據(“2026年票據”)的債務發行成本(扣除攤銷後的淨額)約為$4百萬美元和美元5分別為100萬美元。
截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度，2021年RBL貸款、2022年ABL貸款、2017年RBL貸款和2026年票據的攤銷費用加起來約為$2百萬，$4百萬美元，以及$5分別為100萬美元。債務發行成本的攤銷在合併經營報表的“利息支出”中列示。
公允價值
我們的債務在資產負債表上按賬面價值入賬。2021年RBL貸款和2022年ABL貸款的賬面價值接近公允價值，因為利率是可變的，反映了市場利率。2026年發行的債券的公允價值約為$369百萬美元和美元400分別為2022年12月31日和2021年12月31日。
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2021年RBL設施
2021年8月26日，Berry Corp作為擔保人，Berry LLC作為借款人，簽訂了一項信貸協議，規定了一筆高達#美元的循環貸款。500承付款100萬美元，但須有一個儲備借款基數(經“第一修正案”、“第二修正案”和“第三修正案”修訂，其定義如下：“2021年RBL貸款機制”)。我們最初的借款基數是#美元。200百萬美元。2021年RBL貸款機制為簽發總金額不超過#美元的信用證提供了信用證次級貸款機制。20百萬美元。信用證的簽發減少了2021年RBL貸款機制下以美元對美元為基礎的循環貸款的借款可得性。除非根據2021年RBL融資條款提前終止，否則2021年RBL融資將於2025年8月26日到期。借款基數重新確定通常在每年5月和11月生效，儘管借款人和貸款人可能在預定的重新確定之間各進行一次臨時重新確定。2021年12月，我們完成了第一次預定的每半年一次的借款基數重新確定工作，並簽訂了《信貸協議第一修正案》(以下簡稱《第一修正案》)，使借款基數再次確定為#美元。200以及在計算最低及最高對衝要求時不包括空頭認沽或類似衍生工具的對衝契諾的變動。
2022年5月，作為擔保人的Berry Corp.和作為借款人的Berry LLC簽訂了《信貸協議第二修正案》和《有限同意及豁免》(《第二修正案》)，據此，除其他事項外，2021年RBL融資機制下的必要貸款人(I)同意某些股息和分派，以及Berry LLC在C&J和/或C&J Management進行的某些投資，如其中進一步描述的，(Ii)免除其中所述時間段的某些最低對衝要求，(Iii)放棄任何違約、(V)修訂最低對衝契約，在2022年10月1日之前，不要求對2025年1月1日及之後的任何日曆月進行對衝，如第二修正案所述。2022年5月，我們還完成了每半年一次的借款基數重新確定工作，並簽訂了《信貸協議第三修正案》(下稱《第三修正案》)，其中包括：(1)將借款基數從200百萬至美元250百萬美元；(2)將選定的承諾額總額(如2021年成果預算機制所界定)確定為#美元200(3)將所有未償還的歐洲美元貸款(每筆貸款的定義見《2021年銀行同業拆借貸款安排》)轉換為初始利率為一個月的定期基準貸款，並以一個、三個月或六個月的有擔保隔夜融資利率取代調整後的倫敦銀行同業拆借利率，以實現從倫敦銀行間同業拆借利率向有擔保隔夜融資利率的過渡。0.1%(以下限為0.5%).
2022年12月，我們完成了預定的半年一次的借款基數重新確定，結果是重新確定的借款基數為#美元。250百萬美元和美元200百萬當選承諾額。
如因重新釐定借款基數而導致循環貸款的未償還本金餘額及2021年儲税券貸款機制下所有信用證的面值總額在任何時間超過借款基數，我們有以下選擇30採取以下任何一項行動的天數，無論是單獨還是合併：一次性支付補救不足，提交儲備工程報告和抵押貸款，涵蓋某些貸款人認為足以增加借款基數和彌補不足的額外石油和天然氣資產，或開始支付等額的月度本金，以在下一個月內彌補不足六個月句號。如對借款基數作出某些調整，而不是因重新釐定而作出調整，本行須一次過支付一筆款項，金額相等於循環貸款的未償還本金餘額及2021年RBL貸款機制下所有信用證的面值總額超出借款基數的數額。此外，2021年RBL貸款機制規定，如果有任何未償還借款且合併現金餘額超過#美元。20在每個日曆周結束時，這些超額金額將用於提前償還信貸協議項下的借款。否則，任何未償還的本金都將在到期時到期。
循環貸款項下的未償還借款計息，利率等於：(一)習慣基本利率加適用保證金，範圍為2.0%至3.0年利率；及(Ii)慣常基準利率加
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適用保證金範圍為3.0%至4.0在每一種情況下，取決於借款基數利用率的水平。此外，我們必須向貸款人支付季度承諾費0.52021年預算外融資機制下借款可用金額的平均每日未使用金額的%。我們有權在事先通知的情況下隨時提前償還2021年RBL貸款機制下的任何借款，而不會受到提前還款處罰。
2021年RBL貸款機制要求我們在每個季度末的綜合基礎上保持：(I)槓桿率不超過3.0至1.0及(Ii)不少於1.0設置為1.0。截至2022年12月31日，我們的槓桿率和流動比率為1.2至1.0和1.7分別設置為1.0。此外，2021年RBL貸款機制目前規定，在我們發生無擔保債務的程度上，包括未來籌集的任何金額，借款基數將減少相當於25該等無擔保債務金額的%。截至2022年12月31日，我們遵守了2021年RBL融資機制下的所有財務契約。
2021年RBL貸款機制包含通常和慣例的違約事件以及類似性質的信貸安排的補救辦法。2021年RBL融資機制還在以下方面對借款人及其受限子公司施加限制：額外債務、留置權、股息和向股東支付的其他款項、我們普通股的回購或贖回、借款人優先票據的贖回、投資、收購、合併、資產處置、與關聯公司的交易、對衝交易和其他事項。
從2022年8月26日起及之後，2021年RBL貸款機制允許我們回購某些債務，只要在給予此類回購形式上的效力之前和之後，不存在違約或違約事件，可獲得性等於或大於20借款基數的%，我們的形式槓桿率小於或等於2.0設置為1.0。2021年RBL貸款機制還允許我們進行限制性付款，只要在給予這種分配形式上的效力之前和之後，不存在違約或違約事件，可用性超過75借款基數的%，我們的形式槓桿率小於或等於1.5設置為1.0。此外，我們可以支付不超過總額的其他限制付款100分配前最近結束的財政季度自由現金流的百分比(根據2021年RBL機制的定義)，只要除2021年RBL機制中描述的其他條件和限制外，在給予此類分配形式上的效果之前和之後，不存在違約或違約事件，可用性大於20借款基數的%，我們的形式槓桿率小於或等於2.0 to 1.0.
我們可以回購股權或向我們的股權持有人進行其他分配，金額相當於(I)100回購或分配之前最近結束的財政季度的自由現金流的百分比(根據2021年RBL融資機制的定義)減去(Ii)某些投資額，只要除2021年RBL融資機制中描述的其他條件和限制外，可用性等於或大於20所選承諾或借款基數的%，以有效者為準，且我們的形式槓桿率小於或等於2.0 to 1.0.
Berry LLC是2021年RBL貸款的借款人，Berry Corp.是擔保人。除某些例外情況外，Berry Corp.未來的每一家子公司都必須為我們在2021年RBL貸款機制以及某些對衝交易和銀行服務安排(“擔保義務”)下其他擔保人的義務和義務提供擔保。2021年RBL貸款機制下的貸款人至少持有抵押貸款90我們已探明的石油和天然氣儲量現值的%。Berry LLC和擔保人的義務也以我們幾乎所有個人財產的留置權為擔保，但習慣性例外情況除外。
截至2022年12月31日，我們擁有不是未償還借款，美元7百萬美元的未償信用證，約合美元1932021年RBL貸款機制下可用借款能力的百萬美元。
2022年ABL設施
2022年8月9日，C&J和C&J Management是構成油井維修和廢棄部分的兩個實體，作為借款人，它們與三縣銀行作為貸款人簽訂了一項信貸協議，規定在滿足借款前的習慣條件的情況下，提供循環貸款安排，金額最高為(X)美元15和(Y)借款基數(“2022年ABL貸款”)。這個
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“借款基數”的數額等於80合資格應收賬款到期餘額的%，受制於三縣銀行可根據其合理酌情權執行的準備金。2022年ABL貸款機制下未償還循環貸款本金的利息按年利率等於1.25比《華爾街日報》最優惠利率高出1%。“華爾街日報最優惠利率”是以年利率為基礎的浮動利率，作為其“最優惠利率”不時在“華爾街日報”的“貨幣利率”部分公佈和/或公佈。每當《華爾街日報》優惠利率發生變化時，該利率將被重新確定。從2022年9月30日開始，每季度到期拖欠利息，此後將繼續到期並在每個日曆季度的最後一天支付拖欠利息。2025年6月5日，2022年ABL貸款機制下循環貸款的全部未付本金餘額及其所有未付利息將到期並支付。2022年ABL融資機制為簽發總金額不超過#美元的信用證提供了信用證分融資機制。7.5百萬美元。
2022年ABL融資機制要求CJWS遵守以下財務契約：(I)在綜合基礎上保持總負債與有形淨值的比率不大於1.5(2)將2022年ABL貸款機制下未清償循環預付款的數額減少到不超過90(A)最高循環預付款或(B)借款基數中較小者的%，截至三縣銀行每個會計季度最後一天的營業結束；和(3)維持不低於#美元的税前淨收入1.00從每個財政年度結束之日起。截至2022年12月31日，CJWS的總負債與有形淨值的比率為0.2 to 1.0, 不是未清償預付款，2022財年結束時的淨收入為#美元15百萬美元。
2022年的ABL貸款包含了通常和慣例的違約事件，以及類似性質的信貸安排的補救措施。2022年ABL融資機制還對CJWS在額外債務、留置權、股息和其他分配、投資、收購、合併、資產處置和其他事項方面施加限制。CJWS在2022年ABL融資機制下的義務不是由Berry Corp.或Berry LLC擔保的，Berry Corp.和Berry LLC沒有也沒有要求為此類義務提供任何信貸支持。截至2022年12月31日，CJWS遵守了2022年ABL融資機制下的所有財務契約。
截至2022年12月31日，CJWS擁有不是借款和美元2百萬未付信用證，金額為1美元132022年ABL貸款機制下可用借款能力的百萬美元。
2017年RBL設施
2017年7月31日，我們達成了一項信貸協議，提供了一筆最高可達5美元的循環貸款。1.5承諾額為10億美元，但須有儲備借款基數(“2017年RBL貸款機制”)。2021年8月26日，我們取消了2017年RBL貸款協議，該協議的借款基數為200百萬美元，而且有不是註銷時未償還的借款。
高級無擔保票據
2018年2月，Berry LLC完成了1美元的非公開發行400本金總額為百萬元7.0%2026年2月到期的優先無抵押票據(“2026年票據”)，為吾等帶來淨收益約$391扣除費用和初始購買者折扣後的100萬美元。
2026年債券是Berry LLC的優先無擔保債務，與我們所有其他優先債務和任何次級債務具有同等的償債權利。2026年債券由Berry Corp.在優先無擔保的基礎上提供全面和無條件的擔保，並將由我們未來的某些子公司提供擔保；C&J Management和C&J不是擔保人。2026年票據及相關擔保實際上從屬於我們所有的有擔保債務(包括我們2021年RBL貸款機制下的所有借款和其他債務)，在擔保該等債務的抵押品價值範圍內，在結構上從屬於不為2026年債券提供擔保的任何子公司的所有現有和未來債務及其他負債(包括貿易應付款項)，包括C&J Management和C&J在2022年ABL貸款機制下的義務。
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Berry LLC可以隨時選擇贖回全部或部分2026年債券。如果我們經歷了某些類型的控制變化，2026年債券的持有人可能有權要求我們以1012026年發行的債券本金的%，另加應計及未付利息(如有的話)
管理2026年紙幣的契約包含限制性契約，這些契約可能會限制我們的能力，其中包括：
•產生或擔保額外債務或發行某些類型的優先股；
•支付股本股利或贖回、回購或註銷股本或次級債務；
•轉讓、出售或處置資產；
•進行投資；
•創造一定的留置權來保護債務；
•簽訂協議，限制我們受限制的子公司向我們支付股息或其他款項；
•合併、合併或轉讓我們的全部或幾乎所有資產；以及
•與附屬公司進行交易。
管理2026年票據的契約包含常規違約事件，其中包括(A)不付款；(B)不遵守公約(在某些情況下，受寬限期限制)；(C)重大債務項下的付款違約或加速事件；以及(D)涉及我們或我們的某些子公司的破產或資不抵債事件。截至2022年12月31日，我們遵守了所有公約。
債務回購計劃
2020年2月，我們的董事會通過了一項計劃，75100萬美元用於機會性回購我們的2026年債券。任何購買的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況的評估、對未完成協議的遵守情況和其他因素來確定，可以在沒有通知的情況下隨時開始或暫停，並且沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買2026年債券。我們還沒有根據這一計劃回購任何票據。
注4-衍生品
我們利用衍生品，如掉期、看跌期權、看跌期權和套圈來對衝我們預測的石油和天然氣產量以及天然氣購買的一部分，以減少石油和天然氣價格波動的風險，這解決了我們的市場風險。除了滿足我們2021年RBL設施的石油對衝要求外，我們的目標是覆蓋我們的運營費用和大部分固定費用，其中包括維持產量水平所需的資本，以及適用的利息和固定股息，其中石油和天然氣銷售對衝的期限最長為三年出去。此外，我們的目標是將我們在蒸汽業務中使用的大部分天然氣採購的價格固定在最高三年。我們還簽訂了猶他州天然氣運輸合同，以幫助減少價格波動敞口，但這些合同不符合套期保值的要求。我們還不時簽訂協議，購買我們運營所需的一部分天然氣，我們沒有將這些天然氣按公允價值記錄為衍生品，因為它們符合正常購買和正常銷售排除的資格。在本報告所述期間，我們沒有此類交易。
對於固定價格的石油和天然氣銷售掉期，我們是賣方，因此我們分別為高於每桶和每Mmbtu的指示加權平均價格支付結算款項，並分別收到低於每桶和每Mmbtu的指示加權平均價格的結算付款。
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對於我們的多頭看跌期權價差，除了任何遞延的溢價支付外，我們將收到低於多頭看跌期權的指定最高價格的結算付款，每桶收到的最大付款等於多頭看跌期權的指定價格與空頭看跌期權的指示價格之間的差額。對於高於多頭看跌期權最高指示價格的價格，將不會支付或收到任何付款。空頭賣權價差抵消了多頭賣權價差。
生產者領口用於銷售我們生產的石油，是買入看跌期權和賣出看漲期權的組合。我們將收到低於看跌期權每桶顯示加權平均價格的結算付款，並將為高於顯示的看漲期權加權平均價格的價格支付結算付款。在賣權和看漲期權的顯示加權平均價格之間的價格將不會支付或收到任何付款。
消費者項圈用於購買燃料氣，是買入看漲期權和賣出看跌期權的組合。我們將收到高於看漲期權指示加權平均價格的結算付款，並將支付低於看跌期權指示加權平均價格的結算付款。在賣權和看漲期權的顯示加權平均價格之間的價格將不會支付或收到任何付款。
對於天然氣基礎掉期，如果NWPL和Henry Hub之間的差價低於我們合同的指示加權平均價格，我們將支付和解款項，如果NWPL和Henry Hub之間的差價高於指示的加權平均價格，我們將收到和解款項。
對於我們的一些期權，我們在建立頭寸時支付或收到了溢價，而對於其他期權，溢價的支付或接收將推遲到結算時。截至2022年12月31日，我們的應付遞延保費淨額約為$5100萬美元，這反映在按市值計價的估值中，將支付到2024年12月31日。
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財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註(續)
截至2022年12月31日，我們有以下原油生產和天然氣購買對衝。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2023 | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | FY 2024 | | FY 2025 | | |
| 布倫特原油產量 | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 1,385,278 | | | 1,387,750 | | | 1,211,717 | | | 1,196,000 | | | 3,392,048 | | | — | | | |
| 加權平均價格(美元/桶) | $ | 77.15 | | | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.12 | | | $ | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 放置跨頁 | | | | | | | | | | | | | |
