bry-2022123100017058732022财年10-K假象P1Yhttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#AccountsPayableAndAccruedLiabilitiesCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherLiabilitiesNoncurrent00017058732022-01-012022-12-3100017058732022-06-30ISO 4217：美元00017058732023-01-31Xbrli：共享00017058732022-12-3100017058732021-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享0001705873美国公认会计准则：石油和天然气成员2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：石油和天然气成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：石油和天然气成员2020-01-012020-12-310001705873美国-公认会计准则：服务其他成员2022-01-012022-12-310001705873美国-公认会计准则：服务其他成员2021-01-012021-12-310001705873美国-公认会计准则：服务其他成员2020-01-012020-12-310001705873美国-公认会计准则：电信业成员2022-01-012022-12-310001705873美国-公认会计准则：电信业成员2021-01-012021-12-310001705873美国-公认会计准则：电信业成员2020-01-012020-12-3100017058732021-01-012021-12-3100017058732020-01-012020-12-310001705873美国公认会计准则：广告成员2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：广告成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：广告成员2020-01-012020-12-310001705873美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMember2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMember2021-01-012021-12-310001705873美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMember2020-01-012020-12-310001705873美国-美国公认会计准则：普通股成员2019-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2019-12-310001705873美国-公认会计准则：财政部股票成员2019-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2019-12-3100017058732019-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-01-012020-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-01-012020-12-310001705873美国-美国公认会计准则：普通股成员2020-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310001705873美国-公认会计准则：财政部股票成员2020-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-12-3100017058732020-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-01-012021-12-310001705873美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-01-012021-12-310001705873美国-公认会计准则：财政部股票成员2021-01-012021-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-01-012021-12-310001705873美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310001705873美国-公认会计准则：财政部股票成员2021-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-12-310001705873美国-公认会计准则：财政部股票成员2022-01-012022-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-01-012022-12-310001705873美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-12-310001705873US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310001705873美国-公认会计准则：财政部股票成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-12-310001705873Bry：RBLFacilityMembers2022-01-012022-12-310001705873Bry：RBLFacilityMembers2021-01-012021-12-310001705873Bry：RBLFacilityMembers2020-01-012020-12-310001705873Bry：ABLFacility2022成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：ABLFacility2022成员2021-01-012021-12-310001705873Bry：ABLFacility2022成员2017-03-012017-12-3100017058732021-10-012022-12-31Bry：细分市场0001705873Bry：ProvedOilAndGasPropertiesMember2020-01-012020-03-310001705873Bry：未经证实的石油和天然气属性成员2020-01-012020-12-310001705873Bry：建筑和租赁改进成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry：建筑和租赁改进成员SRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：能源设备成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数美国公认会计准则：能源设备成员2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：家具和固定设备成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数美国-GAAP：家具和固定设备成员2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：车辆成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：车辆成员SRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:RestrictedStockUnitsRSUsAndPerformanceSharesMemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:RestrictedStockUnitsRSUsAndPerformanceSharesMemberSRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry：EPMembersBry：CustomerOneMemberUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-31Xbrli：纯0001705873Bry：EPMembersBry：CustomerTwoMemberUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001705873Bry：EPMembersUS-GAAP：客户集中度风险成员Bry：CustomerThreeMember美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001705873Bry：EPMembersBry：CustomerOneMemberUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001705873Bry：EPMembersBry：CustomerTwoMemberUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001705873Bry：EPMembersUS-GAAP：客户集中度风险成员Bry：CustomerThreeMember美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001705873Bry：EPMembersUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembersBry：客户四人成员2021-01-012021-12-310001705873Bry：EPMembersBry：CustomerOneMemberUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2020-01-012020-12-310001705873Bry：EPMembersBry：CustomerTwoMemberUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2020-01-012020-12-310001705873Bry：EPMembersUS-GAAP：客户集中度风险成员Bry：CustomerThreeMember美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2020-01-012020-12-310001705873Bry：CustomerOneMember美国公认会计准则：应收账款成员US-GAAP：客户集中度风险成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：CustomerTwoMember美国公认会计准则：应收账款成员US-GAAP：客户集中度风险成员2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：应收账款成员US-GAAP：客户集中度风险成员Bry：CustomerThreeMember2022-01-012022-12-310001705873Bry：CustomerOneMember美国公认会计准则：应收账款成员US-GAAP：客户集中度风险成员2021-01-012021-12-310001705873Bry：CustomerTwoMember美国公认会计准则：应收账款成员US-GAAP：客户集中度风险成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：应收账款成员US-GAAP：客户集中度风险成员Bry：CustomerThreeMember2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：能源设备成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：能源设备成员2021-12-310001705873美