長美元50/$40看漲套期保值成交量(BBLS) | 630,000 | | | 637,000 | | | 644,000 | | | 644,000 | | | 1,647,000 | | | — | | | |
短美元50/$40看漲套期保值成交量(BBLS) | 90,000 | | | 91,000 | | | 92,000 | | | 92,000 | | | 366,000 | | | — | | | |
| 製片人領口 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 360,000 | | | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,212,500 | | | |
| 加權平均價格(美元/桶) | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$105.00 | | $58.35/$91.45 | | |
| Henry Hub-天然氣採購 | | | | | | | | | | | | | |
| 消費者衣領 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 2,110,000 | | | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加權平均價格(美元/Mmbtu) | $4.00/$2.75 | | $4.00/$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| NWPL-天然氣採購 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 7,320,000 | | | 6,080,000 | | | |
| 加權平均價格(美元/Mmbtu) | $ | 6.40 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.27 | | | |
| 氣基差分 | | | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH基差互換 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 1,820,000 | | | 1,840,000 | | | 1,840,000 | | | — | | | — | | | |
| 加權平均價格(美元/Mmbtu) | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | |
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除上表外，2023年1月，我們終止了以下基差互換(NWPL/HH)：4,900,000MMBtu(20,000MMBtu/d)，$1.12從2023年3月至2023年10月，以及610,000MMBtu(10,000MMBtu/d)，$1.12從2023年11月到2023年12月。
2023年1月，我們還增加了以下生產商項圈(布倫特)：3,627Bbl(117Bbl/d)，為$60.00/$88.502025年1月，270,000Bbl(3,000Bbl/d)，為$60.00/$88.352025年1月至2025年3月，以及472,500Bbl(5,250Bbl/d)，為$60.00/$82.212026年1月至2026年3月，這是對上表的補充。這些生產商的衣領(布倫特原油)是無現金的。
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合併財務報表附註(續)
我們的商品衍生品按公允價值計量，採用行業標準模型，各種投入包括公開可得的基礎商品價格和遠期曲線，所有商品衍生品均被歸類為所述期間所需公允價值等級中的第二級。這些大宗商品衍生品需要接受交易對手的淨額結算。下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日我們的未償還衍生品的公允價值(毛值和淨值)。下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日我們的未償還衍生品的公允價值(毛值和淨值)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 資產負債表分類 | | 確認的總金額為
公允價值 | | 總金額抵銷
在資產負債表中 | | 公允淨值
在
資產負債表 |
| (單位：千) |
資產： | | | | | | | |
商品合同 | 流動資產 | | $ | 66,974 | | | $ | (30,607) | | | $ | 36,367 | |
商品合同 | 非流動資產 | | 39,886 | | | (39,810) | | | 76 | |
負債： | | | | | | | |
商品合同 | 流動負債 | | (61,713) | | | 30,607 | | | (31,106) | |
商品合同 | 非流動負債 | | (53,452) | | | 39,810 | | | (13,642) | |
總衍生品 | | | $ | (8,305) | | | $ | — | | | $ | (8,305) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| 資產負債表分類 | | 確認的總金額為
公允價值 | | 總金額抵銷
在資產負債表中 | | 公允淨值
在
資產負債表 |
| (單位：千) |
資產： | | | | | | | |
商品合同 | 流動資產 | | $ | 5,360 | | | $ | (5,360) | | | $ | — | |
商品合同 | 非流動資產 | | 29,828 | | | (28,758) | | | 1,070 | |
負債： | | | | | | | |
商品合同 | 流動負債 | | (34,985) | | | 5,360 | | | (29,625) | |
商品合同 | 非流動負債 | | (47,335) | | | 28,758 | | | (18,577) | |
總衍生品 | | | $ | (47,132) | | | $ | — | | | $ | (47,132) | |
通過使用衍生品工具在經濟上對衝大宗商品價格變化的風險敞口，我們將自己暴露在信用風險之下。信用風險是指交易對手未能按照衍生品合同的條款履行義務。當衍生品合同的公允價值為正時，交易對手欠我們的，這就產生了信用風險。我們不從我們的交易對手那裏獲得抵押品。
我們通過限制對任何單一交易對手的敞口，將衍生品工具的信用風險降至最低。此外，我們的2021年RBL工具阻止我們達成有擔保的對衝安排，除非我們的貸款人及其附屬公司有追加保證金的要求，否則要求我們提供抵押品或與沒有標準普爾或穆迪A或A2信用評級或更高評級的非貸款人交易對手。根據我們的標準慣例，我們的大宗商品衍生品必須根據管理此類衍生品的協議進行交易對手淨額結算，這在一定程度上減輕了交易對手的不履行風險。
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合併財務報表附註(續)
(虧損)衍生品收益
現將業務報表所列衍生工具的損益彙總如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
(虧損)石油和天然氣銷售衍生品收益 | $ | (137,109) | | | $ | (156,399) | | | $ | 117,781 | |
| 天然氣購買衍生產品的收益(虧損) | 88,795 | | | 38,577 | | | (1,035) | |
| | | | | |
衍生品收益合計(虧損) | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | | | $ | 116,746 | |
截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，我們支付的現金結算淨額約為$88百萬美元和美元92分別為100萬美元。截至2020年12月31日止年度，我們收到現金結算淨額約$142百萬美元。
注5-承付款和或有事項
在正常業務過程中，我們或我們的子公司是未決或威脅的法律程序、意外事件和承諾的對象或一方，這些法律程序、意外事件和承諾涉及各種事項，要求或可能尋求(其中包括)對據稱的人身傷害、違約、財產損壞或其他損失、懲罰性賠償、罰款和處罰、補救費用、或禁令或聲明救濟的賠償。
對於目前未決的訴訟、索賠和法律程序，如果很可能已經產生了責任，並且可以合理地估計該責任，我們就應計該責任。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我們沒有記錄任何準備金餘額。我們還評估了這些事件可能導致的合理損失的數額。我們相信，我們的資產負債表上可能發生的超過應計項目的合理虧損對我們的綜合財務狀況或經營業績不會產生重大影響。
我們，或我們的子公司，或兩者，已就各方未來可能因他們與我們達成的交易而招致的特定責任向這些各方進行賠償。截至2022年12月31日，我們不知道有物質賠償要求懸而未決或受到威脅。
證券訴訟事項
2020年11月20日，Luis Torres以個人名義並代表一個可能的團體向美國德克薩斯州北區地區法院提起證券集體訴訟(“Torres訴訟”)，起訴Berry Corp.及其若干現任和前任董事和高級管理人員(統稱為“被告”)。起訴書代表所有購買或以其他方式收購(I)根據公司2018年IPO和/或可追溯到公司2018年IPO的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“類別期間”)期間購買或以其他方式收購的普通股的推定類別的人，聲稱違反了1933年證券法第11和第15條以及交易法第10(B)和第20(A)條。特別是，起訴書稱，被告在班級期間和首次公開募股的發售材料中，就公司的業務、運營效率和穩定性以及合規政策做出了虛假和誤導性的陳述，人為地抬高了公司的股價，導致班級成員在2020年11月3日發佈其2020年第三季度財務業績後普通股價值下降時受到傷害。
2021年11月1日，法院指定的聯合首席原告提交了一份修訂後的起訴書，代表同一推定類別根據1933年證券法第11和15條以及交易所法案第10(B)和20(A)條提出索賠，其中指控公司和個別被告在2018年7月26日至2020年11月3日期間就公司的許可和許可程序做出了虛假和誤導性的陳述。修改後的申訴沒有量化所稱的損失，但尋求追回所有損害賠償
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貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註(續)
由於這些被指控的證券違規行為以及律師費和費用，被推定的類別所承受的費用。被告於2022年1月24日提交了駁回動議，2022年9月13日，法院發佈了駁回該動議的命令。這起案件現在正在發現中。
我們對這些説法提出異議，並打算積極為此事辯護。鑑於訴訟的不確定性、案件的早期階段，以及除其他事項外，等級認證和勝訴所必須滿足的法律標準，我們無法合理估計這一行動可能造成的損失或損失範圍。
2022年10月20日，美國德克薩斯州北區地區法院提起股東派生訴訟，據稱股東喬治·阿薩德代表本公司利用上述證券集體訴訟提起訴訟，該訴訟目前正在同一法院待決。衍生品起訴書將某些現任和前任高管和董事列為被告，並普遍指控他們違反了受託責任，導致或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為。衍生品起訴書還指控針對所有被告的不當得利索賠，以及根據《交易法》第10(B)和21D條提出的分擔和賠償索賠。2023年1月27日，法院批准了當事人的共同約定請求，即暫停衍生品訴訟，等待相關證券集體訴訟的解決。本公司及個別被告認為股東衍生訴訟中的申索並無根據，並擬就該等申索作出有力抗辯，但無法就結果作出保證。目前，我們無法估計與此事有關的可能性或責任金額(如果有)。
2023年1月20日，第二起股東派生訴訟，這一次是在特拉華州美國地區法院，據稱是假定股東Molly Karp代表公司提起的，再次利用了上文提到的證券集體訴訟。這項投訴與第一宗衍生工具投訴類似，是針對本公司若干現任及前任高級人員及董事提出的，指被告違反受託責任、協助及教唆及供款申索，而被告被指已導致或未能阻止證券集體訴訟中所指的證券違法行為。此外，起訴書根據《交易法》第14(A)條提出索賠，聲稱Berry的2022年委託書是虛假和誤導性的，因為它暗示公司的內部控制充分，董事會充分監督公司面臨的重大風險，而根據衍生原告的説法，情況並非如此。被告認為股東派生訴訟中的索賠沒有根據，並打算對其進行強有力的辯護，但結果無法得到保證。目前，我們無法估計與此事有關的可能性或責任金額(如果有)。
其他承諾
在我們的正常業務過程中，我們作出了某些堅定的承諾，以確保我們的生產和第三方天然氣運往市場以及加工，無論是否使用了合同產能，都需要每月支付最低費用。截至2022年12月31日，不可取消購買債務(不包括石油和天然氣以及其他礦產租賃、水電費、税金和保險費)的未來最低付款淨額如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 此後 | 總計 |
| (單位：千) |
加工和運輸合同(1) | $ | 11,343 | | $ | 9,553 | | $ | 8,234 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 43,521 | | $ | 88,816 | |
鑽探承諾(2) | 8,400 | | 8,700 | | — | | — | | — | | — | | 17,100 | |
| 總計 | $ | 19,743 | | $ | 18,253 | | $ | 8,234 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 43,521 | | $ | 105,916 | |
__________
(1)數額包括根據長期協議將到期的付款，用於購買在正常業務過程中使用的貨物和服務，以確保天然氣通過管道運輸到市場和市場之間，以及天然氣的收集和加工。
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(2)金額包括在加利福尼亞州的鑽探承諾，為此我們需要鑽探57估計費用和最低承諾額為#美元的油井17.1到2024年6月將達到100萬。2022年11月，鑽探承諾被修訂為要求28在2023年10月之前鑽探的油井中，最低承付款為#美元8.4百萬美元。
注6-股東權益
現金股利
我們的董事會批准了季度固定現金股息，總額為$0.242022年每股，以及#美元的可變現金股息1.10每股，這是基於2022年的結果，總計為$1.34每股。2023年2月，我們的董事會批准了固定現金股息#0.06每股，以及可變現金股息#美元0.44基於2022年第四季度業績的每股收益。
在截至2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日的一年中，我們支付了大約109百萬，$11百萬美元和美元19分別為我們普通股的現金股息。
公司預計未來將繼續按季度派發現金股息。然而，未來股息的支付和數額仍由董事會酌情決定，並將取決於公司未來的收益、財務狀況、資本要求和其他因素。
普通股
2022年3月1日，我們的董事會批准了2022年綜合激勵計劃(簡稱2022年綜合激勵計劃)，隨後於2022年5月25日由股東批准。該計劃授權發佈2,300,000普通股。可發行的最大剩餘股數為1,573,402截至2022年12月31日，這是我們普通股的剩餘可供發行的股票總數，在計算了在歸屬未償還的RSU和PSU獎勵時將發行的證券數量，並將PSU計入最高支付水平後。在最大派息時保留的股份，如果沒有最大限度地授予，則可用於未來的授予。
2018年6月27日，我司董事會通過了經修訂重述的《2017年度綜合激勵計劃》(以下簡稱《2017年度綜合激勵計劃》)。本計劃構成對計劃(“先前計劃”)的修訂和重述，該計劃在緊接“重新制定的獎勵計劃”通過之前有效。先前計劃是對最初於2017年6月15日通過的計劃(“2017年綜合計劃”)的修正和重述。重訂激勵計劃規定，董事會或其委員會可不時酌情授予股票期權、股票增值權(“特別行政區”)、限制性股票、限制性股票單位、股票獎勵、股息等價物、其他股票獎勵、現金獎勵和替代獎勵。根據重訂激勵計劃的獎勵，可發行的普通股的最高數量為10,000,000包括根據先前計劃或2017年計劃授予的獎勵而發行的普通股數量。
投票權。普通股每股有權獲得一就普通股持有人有權投票的每一事項進行投票。普通股持有者沒有累積投票權。
股息權。普通股持有人將有權從我們的董事會(“董事會”)不時宣佈的合法資金中獲得股息(如果有的話)。
清算權。在公司清算、解散或清盤時，我們普通股的持有者將有權按比例分享公司的資產，這些資產在償還公司的債務和其他債務後可以合法地分配給我們普通股的持有者。
優先購買權和轉換權。普通股持有者沒有優先認購權、轉換權或其他認購權。
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註冊權協議
2018年6月28日，Berry Corp.與我們普通股和優先股的某些持有人就我們的首次公開募股(IPO)訂立了經修訂和重述的註冊權協議(“註冊權協議”)。
根據《註冊權協議》，貝瑞公司於2018年12月10日向美國證券交易委員會提交了貨架登記聲明，並於2018年12月13日宣佈生效。貨架登記聲明登記了所有已被指定持有人及時指定納入的可登記證券的延遲或連續轉售(定義見《登記權協議》)。一般而言，“可登記證券”包括(I)貝瑞公司就首次公開招股向註冊權協議一方的股東發行的普通股及優先股，及(Ii)參與者於上述供股中購買的優先股及(Iii)優先股可轉換為的普通股，惟“可登記證券”不包括根據有效註冊聲明或證券法第144條出售的證券。當不再有任何未償還的可註冊證券時，註冊權協議將終止。
未償還股份
截至2022年12月31日，有75,767,503已發行普通股的股份。最多可增加一名8,110,302截至2022年12月31日，根據公司2022年綜合激勵計劃，未歸屬限制性股票單位和業績限制性股票單位(假設最大限度地實現業績目標)可以發行股票。
回購計劃
在截至2022年12月31日的年度，我們回購了5百萬股，價格約為$51百萬美元。截至2022年12月31日，公司已累計回購10,528,704股票回購計劃下的股票，價格約為$104總計一百萬美元。正如此前披露的那樣，公司在2022年初實施了股東回報模式，為此，公司打算將調整後的自由現金流的一部分用於機會性股票回購。
2022年4月，我們的董事會批准將102百萬美元的股份回購授權，使公司剩餘的股份回購授權達到$150百萬美元。截至2022年12月31日，公司剩餘的總股份回購權限為$98在2022年第二季度、第三季度和第四季度進行回購後，這一數字為100萬美元。2023年2月，董事會批准增加1美元102百萬美元用於公司的股票回購授權，使公司剩餘的股份授權達到$200百萬美元。董事會的授權允許本公司根據市場狀況和其他因素，不時在公開市場和私下協商的交易中購買普通股，最高可達董事會批准的總金額。董事會的授權沒有到期日。
我們回購了大約$22021年將達到百萬股，無 in 2020.
回購可不時在公開市場、私下協商的交易或本公司全權酌情決定的其他方式進行。任何購買的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況、股票價格、對未完成協議的遵守情況和其他因素的評估來確定，可以在任何時間開始或暫停，而不需要通知，並且公司沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買股票。任何回購的股份將反映為庫存股，任何收購的股份將可用於一般公司用途。
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基於股票的薪酬
本公司授予的限制性股票單位(“RSU”)完全是基於時間的獎勵和以業績為基礎的限制性股票單位(“PSU”)，包括(I)以業績期間的絕對股東總回報(“絕對TSR”)和相對股東總回報(“相對TSR”)(“TSR PSU”)為衡量市場目標的獎勵，以及(Ii)基於公司在業績期間的平均投資資本現金回報(“CROIC PSU”)的獎勵。視乎在三年制履約期間，授予接受者在該期間結束時實際收到的股份數量可能在0%至2502022年和2021年批准的TSR PSU的百分比，0%至2002020年批准的TSR PSU的百分比，0%至200在2022年和2021年發放的CROIC PSU的百分比，以及0%至2002022年批出的ROIC PSU的百分比。在2021年之前沒有授予CROIC PSU，在2022年之前沒有授予ROIC PSU。
RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允價值是使用授予日期的股票價格確定的。TSR PSU的公允價值乃採用蒙特卡羅模擬分析方法釐定，以估計本公司的股東總回報排名，包括與同業集團在業績期間的比較。本公司普通股在授予之日的預期波動率是根據本公司和選定的指導上市公司的平均波動率估算的。股息收益率假設是基於當時的年化宣佈股息。無風險利率假設是基於觀察到的利率，與三年制績效考核期。
2022年2月授予的PSU在2022年第一季度被計入責任獎勵，但由於股東在2022年5月批准了2022年綜合計劃，在2022年第二季度被轉換為股權獎勵。
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，基於股票的薪酬支出約為$18百萬，$14百萬美元，以及$15分別為100萬美元。截至2022年12月31日的年度，所得税優惠為$2百萬美元。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度內，基於股票的薪酬所得税優惠並不是實質性的。
下表彙總了截至2022年12月31日的年度內，根據重新制定的獎勵計劃發放的與RSU有關的活動。RSU可以按比例分配給三年。截至2022年12月31日，與RSU相關的未確認賠償成本約為#美元。10百萬美元，將在加權平均期間確認，加權平均期約為兩年.
| | | | | | | | | | | |
| 股份數量 | | 加權平均授予日期公允價值 |
| (千股) |
| 截至2021年12月31日未歸屬 | 2,580 | | | $ | 5.67 | |
| 授與 | 1,317 | | | $ | 8.92 | |
| 既得 | (1,145) | | | $ | 6.36 | |
| 被沒收 | (233) | | | $ | 6.97 | |
| 截至2022年12月31日未歸屬 | 2,519 | | | $ | 6.94 | |
下表彙總了在截至2022年12月31日的年度內，根據修訂的獎勵計劃發放的與PSU有關的活動。截至2022年12月31日，與PSU相關的未確認補償成本約為#美元。8百萬美元，將在加權平均期間確認，加權平均期約為兩年.
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| | | | | | | | | | | |
| 股份數量 | | 加權平均授予日期公允價值 |
| (千股) |
| 截至2021年12月31日未歸屬 | 2,085 | | | $ | 11.00 | |
| 授與 | 611 | | | $ | 12.03 | |
| 既得 | (36) | | | $ | 12.75 | |
| 被沒收 | (59) | | | $ | 12.51 | |
| 截至2022年12月31日未歸屬 | 2,601 | | | $ | 11.18 | |
注7-確定繳費計劃
我們根據《國税法》第401(K)條發起了一項固定供款退休計劃，以幫助所有全職員工為退休或其他未來的財務需求做好準備。員工有資格在受僱之日參加401(K)計劃。401(K)計劃規定的匹配繳費最高可達6在2020年6月之前，公司因新冠肺炎而暫停匹配。截至2021年1月，公司恢復了該計劃的相應繳款100第一個的百分比3參與者延期支付的薪酬的百分比。截至2021年7月，公司將該計劃的配套繳款增加到100第一個的百分比6參與者延期支付的薪酬的百分比。
我們花費了大約$6.2百萬，$1.6百萬美元，以及$1.0根據401(K)計劃的規定，截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度分別為100萬美元。
注8-所得税
我們的有效匯率從(10.0截至2021年12月31日的年度)%至(20.4截至2022年12月31日的年度，主要是由於確認了與2021年税期相關的2022年美國聯邦一般業務抵免，並釋放了估值免税額。這些抵免可用於抵消未來的聯邦所得税債務。我們的有效匯率從2.8截至2020年12月31日的年度百分比(10.0截至2021年12月31日的年度的百分比主要是由於不可扣除的股票薪酬、我們税收抵免結轉餘額的調整和估值津貼的變化。
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所得税支出(福利)由以下部分組成：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
當期税額： | | | | | |
聯邦制 | $ | 642 | | | $ | — | | | $ | — | |
狀態 | 1,597 | | | 581 | | | 828 | |
當期税額總額 | 2,239 | | | 581 | | | 828 | |
遞延税金： | | | | | |
聯邦制 | (44,053) | | | 832 | | | 2,653 | |
狀態 | (622) | | | — | | | (10,699) | |
遞延税金總額 | (44,675) | | | 832 | | | (8,046) | |
當期和遞延税額合計 | $ | (42,436) | | | $ | 1,413 | | | $ | (7,218) | |
聯邦法定税率與有效税率的對賬如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | |
聯邦法定利率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % | |
州，扣除聯邦税收優惠的淨額 | 6.2 | % | | 3.7 | % | | 6.3 | % | |
不可扣除的補償 | 1.8 | % | | (24.5) | % | | — | % | |
永久性差異的影響 | (0.3) | % | | (4.7) | % | | (0.6) | % | |
税收抵免-上一年 | (11.5) | % | | (29.5) | % | | 4.9 | % | |
税收抵免--本年度 | — | % | | 21.5 | % | | 1.1 | % | |
國家退回規定 | (0.3) | % | | (0.2) | % | | (1.1) | % | |
| | | | | | |
更改估值免税額 | (37.3) | % | | 2.7 | % | | (28.8) | % | |
實際税率 | (20.4) | % | | (10.0) | % | | 2.8 | % | |
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遞延税項資產和負債的重要組成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
遞延税項資產： | | | |
淨營業虧損結轉 | $ | 22,402 | | | $ | 40,846 | |
應計項目 | 10,728 | | | 11,731 | |
資產報廢債務 | 48,994 | | | 44,437 | |
衍生工具 | 2,280 | | | 12,776 | |
税收抵免 | 88,908 | | | 61,044 | |
| | | |
其他 | 2,882 | | | 3,551 | |
小計 | 176,194 | | | 174,385 | |
估值免税額 | — | | | (77,546) | |
遞延税項資產總額 | 176,194 | | | 96,839 | |
遞延税項負債： | | | |
在財產基礎上的賬面税項差異 | (133,350) | | | (98,670) | |
| | | |
遞延税項負債總額 | (133,350) | | | (98,670) | |
遞延税項淨資產(負債) | $ | 42,844 | | | $ | (1,831) | |
截至2022年12月31日，該公司約有107聯邦淨營業虧損(NOL)的百萬美元結轉和不是結轉國有淨營業虧損。聯邦淨營業虧損結轉沒有到期日。此外，截至2022年12月31日，本公司擁有美國聯邦一般營業税抵免結轉總額為$82百萬美元和州税收抵免8百萬(美元)7聯邦福利淨額)，如果不使用，將分別在2037年和2033年結束的納税年度後到期。
在記錄遞延所得税資產時，我們考慮部分或全部遞延所得税資產變現的可能性是否更大。遞延所得税資產的最終變現取決於在遞延所得税資產可扣除期間產生的適當性質的未來應納税所得額。我們考慮了遞延所得税負債的預定沖銷和這一確定的預計未來收入。截至2022年12月31日，由於本年度收入、已探明儲量的公允價值和相關的未來收入預測、基於公佈的市場報價的大宗商品價格預測以及現有聯邦和州臨時差異的逆轉，以及基於這些證據的優勢，我們確定有足夠的積極證據得出結論，我們的遞延税項資產更有可能變現。因此，我們在2022年充分釋放了估值免税額，從而獲得了#美元的所得税優惠。78百萬美元。我們之前在截至2021年12月31日的年度記錄了我們的遞延税項資產的估值準備金，金額為#美元。78百萬美元。
我們有不是2022年12月31日或2021年12月31日的重大不確定税收狀況。我們認為未確認的福利總額在未來12個月內不會大幅增加。
我們在美國和各個州的司法管轄區都要納税。我們目前沒有受到任何聯邦或州所得税當局的審計。根據各自的訴訟時效，2019年至2022年的聯邦納税年度和2018年至2022年的州納税年度通常仍可供審查。
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注9-資產負債表和現金流量表的補充披露
綜合資產負債表中報告的其他流動資產包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
預付費用 | $ | 12,330 | | | $ | 26,840 | |
| | | |
材料和用品 | 8,976 | | | 9,533 | |
| 預付存款 | 7,266 | | | 6,415 | |
石油庫存 | 4,036 | | | 2,933 | |
其他 | 1,117 | | | 225 | |
其他流動資產總額 | $ | 33,725 | | | $ | 45,946 | |
截至2022年12月31日的其他非流動資產約包括6經營性租賃使用權資產，扣除攤銷後為百萬美元4遞延融資成本，扣除攤銷後的百萬美元。截至2021年12月31日，其他非流動資產約包括5遞延融資成本，扣除攤銷後的百萬美元。
綜合資產負債表上的應付帳款和應計費用包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
應付帳款--貿易 | $ | 40,286 | | | $ | 17,699 | |
應計費用 | 85,360 | | | 62,962 | |
應付特許權使用費 | 38,264 | | | 24,816 | |
| | | |
| 温室氣體責任--當前部分 | — | | | 7,513 | |
所得税負債以外的其他税種 | 6,640 | | | 8,273 | |
應計利息 | 10,885 | | | 10,736 | |
應付股息 | — | | | 4,800 | |
資產報廢債務--本期部分 | 20,000 | | | 20,000 | |
經營租賃負債 | 1,666 | | | — | |
其他 | — | | | 725 | |
應付賬款和應計費用總額 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
截至2022年12月31日，其他非流動負債包括約#美元。232024年到期的百萬美元非流動温室氣體負債，以及5百萬美元的非流動經營租賃負債。在2021年12月31日，我們有$182024年到期的100萬非流動温室氣體責任。
關於作業説明書的補充資料
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，其他運營費用為4百萬，$3百萬美元，以及$6分別為百萬美元。截至2022年12月31日止年度，其他營運開支主要包括約2在我們2017年出現和重組之前產生的特許權使用費審計費用，約為2剝離Piceance物業造成的百萬美元損失。截至2021年12月31日止年度，其他營運開支主要包括開支$3與2017年RBL融資有關的未攤銷債務發行成本，約為#億美元3補充財產税評税、特許權使用費審計費用和坦克租賃費用100萬美元；2百萬美元的其他費用，如超額放棄費用和法律費用，部分