国-GAAP：车辆成员2022-12-310001705873美国-GAAP：车辆成员2021-12-310001705873美国-GAAP：家具和固定设备成员2022-12-310001705873美国-GAAP：家具和固定设备成员2021-12-310001705873美国-公认会计准则：本土成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：本土成员2021-12-310001705873Bry：建筑和租赁改进成员2022-12-310001705873Bry：建筑和租赁改进成员2021-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2021-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：ABLFacility2022成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：不安全债务成员Bry：老年人不安全节点2026成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：不安全债务成员Bry：老年人不安全节点2026成员2021-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersBry：RBLFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2022-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersBry：RBLFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2021-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2017成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：利息支出成员2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：利息支出成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：利息支出成员2020-01-012020-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2021-08-260001705873US-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员US-GAAP：LetterOfCreditMember2021-08-260001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2022-05-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersBry：RBLFacility2021成员2022-05-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersBry：RBLFacility2021成员Us-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2022-05-012022-05-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersBry：RBLFacility2021成员SRT：最小成员数Us-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2022-05-012022-05-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2022-11-300001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2022-11-012022-11-300001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员2021-08-262021-08-260001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember美国公认会计准则：基本比率成员Bry：RBLFacility2021成员SRT：最小成员数2021-08-262021-08-260001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersSRT：最大成员数US-GAAP：LineOfCreditMember美国公认会计准则：基本比率成员Bry：RBLFacility2021成员2021-08-262021-08-260001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员SRT：最小成员数Bry：BenchmarkRateMember2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersSRT：最大成员数US-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2021成员Bry：BenchmarkRateMember2022-01-012022-12-310001705873Bry：RBLFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2022-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：ABLFacility2022成员2022-08-090001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember美国-公认会计准则：优质费率成员Bry：ABLFacility2022成员2022-08-090001705873US-GAAP：LineOfCreditMemberBry：ABLFacility2022成员US-GAAP：LetterOfCreditMember2022-08-090001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：CJ WellServicesMemberBry：ABLFacility2022成员2022-08-090001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：CJ WellServicesMemberBry：ABLFacility2022成员2022-08-092022-08-090001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：CJ WellServicesMemberBry：ABLFacility2022成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：CJ WellServicesMemberBry：ABLFacility2022成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：CJ WellServicesMember2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2017成员2017-07-310001705873美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberBry：RBLFacility2017成员2021-08-260001705873美国公认会计准则：不安全债务成员Bry：老年人不安全节点2026成员2018-02-280001705873美国公认会计准则：不安全债务成员Bry：老年人不安全节点2026成员2018-02-012018-02-2800017058732020-02-290001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-01-012023-03-31Utr：bbl0001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-04-012023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-07-012023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-10-012023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2024-01-012024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2025-01-012025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-03-31ISO 4217：美元Utr：bbl0001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：BrentSwapsMembers2025-12-310001705873SRT：最大成员数SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2023-03-310001705873SRT：情景预测成员SRT：最小成员数Bry：PutSpreadLongMember2023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2023-01-012023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2023-04-012023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2023-07-012023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2023-10-012023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2024-01-012024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadLongMember2025-01-012025-12-310001705873SRT：最大成员数SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2023-03-310001705873SRT：情景预测成员SRT：最小成员数Bry：PutSpreadShortMember2023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2023-01-012023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2023-04-012023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2023-07-012023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2023-10-012023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2024-01-012024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PutSpreadShortMember2025-01-012025-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-01-012023-03-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-04-012023-06-300001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-07-012023-09-300001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-10-012023-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2024-01-012024-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2025-01-012025-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2023-03-31ISO 4217：美元Utr：Mmboe0001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-03-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2023-06-30ISO 4217：美元Bry：MMBtu0001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-06-300001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2023-09-300001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-09-300001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2023-12-310001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2023-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2024-12-310001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2024-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2025-12-310001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-01-012023-03-31Utr：MMBtu0001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-04-012023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-07-012023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-10-012023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2024-01-012024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2025-01-012025-12-310001705873SRT：最大成员数SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembersSRT：最小成员数2023-03-310001705873SRT：最大成员数SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembersSRT：最小成员数2023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasPutOptionsHenryHubMembers2025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-01-012023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-04-012023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-07-012023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-10-012023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2024-01-012024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2025-01-012025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry：PurchedGasCallOptionsHenryHubMembers2025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-01-012023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-04-012023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-07-012023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-10-012023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2024-01-012024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2025-01-012025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-03-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-06-300001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-09-300001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2024-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2025-12-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-03-012023-10-31Utr：MMBtuUtr：D0001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-10-310001705873SRT：情景预测成员Bry:KernDeliveredFixedPriceGasPurchaseSwapsContractsMember2023-11-012023-12-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2025-01-012025-01-31Utr：bblUtr：D0001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2025-01-310001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2025-01-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2025-01-012025-03-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2025-03-310001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2025-03-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2026-01-012026-03-310001705873Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员SRT：最小成员数2026-03-310001705873SRT：最大成员数Bry：ProducerCollarPurchedPutsBrentMemberSRT：情景预测成员2026-03-310001705873美国-公认会计准则：其他当前资产成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310001705873美国-GAAP：其他非当前资产成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：其他当前负债成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：其他非当前责任成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：其他当前资产成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310001705873美国-GAAP：其他非当前资产成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310001705873美国-公认会计准则：其他当前负债成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310001705873美国-公认会计准则：其他非当前责任成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310001705873美国-GAAP：NaturalGasMidstream成员2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：NaturalGasMidstream成员2021-01-012021-12-310001705873美国-GAAP：NaturalGasMidstream成员2020-01-012020-12-310001705873Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-12-310001705873Bry：DrillingCommittee成员2022-12-31Bry：好吧00017058732022-11-012022-11-300001705873Bry：现金分部成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：VariableRateDiviendMember2022-01-012022-12-310001705873SRT：情景预测成员美国公认会计准则：次要事件成员Bry：现金分部成员2023-02-012023-02-280001705873Bry：VariableRateDiviendMemberSRT：情景预测成员美国公认会计准则：次要事件成员2023-02-012023-02-280001705873Bry：现金分部成员2021-01-012021-12-310001705873Bry：现金分部成员2020-01-012020-12-310001705873BRY：A2022Omnibus奖励计划2022计划成员2022-03-010001705873BRY：A2022Omnibus奖励计划2022计划成员2022-12-310001705873Bry：RestatedIncentivePlanMember2018-06-2700017058732017-02-282017-02-28Bry：投票0001705873Bry：A2017 Omnibus