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偏移約$2出售物業所得百萬元及以上2百萬美元的收入來自員工留任積分。截至2020年12月31日止年度，其他營運開支包括3百萬美元的超額放棄成本，$2百萬美元的油罐儲存費，以及1百萬臺鑽機待命充電。
補充現金流信息
綜合現金流量表的補充披露如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
重大非現金經營活動的補充披露： | | | | | |
| 温室氣體責任--從當前責任到長期責任的重新分類 | $ | 8,000 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 温室氣體負債--從長期負債到流動負債的重新分類 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 33,376 | |
重大非現金投資活動的補充披露： | | | | | |
| 材料庫存轉移到石油和天然氣資產 | $ | 2,707 | | | $ | 3,424 | | | $ | 1,596 | |
補充披露現金付款(收據)： | | | | | |
利息，扣除資本化金額後的淨額 | $ | 29,792 | | | $ | 29,211 | | | $ | 29,962 | |
繳納所得税 | $ | 3,633 | | | $ | 699 | | | $ | 222 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
附註10-收購和資產剝離
2022
Piceance剝離
2022年1月，我們完成了剝離我們在科羅拉多州的所有天然氣資產，這些資產位於皮肯斯盆地。資產剝離結束時損失約為美元。2百萬美元。我們2021年從這些物業生產的產品是1.2Mboe/d。
收購羚羊溪
2022年2月，我們完成了對猶他州Antelope Creek地區石油和天然氣生產資產的收購，價格約為美元18百萬美元。這些資產與我們現有的Uinta資產相鄰，在我們收購之前生產了大約0.6Mboe/d。
購買各種石油和天然氣資產
在2022年期間，我們還收購了各種石油和天然氣資產，其中大部分是未經探明的資產，價值約為#美元。8總計一百萬美元。
2021
C&J Well Services收購
2021年10月1日，我們收購了加州最大的油井維修和報廢業務之一，該業務以CJWS的形式運營。買入價是$。53百萬美元，包括主要與以下方面有關的結賬調整
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營運資金，我們用手頭的現金提供資金512021年為100萬美元，22022年將達到100萬。CJWS的交易成本約為$3百萬美元。被收購的業務活動由C&J Well Services擁有和運營，C&J Well Services是Berry Corp.的全資子公司，成立的目的是收購這些業務並建立一家獨立的Well Services和放棄公司。
CJWS交易按收購會計法作為業務合併入賬。在確定所取得的資產和承擔的負債的公允價值時，管理層作出了重大估計、判斷和假設。所取得的資產和承擔的負債計入油井維修和報廢部分。
下文提供的未經審核備考資料已編制為使CJWS收購生效，猶如收購發生在所述期間的開始時一樣。未經審計的備考信息包括分配收購收購價格對摺舊和攤銷的影響，以及計入2021年期間收益的CJWS收購成本。未經審核的備考資料僅供參考，並基於公司認為適當的估計和假設。以下未經審核的備考資料並不一定代表過去收購CJWS時將會取得的業績，且不應被用作指示本公司在本報告所述期間開始時進行收購時將會取得的經營業績，以及我們的經營業績或未來業績。
| | | | | | | | | | | | |
| 形式上 | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2021 | | 2020 | |
| (未經審計) (單位：千) | |
| 收入 | $ | 664,549 | | | $ | 657,796 | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 740 | | | $ | (250,884) | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
Placerita資產剝離
2021年10月，我們的E&P部門完成了我們位於加利福尼亞州洛杉磯縣文圖拉盆地的Placerita field物業的出售，價格約為$14百萬美元。我們記錄了大約$的銷售收益。22021年將達到100萬。
2020
在2020年5月，我們收購了大約740北中途夕陽地塊的淨英畝價格約為$5百萬美元。我們花了$2成交時的百萬美元和剩餘的美元3在2020年第四季度，我們在這處房產進行了第一次生產，支付了100萬英鎊。該物業毗鄰並延伸了我們現有的生產區，我們已經確定了許多未來的鑽探地點。我們相信，在這一資產的其他高產儲集層中存在更多的機會。我們還收購了該油田現有的所有閒置油井，我們計劃在不久的將來根據價格和戰略決定其中一些油井恢復生產。根據我們的加州閒置油井管理計劃，我們將封堵和廢棄剩餘的閒置油井。我們記錄了一美元6該財產上現有油井的資產報廢債務負債為100萬美元。
我們還獲得了大約267這將允許我們繼續開發21z礦藏和租賃，而不需要獲得第三方地面費用所有者的書面批准，用於地面費用物業上或整個地面費用物業的基礎設施。收購價並不重要。
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注11-每股收益
我們計算每股基本收益(虧損)的方法是用淨收益(虧損)除以每期已發行普通股的加權平均數。根據合同協議滿足某些條件後可發行的普通股，被視為已發行普通股，計入每股淨收益(虧損)。
RSU和PSU不是參與性證券，因為紅利是可以沒收的。截至2022年12月31日的年度，4,069,000遞增的RSU和PSU份額包括在稀釋後的每股收益計算中。截至2021年12月和2020年12月的年度，不是遞增的RSU或PSU份額被計入稀釋每股收益的計算中，因為它們的影響在“如果轉換”方法下是反稀釋的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (除每股金額外，以千計) |
基本每股收益計算 | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
加權平均普通股流通股 | 78,517 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
每股基本收益(虧損) | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | |
稀釋每股收益計算 | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
加權平均普通股流通股 | 78,517 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
潛在攤薄證券的攤薄效應(1) | 4,069 | | | — | | | — | |
加權平均已發行普通股-稀釋 | 82,586 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
每股攤薄收益(虧損) | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | |
__________(1)我們排除了3.3百萬美元和0.1分別於截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度的經攤薄加權平均已發行普通股的合併RSU及PSU為百萬，因其影響為反攤薄.
附註12-收入確認
我們按照會計準則編纂(“ASC”)606“與客户簽訂合同所得收入”的規定，採用修改後的追溯法對收入進行會計處理。
在報告期末未履行的履約義務僅與我們尚未銷售的未來數量有關。因此，這些是完全未履行的履約義務，因為每個產品單位代表一個單獨的履約義務，以及轉讓構成單一履約義務一部分的獨特貨物的完全未履行的承諾。
我們的收入來自石油、天然氣和天然氣液體(“NGL”)的銷售，其餘收入來自電力銷售和營銷活動。自2021年10月1日起，我們完成了對油井維修和報廢業務CJWS的收購。CJWS的收入主要來自油井維修和報廢業務。
以下是對我們的主要活動的描述，我們從中獲得收入。當客户獲得對承諾的商品或服務的控制權時，收入就被確認，其金額反映了我們期望從這些商品或服務中獲得的對價。
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石油、天然氣和天然氣
當交付發生並將控制權移交給客户時，我們確認出售我們的石油、天然氣和NGL生產的收入。我們的石油和天然氣合同是短期的，通常不到一年，我們的NGL合同既有短期的，也有長期的。我們認為，一旦商品控制權轉移，我們的履約義務即告履行。我們的商品銷售合同是以市場價格或平均指數價格為索引的。一旦我們能夠充分估計對價(即，當市場價格已知或估計時)，我們將按預期收到的金額確認收入。我們與客户的合同通常要求在以下時間內付款30開具發票後的天數。
服務收入
我們在將服務交付給客户時確認油井維修和報廢業務的服務收入。當我們的客户在其網站上提供這些服務時，即可使用這些服務。當獲得所有適當的客户批准時，收入被確認為每天都完成了績效義務。我們沒有任何長期服務合同；我們也沒有預期在未來任何一年確認的與剩餘履約義務有關的收入，也沒有與未交付履約義務有關的可變對價合同。我們與客户的合同通常要求在以下時間內付款30-60開具發票後的天數。
售電
我們熱電聯產設施的電力輸出在我們的運營中沒有使用，根據市場定價出售給加州市場，其中包括容量支付。我們熱電聯產設施出售的部分根據市場定價，根據合同出售給加州公用事業公司。當我們與客户的合同條款下的義務得到履行時，收入就會隨着時間的推移而確認；通常，這發生在電力交付時。收入是指我們基於平均指數定價預期收到的對價金額，並在交付後一個月到期支付。容量支付是基於每千瓦時固定的年度金額，月費率根據季節性而變化，這與我們賺取容量支付的方式是一致的。運力付款按月結算。我們認為我們的履約義務將在電力交付時履行，或者在容量付款的情況下向客户提供合同金額的能源。我們在合併經營報表中將電力收入報告為電力銷售。
營銷收入
營銷收入主要包括我們與運輸和營銷第三方卷相關的活動。這些銷售是根據與上文討論的天然氣銷售相同的買家達成的協議進行的。我們認為，一旦商品控制權轉移，我們的履約義務即告履行。收入不包括在將這些卷的控制權移交給客户之前發生的成本，或者當我們擔任委託人時購買這些卷的成本。與第三方銷售和購買有關的收入和費用在合併經營報表中分別作為營銷收入和營銷費用列報。2022年1月，我們出售了科羅拉多州的Piceance業務，其中包括第三方營銷活動。從歷史上看，這些活動幾乎佔了我們所有的營銷收入。
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分類收入
由於採用了這一標準，我們現在被要求按分類披露以下關於與客户簽訂合同的收入的信息。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
| 石油銷售 | $ | 806,631 | | | $ | 587,613 | | | $ | 362,976 | |
| 天然氣銷售 | 29,515 | | | 32,679 | | | 14,041 | |
| 天然氣液體銷售 | 6,303 | | | 5,183 | | | 1,646 | |
| 服務收入 | 181,400 | | | 35,840 | | | — | |
| | | | | |
| 售電 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | |
| 營銷收入 | 289 | | | 3,921 | | | 1,426 | |
| 其他收入 | 479 | | | 477 | | | 150 | |
| 與客户簽訂合同的收入 | 1,055,450 | | | 701,349 | | | 406,052 | |
| (虧損)石油和天然氣銷售衍生品收益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 117,781 | |
| 總收入和其他 | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | | | $ | 523,833 | |
注13-細分市場信息
截至2021年10月1日，我們已在二業務部門：(I)勘探和維修以及(Ii)良好的服務和報廢。勘探和勘探部門主要從事主要位於加利福尼亞州和猶他州的陸上低地質風險、長效常規石油儲量的開發和生產。2021年10月1日，我們完成了對位於加利福尼亞州的上游油井維修和報廢業務的收購，成為美國公認會計準則下的一個可報告部門(油井維修和報廢)。在2021年10月1日之前，我們沒有超過一可報告分部，因此沒有列報上期分部信息。
油井維修和報廢部門偶爾會為我們的E&P部門提供服務，因此，我們記錄了公司間減少了#美元。3合併期間的收入和支出為百萬美元。2021年的公司間淘汰無關緊要。
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合併財務報表附註(續)
下表列出了有關本公司業務部門的獨立列報期間的精選財務信息，以及在合併基礎上得出本公司財務信息所需的合併和抵銷分錄。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 |
| (單位：千) |
收入(1) | $ | 874,190 | | | $ | 184,448 | | | $ | (3,188) | | | $ | 1,055,450 | |
| 所得税前淨收益(虧損) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (110,193) | | | $ | 207,732 | |
| 調整後的EBITDA | $ | 411,811 | | | $ | 26,113 | | | $ | (57,976) | | | $ | 379,948 | |
| 資本支出 | $ | 141,930 | | | $ | 8,455 | | | $ | 2,536 | | | $ | 152,921 | |
| 總資產 | $ | 1,563,251 | | | $ | 83,461 | | | $ | (15,682) | | | $ | 1,631,030 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 |
| (單位：千) |
收入(1) | $ | 665,509 | | | $ | 35,840 | | | $ | — | | | $ | 701,349 | |
| 所得税前淨收益(虧損) | $ | 82,826 | | | $ | 1 | | | $ | (96,956) | | | $ | (14,129) | |
| 調整後的EBITDA | $ | 251,146 | | | $ | 4,310 | | | $ | (43,310) | | | $ | 212,146 | |
| 資本支出 | $ | 129,479 | | | $ | 1,029 | | | $ | 2,211 | | | $ | 132,719 | |
| 總資產 | $ | 1,450,157 | | | $ | 81,093 | | | $ | (74,771) | | | $ | 1,456,479 | |
__________
(1)這些收入不包括對衝和解。
調整後的EBITDA是向首席運營決策者(CODM)報告的指標，目的是就向每個部門分配資源和評估業績做出決定。調整後的EBITDA按扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益、衍生產品收益或虧損扣除預定衍生產品結算所收到或支付的現金、減值、股票補償支出以及不尋常和不常見項目計算。
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貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註(續)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 |
| (單位：千) |
| 調整後的EBITDA對賬至淨收入(虧損)： | | | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (67,757) | | | $ | 250,168 | |
| 加(減)： | | | | | | | |
| 利息支出 | — | | | 23 | | | 30,894 | | | 30,917 | |
| 所得税優惠 | — | | | — | | | (42,436) | | | (42,436) | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 139,886 | | | 12,548 | | | 4,413 | | | 156,847 | |
| 衍生品損失 | 48,314 | | | — | | | — | | | 48,314 | |
| 為預定的衍生品結算支付的現金淨額 | (88,023) | | | — | | | — | | | (88,023) | |
| 其他營業費用(收入) | 3,827 | | | (1,690) | | | 1,585 | | | 3,722 | |
| 股票補償費用 | 1,361 | | | 287 | | | 15,325 | | | 16,973 | |
非經常性成本(1) | 3,268 | | | 198 | | | — | | | 3,466 | |
| 調整後的EBITDA | $ | 411,811 | | | $ | 26,113 | | | $ | (57,976) | | | $ | 379,948 | |
__________
(1)非經常性成本包括2022年第一季度與收購和剝離活動有關的法律和專業服務費用以及2022年第四季度的高管換屆成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 |
| (單位：千) |
| 調整後的EBITDA對賬至淨收入(虧損)： | | | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 82,825 | | | $ | 1 | | | $ | (98,368) | | | $ | (15,542) | |
| 加(減)： | | | | | | | |
| 利息支出 | — | | | — | | | 31,964 | | | 31,964 | |
| 所得税費用 | — | | | — | | | 1,413 | | | 1,413 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 136,915 | | | 2,974 | | | 4,606 | | | 144,495 | |
| 衍生品損失 | 117,822 | | | — | | | — | | | 117,822 | |
| 為預定的衍生品結算支付的現金淨額 | (87,625) | | | — | | | — | | | (87,625) | |
| 其他運營費用 | 109 | | | — | | | 2,992 | | | 3,101 | |
| 股票補償費用 | 1,100 | | | — | | | 12,683 | | | 13,783 | |
非經常性成本(1) | — | | | 1,335 | | | 1,400 | | | 2,735 | |
| 調整後的EBITDA | $ | 251,146 | | | $ | 4,310 | | | $ | (43,310) | | | $ | 212,146 | |
__________
(1)非經常性成本包括#年第四季度與收購和剝離活動有關的法律和專業服務費用
2021.
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合併財務報表附註(續)
附註14-租契
2022年第一季度，我們採用了ASC 842，採用了修改後的追溯方法，要求我們確定截至採用之日的租賃餘額。以前的期間繼續根據這些期間的現行會計準則進行報告。
本公司在合同開始時確定一項安排是否為租賃。如果一項安排是一項租賃，相關租賃付款的現值被記錄為負債，同等金額在公司的資產負債表上作為使用權資產資本化。使用權資產代表本公司在租賃期內使用標的資產的權利，而租賃負債代表本公司支付租賃所產生的租賃款項的義務。我們一般對寫字樓有長期運營租約。本公司於租賃開始日以本公司平均擔保借款利率釐定的估計遞增借款利率，用於計算現值。
初始租期為12個月或以下的租約不計入資產負債表，本公司按租賃期內的直線原則確認該等租約的租賃費用。
租賃費用的構成如下：
| | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的年度 | |
| | | (單位：千) | |
| 租賃費 | | | | |
| 經營租賃成本 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| 租賃淨成本合計 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
下表顯示了截至2022年12月31日與租賃相關的綜合資產負債表信息。
| | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日 | | 資產負債表分類 |
| (單位：千) | | |
| 租契 | | | |
| 資產 | | | |
| | | |
| 經營性租賃資產 | $ | 6,325 | | | 其他非流動資產 |
| | | |
| 總資產 | $ | 6,325 | | | |
| | | |
| 負債 | | | |
| 經營租賃負債 | $ | 1,666 | | | 應付賬款和應計費用 |
| 經營租賃非流動負債 | 5,213 | | | 其他非流動負債 |
| | | |
| 總負債 | $ | 6,879 | | | |
| | | |
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貝瑞公司(Berry Corporation)
合併財務報表附註(續)
| | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| 長期和貼現率 | | |
| 加權平均剩餘租期： | | |
| | |
| 經營租賃 | | 4.3年份 |
| 加權平均貼現率： | | |
| | |
| 經營租賃 | | 5 | % |
下表列出了截至2022年12月31日所有經營租賃協議要求的未來最低租賃付款時間表。
| | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| | 經營租約 | | |
| | (單位：千) |
| 2023 | | $ | 1,963 | | | |
| 2024 | | 1,650 | | | |
| 2025 | | 1,542 | | | |
| 2026 | | 1,549 | | | |
| 2027 | | 935 | | | |
| | | | |
| 租賃付款總額 | | 7,639 | | | |
| 扣除計入的利息 | | (760) | | | |
| 租賃債務總額 | | 6,879 | | | |
| 較少的流動債務 | | (1,666) | | | |
| 長期租賃義務 | | $ | 5,213 | | | |
與租賃有關的現金流量信息補充合併報表如下：
| | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日的年度 |
| | (單位：千) |
| 為計入租賃負債的金額支付的現金 | | |
| | |
| 來自經營租賃的經營現金流 | | $ | 2,128 | |
| | |
| | |
| 以經營租賃負債換取的淨收益資產 | | $ | 7,956 | |
| | |
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補充石油和天然氣數據
(未經審計)
以下內容應與我們的合併財務報表和合並財務報表附註一起閲讀。
石油和天然氣財產收購、勘探和開發活動產生的費用
石油和天然氣財產購置、勘探和開發所發生的費用，無論是資本化的還是計入費用的，列示如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
物業購置成本： | | | | | |
證明瞭(1) | $ | 28,144 | | | $ | 1,256 | | | $ | 11,597 | |
未經證實 | — | | | — | | | — | |
勘探成本 | — | | | — | | | — | |
開發成本(2) | 148,465 | | 153,821 | | 96,971 |
已發生的總成本 | $ | 176,609 | | | $ | 155,077 | | | $ | 108,568 | |
__________
(1)在截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的已探明物業收購成本中，包括與本公司油氣物業未來資產報廢債務估計數分別為220萬美元、40萬美元和570萬美元的非現金增加。
(2)在截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的開發成本中，包括與本公司石油和天然氣資產未來資產報廢債務的估計相關的非現金增加，分別為2230萬美元、3250萬美元和1020萬美元。
石油和天然氣資本化成本
與石油、天然氣和天然氣生產活動、支助設備和設施以及天然氣工廠和管道有關的資本化總成本以及適用的累計折舊、損耗和攤銷列示如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
| 已證明的性質 | $ | 1,545,056 | | | $ | 1,308,378 | |
| 未證明的性質 | 248,073 | | | 291,514 | |
| 完全已證明性質和未證明性質 | 1,793,129 | | | 1,599,892 | |
| 減少累計折舊、損耗和攤銷 | (500,578) | | | (356,509) | |
| 淨資本化成本 | $ | 1,292,551 | | | $ | 1,243,383 | |
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貝瑞公司(Berry Corporation)
補充石油和天然氣數據(續)
(未經審計)
石油和天然氣生產活動的成果
石油、天然氣和天然氣生產活動的經營結果(不包括公司間接費用、利息成本和重組項目，淨額)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
生產淨收入： | | | | | |
石油、天然氣和天然氣銷售 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 378,663 | |
售電 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | |
其他與生產有關的收入 | 601 | | | 4,245 | | | 1,431 | |
生產淨收入合計(1) | 873,883 | | | 665,356 | | | 405,907 | |
生產運營成本： | | | | | |
租賃運營費用 | 302,321 | | | 236,048 | | | 186,348 | |
發電費 | 21,839 | | | 23,148 | | | 16,608 | |
交通費 | 4,564 | | | 6,897 | | | 6,938 | |
與生產有關的一般和行政費用 | 962 | | | 1,338 | | | 1,766 | |
所得税以外的税項 | 39,145 | | | 46,278 | | | 34,987 | |
其他與生產有關的成本 | 299 | | | 3,811 | | | 1,380 | |
生產的總運營成本 | 369,130 | | | 317,520 | | | 248,027 | |
其他成本： | | | | | |
折舊、損耗和攤銷 | 141,022 | | | 137,991 | | | 135,361 | |
長期資產減值準備 | — | | | — | | | 289,085 | |
其他運營費用 | 734 | | | 2,353 | | | 5,673 | |
其他成本合計 | 141,756 | | | 140,344 | | | 430,119 | |
税前收益(虧損) | 362,997 | | | 207,492 | | | (272,239) | |
所得税支出(福利) | 74,295 | | | 57,117 | | | (83,467) | |
行動的結果 | $ | 288,702 | | | $ | 150,375 | | | $ | (188,772) | |
__________
(1)不包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度為衍生品和解支付的現金8800萬美元和9200萬美元，以及截至2020年12月31日的年度收到的現金1.42億美元。
所得税的計算就好像上述結果代表了一個獨立的納税申報實體，將當前的聯邦和州法定税率應用於扣除成本、扣除和扣除與石油和天然氣活動相關的税收抵免和扣除後的收入，這些收入反映在本期間的綜合所得税中。有關所得税的其他信息，請參閲附註8。
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
補充石油和天然氣數據(續)
(未經審計)
探明的石油、天然氣和天然氣儲量
該公司已探明的石油、天然氣和天然氣儲量以及相關的所得税前折現未來淨現金流是基於獨立工程公司DeGolyer和MacNaughton準備的估計。根據美國證券交易委員會規定，2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的探明儲量是使用這12個月期間的平均價格來估計的，該價格是每個月的月初價格的非加權平均，不包括基於未來情況的升級。以下是對該公司已探明石油、天然氣和NGL儲量估計數量的淨權益變化的分析，這些儲量都可歸因於位於美國的資產：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然氣
MMCF | | 總計
MBOE |
| 總探明儲量： | | | | | | | |
| 年初 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
| 擴展和發現 | 22,787 | | | 546 | | | 13,102 | | | 25,517 | |
| 對先前估計數的修訂 | (6,474) | | | 359 | | | 1,481 | | | (5,868) | |
| 就地購買礦物 | 5,300 | | | — | | | 10,706 | | | 7,084 | |
| 礦產銷售到位 | (61) | | | — | | | (24,861) | | | (4,205) | |
| 生產 | (8,776) | | | (144) | | | (3,724) | | | (9,541) | |
| 年終 | 98,577 | | | 2,020 | | | 59,158 | | | 110,456 | |
| 已探明的已開發儲量： | | | | | | | |
| 年初 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
| 年終 | 53,632 | | | 1,413 | | | 44,601 | | | 62,478 | |
| 已探明的未開發儲量： | | | | | | | |
| 年初 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
| 年終 | 44,945 | | | 607 | | | 14,557 | | | 47,978 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然氣
MMCF | | 總計
MBOE |
總探明儲量： | | | | | | | |
年初 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
| 擴展和發現 | 2,937 | | | 60 | | | 2,593 | | | 3,429 | |
| 對先前估計數的修訂 | 1,734 | | | 598 | | | 40,574 | | | 9,094 | |
| 就地購買礦物 | 48 | | | — | | | — | | | 48 | |
| 礦產銷售到位 | (24) | | | — | | | — | | | (24) | |
| 生產 | (8,829) | | | (141) | | | (6,312) | | | (10,022) | |
年終 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
已探明的已開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
年終 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
已探明的未開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
年終 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
補充石油和天然氣數據(續)
(未經審計)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然氣
MMCF | | 總計
MBOE |
總探明儲量： | | | | | | | |
年初 | 129,773 | | | 1,180 | | | 44,815 | | | 138,422 | |
| 擴展和發現 | 733 | | | — | | | — | | | 733 | |
| 對先前估計數的修訂 | (31,494) | | | (307) | | | (12,352) | | | (33,860) | |
| 就地購買礦物 | 104 | | | — | | | — | | | 104 | |
| 礦產銷售到位 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生產 | (9,181) | | | (131) | | | (6,864) | | | (10,456) | |
年終 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
已探明的已開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 74,102 | | | 1,054 | | | 39,063 | | | 81,667 | |
年終 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
已探明的未開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 55,670 | | | 127 | | | 5,752 | | | 56,756 | |
年終 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
以上表格包括以6 mcf/1桶的比率顯示的以boe表示的天然氣儲量估計量的變化。
截至2022年12月31日的年度，已探明儲量增加約13毫米波至約110毫米波。截至2022年12月31日的一年，包括對先前估計的6Mboe負全面修正。2022年，我們在加利福尼亞州經歷了7 mm boe的負修訂，這部分被落基山脈1 mm boe的正修訂所抵消。負面的其他修訂主要是由於我們在北中途-日落油田的熱硅藻土開發計劃發生了變化。由於大宗商品價格上漲，價格驅動的正向修正為2 mm boe。延伸和發現使已探明儲量增加了26Mboe。2022年1月，我們剝離了Piceance盆地的資產，並移走了科羅拉多州約4Mmboe的已探明儲量。2022年2月，我們收購了Antelope Creek，並在猶他州增加了7Mboe的已探明儲量。
截至2021年12月31日的年度，已探明儲量增加約2毫米波至約97毫米波。截至2021年12月31日的一年，包括對先前估計的積極全面修正的9 Mboe。由於大宗商品價格的上漲，價格驅動的正面修正為18 mm boe。2021年，我們在加利福尼亞州經歷了10 mm boe的負技術修訂，這部分被落基山脈1 mm boe的正技術修訂所抵消。負面的技術修訂主要是由於我們Hill Tulare物業的開發計劃發生了戰略性變化，改為更專注於加密鑽井，而不是擴大我們已探明的開發區域，以及對我們的熱硅藻土開發計劃進行了調整。擴建和發現使已探明儲量增加了3Mboe。
截至2020年12月31日止年度，已探明儲量減少約43毫米波至約95毫米波。截至2020年12月31日的一年，包括對先前估計的34 Mboe負修正。價格驅動的修正為31 mm boe，佔總修正的91%，這是由於2020年經歷的大宗商品價格大幅下降。性能修訂減少了3 mm boe，佔總修訂的9%。僅在我們加利福尼亞州的物業中進行的擴建和發現，使已探明儲量增加了1 Mboe。負面的業績修正，以及延伸和發現的小幅增長，是2020年開發資本投資非常有限的結果，這是新冠肺炎疫情造成的市場狀況所必需的，而歐佩克+在減產問題上的爭端加劇了這一情況。
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
補充石油和天然氣數據(續)
(未經審計)
未來淨現金流量貼現的標準化計量
現將有關已探明儲量的未來現金流量折現標準計量的資料摘要如下。未來現金流入是通過將與公司已探明儲量有關的適用價格應用於這些儲量的年終數量來計算的。未來生產、開發、場地恢復和廢棄成本是根據假設現有經濟狀況持續存在的當前成本計算得出的。有關所得税的其他信息，請參閲附註8。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位為千，不包括價格) |
未來現金流入 | $ | 9,501,374 | | | $ | 5,879,599 | | | $ | 3,657,907 | |
未來生產成本 | (3,909,452) | | | (2,589,043) | | | (2,091,021) | |
未來開發成本(1) | (1,068,890) | | | (808,295) | | | (830,028) | |
未來所得税費用(2) | (1,000,268) | | | (484,358) | | | (1,646) | |
未來淨現金流 | 3,522,764 | | | 1,997,903 | | | 735,212 | |
估計現金流量的時間，每年有10%的折扣 | (1,448,999) | | | (764,632) | | | (219,033) | |
未來淨現金流量貼現的標準化計量 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
代表性價格：(3) | | | | | |
布倫特原油(Bbl) | $ | 100.25 | | | $ | 69.47 | | | $ | 41.77 | |
Henry Hub天然氣公司(MMBTU) | $ | 6.40 | | | $ | 3.64 | | | $ | 2.03 | |
| | | | | |
__________
(1)未來開發成本包括場地恢復和廢棄成本。
(2)未來所得税支出以現行法定税率為基礎，並根據石油和天然氣資產的計税基礎以及適用的税收抵免、扣除和免税額進行調整。
(3)根據美國證券交易委員會的規定，儲備是使用12個月期間的平均價格來估計的，該價格是每個月的月初價格的非加權平均，不包括基於未來情況的升級。用於估計儲量的平均價格在儲量的有效期內保持不變。
目錄表
財務報表和補充數據索引
貝瑞公司(Berry Corporation)
補充石油和天然氣數據(續)
(未經審計)
下表彙總了未來現金流量貼現的標準化計量的變化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (單位：千) |
標準化措施--年初 | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | | | $ | 1,466,137 | |
與未來生產有關的銷售和轉讓價格以及生產成本的淨變化 | 830,294 | | | 1,140,342 | | | (1,135,565) | |
估計未來開發成本的變化 | 42,747 | | | 8,215 | | | 198,009 | |
期間生產的石油、天然氣和天然氣的銷售和轉讓 | (496,069) | | | (336,031) | | | (149,806) | |
擴展、發現和改進恢復帶來的淨變化 | 476,114 | | | 56,504 | | | 11,621 | |
就地購買礦物 | 139,637 | | | 830 | | | 1,668 | |
礦產銷售到位 | (14,684) | | | (5) | | | — | |
因修改數量估計數而產生的淨變化 | (182,173) | | | 217,921 | | | (329,680) | |
在此期間發生的先前估計的開發成本 | 30,358 | | | 48,488 | | | 2,762 | |
折扣的增加 | 151,334 | | | 52,015 | | | 180,673 | |
生產率和其他方面的變化 | 132,917 | | | (195,093) | | | (69,293) | |
所得税淨變動 | (269,981) | | | (276,094) | | | 339,653 | |
淨增加(減少) | 840,494 | | | 717,092 | | | (949,958) | |
標準化措施--年終 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
折現未來淨現金流量的標準化計量並不代表公司石油和天然氣資產的重置成本或公允價值。所提供的數據不應被視為代表現有探明儲量的預期現金流或現值，因為計算是基於大量估計和假設。隨着時間的推移，需要對生產和相關支出進行預測，需要進一步估計管道的可用性、需求率和政府控制。未來的實際價格和成本可能與計算報告數額時使用的當前價格和成本有很大不同。對報告數額的任何分析或評價都應具體認識到所採用的計算方法及其固有的侷限性。
下表彙總了平均銷售價格和生產成本：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
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加權平均已實現價格： | | | | | | | |
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不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | | | $ | 39.56 | | | |
天然氣(美元/mcf) | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | | | $ | 2.08 | | | |
NGL($/bbl) | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | | | $ | 12.57 | | | |
| | | | | | | |
生產成本(每桶)： | | | | | | | |
| 租賃運營費用 | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | $ | 17.86 | | | |
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項目9.會計和財務披露方面的變更和與會計師的分歧
沒有。
第9A項。控制和程序
信息披露控制和程序的評估
根據交易所法案第13a-15和15d-15規則，我們的首席執行官和副總裁總裁、首席財務官和首席會計官監督並參與了我們對截至2022年12月31日的披露控制和程序(如交易所法案第13a-15(E)和15d-15(E)規則所定義)的評估。我們的披露控制和程序旨在提供合理的保證，確保我們根據交易所法案提交的報告中要求披露的信息已經積累並傳達給我們的管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官，以便及時做出關於需要披露的決定，並在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內記錄、處理、彙總和報告。基於這一評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，截至2022年12月31日，我們的披露控制和程序在合理的保證水平下是有效的。
註冊會計師事務所財務報告內部控制管理年度報告及認證報告
我們的管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官，負責根據《交易所法案》第13a-15(F)條的規定，建立和維護對財務報告的充分內部控制。我們對財務報告的內部控制旨在為財務報告的可靠性以及根據公認會計原則編制外部綜合財務報表提供合理保證。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間的有效性進行任何評估的預測都有這樣的風險，即由於條件的變化，控制可能變得不充分，或者對政策或程序的遵守程度可能惡化。
我們的管理層使用COSO發佈的《內部控制-綜合框架(2013)》中的標準對截至2022年12月31日的公司財務報告內部控制的有效性進行了評估。根據這項評估，我們的管理層得出結論，我們對財務報告的內部控制自2022年12月31日起有效。
根據美國證券交易委員會的規則，管理層的報告不需要經過我們的獨立註冊會計師事務所的認證，該規則允許我們在本年度報告中只提供Form 10-K的管理層報告。因此，這份10-K表格的年度報告不包括這樣的證明。
公司財務報告內部控制的變化
公司管理層負責建立和保持對財務報告的充分內部控制，如《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)條所定義。在截至2022年12月31日的季度內，公司對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理地可能對公司財務報告內部控制產生重大影響的變化。
項目9B。其他信息
2022年11月，我們宣佈了與新戰略相關的變革性領導層繼任，並更加關注股東最大化。自2023年1月1日起生效的繼任計劃包括總裁和首席執行官、首席財務官和首席運營官的角色交接。前董事會主席、首席執行官兼首席執行官總裁辭去總裁和貝瑞公司首席執行官的職務，轉任執行主席一職。在史密斯先生過渡到執行主席的同時，董事會任命時任執行副總裁總裁和首席運營官費爾南多·阿勞霍為首席執行官，從2023年1月1日起生效。首席運營官的職位被取消。
在史密斯先生從總裁離職的同時，我們當時的常務副法律顧問兼公司祕書總裁晉升為總裁，從2023年1月1日起生效，負責監督財務(包括內部審計和IT)、法律、人力資源(HR)以及健康、安全和環境(HSE)職能。
此外，時任執行副總裁總裁的首席財務官兼董事會成員凱裏·貝茨先生不再擔任執行副總裁總裁的首席財務官職務，時任首席會計官的Mike·赫爾姆先生晉升為副首席財務官總裁，自2023年1月1日起生效。赫爾姆還將繼續擔任首席會計官。自2023年1月1日起，貝茨在過渡期擔任赫爾姆的戰略顧問。2023年2月21日，董事會決定從2023年3月3日起終止貝茨先生的聘用是合適的；在終止他的任期的同時，他將辭去董事會的職務。他從董事會辭職並不是因為與我們有任何分歧。貝茨先生將獲得他有權獲得的遣散費和股權獎勵，如果公司根據他的僱傭協議以及他與貝瑞公司簽訂的限制性股票單位和業績股票獎勵以外的原因終止合同，他將獲得該公司有權獲得的遣散費和股權獎勵。他指出，貝茨先生和貝瑞公司已經就由於此次終止而授予的股權獎勵達成了共同協議，至少部分將以現金的形式結算，而不是普通股。
第三部分
項目10.董事、高級管理人員和公司治理
本第10項所要求的信息通過參考我們為2023年股東年會提交的最終委託書而併入本文，該委託書將於2022年12月31日後120天內根據第14A條提交給美國證券交易委員會。
本公司董事會已通過一項適用於所有高級職員、董事及僱員的商業行為守則，該守則可於本公司網站(WWW.Bry.com/可持續性/治理)。吾等擬於本公司修訂或豁免商業行為守則條文後四個營業日內，於本公司網站上上述指定地址張貼該等資料，以符合表格8-K第5.05項有關修訂或豁免本公司商業行為守則條文的披露規定。
項目11.高管薪酬
本第11項所要求的信息通過參考我們為2023年股東年會提交的最終委託書而併入本文，該委託書將於2022年12月31日後120天內根據第14A條提交給美國證券交易委員會。
項目12.某些受益所有人和管理層的擔保所有權
本第12項所要求的信息是通過參考我們為2023年股東年會根據第14A條提交給美國證券交易委員會的最終委託書而納入的，該委託書將於2022年12月31日起120天內提交。另見第二部分--項目5.註冊人普通股市場、相關股東事項和發行人購買股權證券--根據股權補償計劃授權發行的證券。
第十三項特定關係和關聯交易與董事獨立性
第13項所要求的信息是參考我們為2023年股東年會提交的最終委託書而納入的，該委託書將於2022年12月31日後120天內根據第14A條提交給美國證券交易委員會。
項目14.主要會計費用和服務
我們的獨立註冊會計師事務所是畢馬威會計師事務所, 德克薩斯州達拉斯，審計師事務所ID：185.
本第14項所要求的信息是參考我們為2023年股東年會提交的最終委託書而納入的，該委託書將於2022年12月31日後120天內根據第14A條提交給美國證券交易委員會。
第IV部
項目15.展品
| | | | | | | | |
展品編號 | | 描述 |
| | |
| 2.1 | | 修訂了Linn Acquisition Company，LLC和Berry Petroleum Company，LLC的第11章聯合重組計劃，日期為2017年1月25日(通過參考公司S-1表格註冊聲明(第333-226011號文件)附件2.1併入) |
| 3.1 | | 第二次修訂和重新修訂的貝瑞石油公司註冊證書(通過參考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.1合併而成) |
| 3.2 | | Berry Corporation(Bry)的第三次修訂和重新修訂的章程(通過參考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.2而併入) |
| 3.3 | | 貝瑞石油公司A系列可轉換優先股指定證書(參照公司S-1表格註冊説明書附件3.4(第333-226011號文件)) |
| 3.4 | | 指定證書修訂證書(參考2018年7月30日提交的表格8-K的附件3.1併入) |
| 4.1 | | Berry Petroleum Corporation普通股證書表格(參照公司S-1表格註冊説明書附件4.1(第333-226011號文件)) |
| 4.2 | | 貝瑞石油公司A系列可轉換優先股證書格式(引用S-1表格註冊説明書附件4.2(第333-226011號文件)) |
| 4.3 | | 作為受託人的Berry Petroleum Company，LLC，Berry Petroleum Corporation和Wells Fargo Bank，N.A.之間日期為2018年2月8日的契約(通過參考公司S-1表格註冊説明書附件4.3(文件編號333-226011)合併) |
| 4.4 | | 根據《1834年交易法》第12條註冊的註冊人證券説明(參考2020年2月27日提交的公司年度報告10-K表的附件4.4) |
| 10.1 | | 修改和重新簽署的Berry Petroleum Corporation與某些持股方之間的股東協議(通過參考2018年7月30日提交的Form 8-K表10.1併入) |
| 10.2 | | 2018年6月28日修訂和重新簽署的Berry Petroleum公司及其持有人之間的註冊權協議(通過引用公司S-1表格註冊聲明的附件10.4(文件第333-226011號)併入) |
| 10.3† | | 貝瑞石油公司和亞瑟·特雷姆·史密斯之間的執行主席協議，2023年1月1日生效。(通過引用2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.1而併入)。 |
| 10.4† | | Berry Petroleum Company，LLC和Cary D.Baetz之間的第二次修訂和重新簽署的高管僱傭協議，2020年3月1日生效(通過引用2020年3月30日提交的Form 8-K表10.1併入) |
| 10.5† | | Berry Petroleum Company，LLC和Danielle Hunter之間的高管僱傭協議第二次修訂和重新簽署，2023年1月1日生效。(參考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.3併入) |
| 10.6† | | 由Berry Petroleum Company，LLC和Fernando Araujo修訂和重新簽署的僱傭協議，2023年1月1日生效。(參考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.2併入) |
| | | | | | | | |
展品編號 | | 描述 |
| 10.7† | | 貝瑞石油有限責任公司與Mike·赫爾姆之間的修訂和重新簽署的僱傭協議，2023年1月1日生效。(參考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.4併入) |
| 10.8† | | 修訂和重新修訂Berry Petroleum Corporation 2017年綜合激勵計劃，日期為2018年3月7日(通過參考公司S-1表格註冊説明書(第333-226011號文件)附件10.8併入) |
| 10.9† | | Berry Petroleum Corporation為執行副總裁以外的員工提供的限制性股票單位獎勵協議格式(通過引用S-1表格註冊聲明的附件10.9併入(第333-226011號文件)) |
| 10.10† | | 貝瑞石油公司執行副總裁限制性股票單位獎勵協議格式(通過引用S-1表格註冊説明書附件10.10併入(第333-226011號文件)) |
| 10.11† | | 貝瑞石油公司形式的董事限制性股票獎勵協議(通過引用公司S-1表格註冊聲明的附件10.11(文件第333-226011號)併入) |
| 10.12† | | 貝瑞石油公司為執行副總裁以外的員工提供的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的格式(通過引用S-1表格註冊聲明的附件10.12併入(文件編號333-226011)) |
| 10.13† | | 貝瑞石油公司執行副總裁基於業績的限制性股票獎勵協議的格式(通過引用S-1表格註冊聲明的附件10.13併入(文件編號333-226011)) |
| 10.14† | | 第二次修訂和重新修訂了Berry Petroleum Corporation 2017年綜合激勵計劃，日期為2018年6月27日(通過引用S-8註冊聲明附件4.3(文件第333-226582號)併入) |
| 10.15† | | 2017年6月15日的Berry Petroleum Corporation 2017年綜合激勵計劃(通過引用附件10.15併入公司S-1表格註冊説明書(第333-226011號文件)) |
| 10.16† | | Berry Petroleum Corporation為高管以外的員工提供的限制性股票單位獎勵協議表格(通過引用2019年3月8日提交的公司10-K表格年度報告的附件10.19併入) |
| 10.17† | | Berry Petroleum Corporation針對高管的限制性股票單位獎勵協議格式(通過參考公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告的附件10.20併入) |
| 10.18† | | Berry Petroleum Corporation的限制性股票單位董事獎勵協議格式(通過引用附件10.21併入公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告) |
| 10.19† | | Berry Petroleum Corporation為高管以外的員工提供的基於業績的限制性股票單位獎勵協議(通過引用公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告的附件10.22而併入) |
| 10.20† | | Berry Petroleum Corporation針對高管的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的格式(通過引用公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告的附件10.23併入) |
| 10.21† | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃，日期為2022年3月1日(通過參考2022年5月4日提交的公司10-Q季度報告的附件10.1併入) |
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展品編號 | | 描述 |
| 10.22† | | Berry Corporation(Bry)2022年綜合激勵計劃-基於業績的限制性股票單位獎勵協議與總股東回報業績標準的形式(通過引用公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.2併入) |
| 10.23† | | Berry Corporation(Bry)2022年綜合激勵計劃-符合CROIC績效標準的基於業績的限制性股票獎勵協議的形式(通過引用公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.3併入) |
| 10.24† | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-與C&J Well Services ROCI績效標準簽訂的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的形式(高管聘用協議)(通過引用2022年5月4日提交的公司10-Q季度報告的附件10.4納入) |
| 10.25† | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-與C&J Well Services ROCI績效標準簽訂的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的形式(通過引用本公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.5併入) |
| 10.26†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃--高管限制性股票獎勵協議格式 |
| 10.27†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-採用絕對股東總回報業績標準的基於業績的限制性股票獎勵協議形式 |
| 10.28 | | 賠償協議書表格(參照公司S-1表格註冊説明書附件10.16(第333-226011號文件)) |
| 10.29 | | Berry Petroleum Corporation、Oaktree Value Opportunities Fund Holdings，L.P.和Oaktree Opportunities X Fund Holdings(特拉華州)之間的股票購買協議，日期為2018年7月17日(通過參考2018年7月30日提交的Form 8-K表10.2併入) |
| 10.30 | | Berry Petroleum Corporation與Benefit Street Partners的某些附屬基金之間的股票購買協議，該協議於2018年7月17日在其附表1中指名(通過參考2018年7月30日提交的表格8-K的附件10.3併入) |
| 10.31 | | 由Berry Petroleum Company，LLC作為借款人，Berry Petroleum Corporation作為擔保人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作為行政代理和開證行，以及某些貸款人和其他各方簽訂的信貸協議，日期為2021年8月26日(通過參考2021年8月27日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
| 10.32 | | 信貸協議第一修正案，日期為2021年12月8日，由Berry Petroleum Company，LLC作為借款人，Berry Petroleum Corporation作為擔保人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作為行政代理和開證行，以及某些貸款人和其他各方(通過參考2021年12月10日提交的Form 8-K的附件10.1合併) |
| 10.33 | | 信貸協議第二修正案，日期為2022年5月2日，由Berry Petroleum Company，LLC作為借款人，Berry Corporation(Bry)作為擔保人，JP Morgan Chase Bank，N.A.作為行政代理和貸款人各方(通過參考2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.6合併) |
| 10.34 | | 由Berry Corporation(Bry)作為擔保人，與Berry Petroleum Company，LLC作為借款人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作為行政代理人和開證行，以及貸款人之間於2022年5月27日簽署的信貸協議第三修正案(通過參考2022年6月1日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
| 10.35* | | C&J Well Services，LLC和CJ Berry Well Services Management，LLC作為借款人，Tri Counties Bank作為貸款人，於2022年8月9日簽訂的循環貸款和擔保協議，以及2022年8月9日的相關本票 |
| 21.1* | | 貝瑞公司(Bry)子公司名單 |
| | | | | | | | |
展品編號 | | 描述 |
| 23.1* | | 畢馬威有限責任公司同意 |
| 23.2* | | DeGolyer和MacNaughton的同意 |
| 31.1* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302條對首席執行官的認證 |
| 31.2* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302條對首席財務官的認證 |
32.1* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906條頒發首席執行官和首席財務官證書。 |
99.1* | | 截至2022年12月31日的DeGolyer和MacNaughton的報告 |
101.INS* | | 內聯XBRL實例文檔(該實例文檔不會出現在交互數據文件中，因為其XBRL標記嵌入在內聯XBRL文檔中) |
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| 104 | | 封面交互數據文件(格式為內聯XBRL，包含在附件101中) |
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__________
(*)隨函送交存檔。
(†)指管理合同或補償計劃或安排。
項目16.表格10-K摘要
不適用。
常用術語詞彙
以下是本報告中可能使用的某些術語的縮寫和定義，這些術語在石油和天然氣行業中經常使用：
“AROs” 指資產報廢義務。
“調整後的EBITDA是一種非GAAP財務衡量標準，定義為扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益、扣除預定衍生產品結算所收到或支付的現金後的衍生產品收益或損失、減值、股票補償支出以及不常見和不常見的項目。
“調整後自由現金流它的定義是運營現金流減去定期固定股息和維護資本。
“調整後的總務和行政費用是一種非GAAP財務衡量標準，其定義為扣除非現金股票補償支出以及非常和不常見成本調整後的一般和行政費用。
“調整後淨收益(虧損)是一種非GAAP財務衡量標準，定義為扣除為預定的衍生品結算而收到或支付的現金、不尋常和不常見項目以及使用我們的有效税率進行這些調整的所得税支出或收益後，經衍生品收益或虧損調整的淨收益(虧損)。
“應用編程接口重力是指石油液體的相對密度，以度為單位，以美國石油學會開發的比重標尺為基礎。
“海盆“指沉積巖堆積較厚的大片區域。
“Bbl“指一個儲油桶，或42美國加侖液體體積，用於指油或其他液態碳氫化合物。
“Bcf“指十億立方英尺，是天然氣體積的計量單位。
“博萊姆“對美國土地管理局來説。
“英國央行指桶油當量，使用一桶石油、凝析油或天然氣液體與六立方英尺天然氣的比率來確定。
“BoE/d“是指每天的boe。
“布倫特原油“是指北海英國布倫特油田生產的每桶輕質低硫原油以美元支付的參考價格。
“b圖為“指一英制熱量單位--一種將一磅水在海平面上升高1華氏度所需能量的測量單位。
“總量管制和交易是由2006年全球變暖解決方案法案在加利福尼亞州建立的全州範圍的計劃，該法案概述了從2013年温室氣體排放開始並目前延長至2030年的可強制執行的遵守義務。
“清潔水規則“指的是美國環保署和美國陸軍工程兵團在2015年8月發佈的規定，該規定擴大了聯邦對濕地和其他類型水域的管轄權範圍。
“完成“指為生產石油或天然氣而安裝永久性設備。
“凝析油“指在原始儲集層温度和壓力下存在於氣相中的碳氫化合物混合物，但當生產時，在表面壓力和温度下是在液態中。
“CPUC是加州公用事業委員會的縮寫。
“副署長及助理署長“指折舊、耗盡和攤銷。
“開發鑽探” or “開發井“指在以前發現的油田中鑽至已知產油層的井，通常抵消同一或鄰近石油和天然氣租約上的產油井。
“硅藻土“指主要由硅質硅藻貝殼組成的沉積巖。
“差動“指石油或天然氣的價格從既定的現貨市場價格調整，以反映石油或天然氣的質量和/或位置的差異。
“向下間距“意味着在已知的生產井之間鑽更多的井，以更好地開發油氣藏。
“HSE”是健康、安全和環境的縮寫。
“環境保護局是美國環境保護局的縮寫。
“易辦事“是每股收益的縮寫。
“勘探活動“指石油和天然氣作業的初始階段，包括開發前景或業務和鑽探探井。
“FASB“是財務會計準則委員會的縮寫。
“字段“指由一個或多個水庫組成的區域，這些水庫都集中在同一地質構造特徵或地層條件上，或與之有關。
“形成“指具有不同於附近巖石的明顯特徵的一層巖石。
“壓裂指的是在巖石內部機械地引起與變質巖石中的葉理或解理無關的裂縫或表面破裂，以便通過將孔隙連接在一起來增強巖石的滲透性。
“公認會計原則“是美國公認會計原則的縮寫。
“燃氣” or “天然氣“指自然存在於地下水庫中的較輕碳氫化合物和相關的非碳氫化合物物質，在大氣條件下，這些物質基本上是氣體，但可能含有液體。
“温室氣體” or “温室氣體是温室氣體的縮寫。
“總英畝” or “格羅斯·韋爾斯“指我們擁有營運權益的總英畝或水井。
“由生產部門持有“指礦產租約所涵蓋的面積，只要該物業生產的石油或天然氣的最低支付量為零，該租約即可永久保留公司經營該物業的權利。
“亨利·哈勃是路易斯安那州埃拉斯天然氣管道系統的配送中心。
“水力壓裂“指的是通過在高壓下迫使流體和支撐劑(通常是砂)的混合物進入地層來刺激生產的過程。這會在儲集巖中產生人工裂縫，從而增加滲透率。
“水平鑽井“是指橫向鑽進的井筒。
“加密鑽井“是指在比現有井距小的情況下再鑽一口或多口井，以便更充分地排幹油層。
“注水井“指注入水、氣體或蒸汽的井，其主要目標通常是維持儲層壓力和/或提高碳氫化合物採收率。
“IOR這意味着提高了石油採收率。
“首次公開募股(IPO)” 是首次公開募股的縮寫。
“LCFS是低碳燃料標準的縮寫。
“租契“是指在石油或天然氣資產中的全部或部分權益，授權租約所有人鑽探、生產和銷售石油和天然氣，以換取任何或所有租金、獎金和特許權使用費。租約通常是從私人土地所有者那裏獲得的(收費租賃)，以及從聯邦和州政府手中獲得的土地面積。
“倫敦銀行同業拆借利率是倫敦銀行間同業拆借利率的縮寫。
“mbBLL“指一千桶石油、凝析油或天然氣凝析油。
“mb提單/日“表示每天MBbl。
“mboe”的意思是1000桶油當量。
“mboe/d“意思是每天的mboe。
“mCf“指1000立方英尺，是天然氣體積的計量單位。
“MMBBLL“指100萬桶石油、凝析油或天然氣。
“Mmboe”指的是100萬桶油當量。
“MMB圖為“是指一百萬個BTU。
“MMBTU/d“是指每天MMMTU。
“嗯Cf“指一百萬立方英尺，是天然氣體積的計量單位。
“嗯Cf/d“表示每天的Mmcf。
“兆瓦“意思是兆瓦。
“MWHs“意思是兆瓦時。
“納斯達克“是指納斯達克全球精選市場。
“《國家環境政策法》是國家環境政策法案的縮寫，該法案要求仔細評估石油和天然氣生產活動對聯邦土地的環境影響。
“淨英畝” or “淨水井“指在總英畝或油井(視屬何情況而定)內所擁有的零碎工作權益的總和，以整數及其分數表示。
“淨營收利息“指所有工作利益，減去所有特許權使用費、最高特許權使用費、非參與性特許權使用費、淨利潤利息或石油和天然氣生產的類似負擔。
“NGA是《天然氣法案》的縮寫。
“NGL” or “NGL“指天然氣液體，即天然氣中所含的碳氫化合物液體。
“NRI是淨營收利息的縮寫。
“紐約商品交易所“指紐約商品交易所。
“油“指原油或凝析油。
“歐佩克是石油輸出國組織的縮寫。
“運算符“是指就油井或天然氣井的勘探、開發和生產或租賃向工作利益所有人負責的個人或公司。
“場外交易” 意味着場外交易
“朋友們“是項目批准函的縮寫。
“PCAOB是上市公司會計監督委員會的縮寫。
“PDNP是已探明的開發非生產的縮寫。
“PDP“是探明開發生產的縮寫。
“滲透性“意味着巖石傳輸液體的能力，或對巖石能力的測量。
“玩“是指區域分佈的石油和天然氣聚集區。資源區的特點是連續的、空中廣泛的油氣聚集。
“PPA“是購電協議的縮寫。
“生產成本“指操作和維護油井及相關設備和設施的成本，包括支持設備和設施的折舊和適用的運營成本，以及這些油井和相關設備和設施的運營和維護的其他成本。有關生產成本的完整定義，請參閲美國證券交易委員會的S-X規則第4-10(A)(20)條。
“高產井“指正在生產石油、天然氣或天然氣的油井或能夠生產的油井。
“支撐劑“指的是在水力壓裂處理後，與壓裂液混合以保持裂縫打開的大小顆粒。
“展望“是指根據支持地質、地球物理或其他數據，以及使用合理預期的價格和成本進行的初步經濟分析，被認為具有發現商業碳氫化合物潛力的特定地理區域。
“已探明已開發儲量“是指在現有設備和作業方法下，可通過現有油井回收的儲量。
“已探明已開發生產儲量“是指利用現有設備和作業方法通過現有油井開採的儲量。
“已探明儲量“是指石油、天然氣和天然氣液體的估計數量，通過對地球科學和工程數據的分析，可以合理確定地估計，從某一特定日期起，從已知的儲油層開始，在現有的經濟條件、經營方法和政府條例下，在提供經營權的合同到期之前，石油、天然氣和天然氣液體的估計數量是經濟可行的，除非有證據表明，無論採用確定性方法還是概率方法進行估計，續期都是合理確定的。開採碳氫化合物的項目必須已經開始，或者操作員必須合理地確定它將在合理的時間內開始該項目。
“已探明的未開發鑽探地點“指可在符合間距規則的情況下鑽探開發井以回收已探明未開發儲量的地點。
“已探明未開發儲量” or “布丁“指已探明儲量，預計可從未鑽探面積上的新油井或需要較大支出才能重新完井的現有油井中回收。未鑽探面積的儲量僅限於直接抵消在鑽探時合理確定產量的開發間隔區，除非存在使用可靠技術的證據，證明在更遠的距離上經濟生產是合理的。只有在通過了一項開發計劃，表明計劃在五年內進行鑽探的情況下，未鑽探的地點才可被歸類為已探明的未開發儲量，除非具體情況證明有理由延長時間。已探明未開發儲量的估計不應歸因於考慮應用注液或其他改進開採技術的任何面積，除非該等技術已被同一油藏或類似油藏的實際項目證明有效，或通過使用可靠技術建立合理確定性的其他證據證明有效。
“PSU“指以業績為基礎的限制性股票單位
“PV-10是一種非公認會計準則財務指標，代表已探明石油和天然氣儲量的估計未來現金流入的現值，減去未來開發和生產成本，以10%的年利率貼現，以反映未來現金流的時間安排，並使用美國證券交易委員會規定的當期定價假設。雖然這一計量不包括所得税的影響，但它確實提供了公司在與其他公司比較的基礎上以及在不同時期的相對價值的指示性表示。
“QF“指符合條件的設施。
“已實現價格“意味着現貨市場價格減去所有預期的質量、運輸和需求調整。
“合理的確定性“意味着高度的自信。有關合理確定性的完整定義，請參閲美國證券交易委員會S-X規則第4-10(A)(24)條。
“重新完成“指在先前已完井的地層以外的地層中完成現有井筒的生產。
“相對TSR“是指股東的相對總回報。
“儲量“是指在某一特定日期，通過對已知礦藏實施開發項目，預計可在經濟上生產的石油、天然氣和相關物質的估計剩餘量。此外，必須存在或必須合理預期將會存在生產的合法權利或生產中的收入利益、向市場輸送石油和天然氣或相關物質的已安裝手段以及實施項目所需的所有許可和融資。不應將儲量分配給被主要的、可能封閉的斷層隔開的鄰近油氣藏，直到這些油氣藏被滲透並被評估為經濟上可以生產為止。不應將儲量分配到與非生產油藏的已知油藏明顯隔開的地區(即，沒有油藏、油藏結構較低或測試結果為陰性)。這些地區可能含有潛在的資源(即從未發現的堆積物中潛在地可開採的資源)。
“水庫“指一種多孔、可滲透的地下地層，含有可採天然氣和/或石油的自然積聚，受到不透水巖石或水屏障的限制，是獨立的，與其他儲集層分開。
“資源“是指估計存在於自然堆積中的石油和天然氣的數量。可以估計資源的一部分是可回收的，而另一部分可以被認為是不可回收的。資源既包括已發現的，也包括未發現的。
“版税“指支付給礦業權所有人的份額，以石油和天然氣生產和銷售的毛收入的百分比表示，不受與受影響油井的鑽探、完成和運營有關的費用的影響。
“專利權使用費權益“是指在石油和天然氣財產中的權益，使所有者有權分享石油和天然氣生產，而不產生勘探、開發和生產運營的成本。
“RSU“是限制性股票單位的縮寫。
“SARS”是股票增值權的縮寫。
“美國證券交易委員會定價“是指根據美國證券交易委員會現行指導方針和會計規則確定的石油和天然氣價格參數計算的價格，該規則基於截至給定日期止的12個月中每個月的石油和天然氣價格的未加權算術平均。
“地震數據指通過向地球發射能量波並記錄波反射以指示地下巖層的類型、大小、形狀和深度的勘探方法產生的數據。二維地震提供二維信息，三維地震提供三維視圖。
“間距“是指同一油層的油井之間的距離。間距通常以英畝為單位，例如40英畝，通常由監管機構確定。
“汽水氾濫“是指循環或連續注汽。
“標準化測量“指通過將年終價格應用於已探明儲量的估計未來產量而估計的貼現未來現金流量淨額。未來現金流入減去根據期末成本估計的未來生產和開發成本，以確定税前現金流入。未來所得税(如果適用)是通過對石油和天然氣資產税前現金流入超出我們税基的部分適用法定税率來計算的。未來所得税後的現金淨流入使用10%的年貼現率進行貼現。
“刺激指的是在巖石內部機械地引起與變質巖石中的葉理或解理無關的裂縫或表面破裂，以便通過將孔隙連接在一起來增強巖石的滲透性。
“脱衣定價指使用美國證券交易委員會當前指導方針和會計規則確定的石油和天然氣價格參數計算的價格，但不包括基於某一給定日期有效的洲際交易所(布倫特)石油和紐約商品交易所Henry Hub天然氣合約平均價格以反映截至該日期的市場預期的定價。
“超級基金“是CERLA的一個眾所周知的術語。
“UIC是地下注水控制程序的縮寫。
“非常規資源玩法“是指使用傳統垂直井開採以外的方法的資源遊戲。非常規資源被困在低滲透率的儲層中，這意味着石油或天然氣很少或根本沒有能力通過巖石流入井筒。舉例非常規石油資源包括油頁巖、油砂、超稠油、氣制油和煤制油。
“未開發面積“指未鑽探或完成油井的租賃英畝，不論這些面積是否含有已探明儲量，均可生產商業數量的石油和天然氣。
“單位“是指將一個儲油層或油田的所有或基本上所有權益合併起來，而不是單一的區域，以便在不考慮單獨的財產權益的情況下進行開發和運營。此外，統一協議所涵蓋的區域。
“未探明儲量“指的是被認為比已探明儲量更不確定的儲量。未探明儲量可進一步細分，以表示可採礦性的不確定性逐漸增加，幷包括可能儲量和可能儲量。
“井筒指在已完成的油井上為生產自然資源而配備的鑽頭所鑽的孔。也稱為井或井眼。
“工作利益“指石油和天然氣租賃權中的權益，持有者有權自費在租賃財產上進行鑽探和生產作業，並在扣除土地所有人的特許權使用費、任何最重要的特許權使用費、生產成本、税收和其他成本後，獲得可歸因於該權益的淨收入。
“修井“是指對生產井進行維護，以恢復或增加產量。
“WST是油井刺激治療的縮寫。
“WTI“指的是西德克薩斯中質油。
簽名
根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節的要求，註冊人已正式授權下列簽署人代表其簽署本報告。
| | | | | | | | |
| | 貝瑞公司(Berry Corporation) |
| | |
| 日期： | 2023年2月27日 | /s/費爾南多·阿勞霍 |
| | 費爾南多·阿勞霍 |
| | 首席執行官 |
根據1934年《證券交易法》的要求，本報告已由以下人員以登記人的身份在指定日期簽署。
| | | | | | | | |
| 日期 | 簽名 | 標題 |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/費爾南多·阿勞霍 | 首席執行官 |
| 費爾南多·阿勞霍 | (首席行政主任) |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/M.S.舵手 | 總裁副首席財務官兼
首席會計官 |
| 邁克爾·S·赫爾姆 | (首席財務官和
首席會計官) |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/A.T.史密斯 | 執行主席 |
| A.T.《特雷姆》·史密斯 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/Cary Baetz | 董事 |
| 加里·貝茨 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/勒內·霍恩貝克 | 董事 |
| 勒內·霍恩貝克 | |
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| 2023年2月27日 | 安妮·L·馬裏烏奇 | 董事 |
| 安妮·L·馬裏烏奇 | |
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| 2023年2月27日 | /唐納德·L·保羅 | 董事 |
| 唐納德·L·保羅 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/Rajath Shourie | 董事 |
| 拉賈斯·舒裏 | |
| | |