IncentivePlanMembers2022-12-310001705873Bry：股票回购计划成员2022-04-300001705873Bry：股票回购计划成员2022-12-310001705873Bry：股票回购计划成员美国公认会计准则：次要事件成员2023-02-270001705873SRT：最大成员数美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalStockholderReturnPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2021MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalStockholderReturnPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2022MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数Bry:TotalStockholderReturnPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2021Member2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数Bry:TotalStockholderReturnPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2022Member2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalStockholderReturnPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2020MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalStockholderReturnPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2020MemberSRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalCashReturnOnInvestedCapitalPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2021MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalCashReturnOnInvestedCapitalPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2022MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalCashReturnOnInvestedCapitalPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2022MemberSRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数Bry:TotalCashReturnOnInvestedCapitalPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2021Member2022-01-012022-12-310001705873Bry:TotalReturnOnInvestedCapitalPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2022MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数Bry:TotalReturnOnInvestedCapitalPerformanceBasedRestrictedStockUnitsGrantedIn2022Member2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2022-01-012022-12-310001705873美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2022-12-310001705873美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2021-12-310001705873美国公认会计准则：绩效共享成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：绩效共享成员2021-12-3100017058732020-01-012020-06-3000017058732021-01-012021-06-3000017058732021-07-012022-12-310001705873美国-公认会计准则：州和地方法律法规成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：一般商业成员美国-GAAP：国内/地区成员2022-12-310001705873Bry：StateTaxCreditCarryforwardMember美国-公认会计准则：州和地方法律法规成员2022-12-310001705873美国-公认会计准则：一般商业成员美国-GAAP：国内/地区成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：PiceanceBasinMember2021-01-012021-12-310001705873Bry：PiceanceBasinMember2022-01-012022-01-310001705873Bry：PiceanceBasinMember2022-01-31Utr：Mmboe0001705873Bry：AntelopeCreekAcquisitionMembers2022-02-012022-02-280001705873Bry：AntelopeCreekAcquisitionMembers2022-02-280001705873Bry：VariousOilAndGasPropertiesMember2022-01-012022-12-310001705873Bry：CJWellServicesAcquisitionMember2021-10-012021-10-010001705873Bry：CJWellServicesAcquisitionMember2021-10-012021-12-310001705873Bry：CJWellServicesAcquisitionMember2022-01-012022-12-310001705873Bry：CJWellServicesAcquisitionMember2022-12-310001705873Bry：CJWellServicesAcquisitionMember2021-01-012021-12-310001705873Bry：PlaceritaFieldMember2021-10-012021-10-310001705873Bry：ChevronNorthMidway SunsetAcquisitionMember2020-05-012020-05-31Utr：英亩0001705873Bry：ChevronNorthMidway SunsetAcquisitionMember2020-10-012020-12-3100017058732020-05-012020-05-310001705873Bry：McKittrickFieldMembers2020-05-012020-05-310001705873Bry:RestrictedStockUnitsRSUsAndPerformanceSharesMember2022-01-012022-12-310001705873Bry:RestrictedStockUnitsRSUsAndPerformanceSharesMember2020-01-012020-12-310001705873Bry:RestrictedStockUnitsRSUsAndPerformanceSharesMember2021-01-012021-12-310001705873美国-公认会计准则：服务其他成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001705873SRT：最大成员数美国-公认会计准则：服务其他成员2022-01-012022-12-310001705873SRT：石油储备成员2022-01-012022-12-310001705873SRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310001705873SRT：石油储备成员2020-01-012020-12-310001705873SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310001705873SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310001705873SRT：天然液化天然气储备成员2020-01-012020-12-3100017058732021-10-012021-12-31Bry：商务00017058732022-01-012022-09-300001705873US-GAAP：部门间消除成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：EPMembers美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001705873美国公认会计准则：运营部门成员Bry：WellServicingAndAbandonmentMembers2022-01-012022-12-310001705873Bry：公司和抵销成员2022-01-012022-12-310001705873Bry：EPMembers美国公认会计准则：运营部门成员2022-12-310001705873美国公认会计准则：运营部门成员Bry：WellServicingAndAbandonmentMembers2022-12-310001705873Bry：公司和抵销成员2022-12-310001705873Bry：EPMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001705873美国公认会计准则：运营部门成员Bry：WellServicingAndAbandonmentMembers2021-01-012021-12-310001705873Bry：公司和抵销成员2021-01-012021-12-310001705873Bry：EPMembers美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001705873美国公认会计准则：运营部门成员Bry：WellServicingAndAbandonmentMembers2021-12-310001705873Bry：公司和抵销成员2021-12-31 美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2022
或
| | | | | | | | |
| ☐ | | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
由_至_的过渡期
佣金文件编号001-38606
贝瑞公司(Berry Corporation)
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
特拉华州 (注册成立的国家或组织) | | 81-5410470 (国际税务局雇主身分证号码) |
达拉斯大道16000号, 500套房
达拉斯, 德克萨斯州75248
(661) 616-3900
(主要执行办公室地址，包括邮政编码
注册人的电话号码，包括区号)：
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
每个班级的标题 普通股，每股票面价值0.001美元 | 交易符号 Bry | 注册的每个交易所的名称 纳斯达克全球精选市场 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☐ 不是 ☒
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(§232.405)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
大型加速文件服务器☐ | | 加速文件管理器☒ | | 非加速文件服务器☐ | | 规模较小的报告公司☐ |
新兴成长型公司☒ | | | | | | |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☐
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐ No ☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，是根据登记人最近完成的第二财季的最后一个营业日普通股的最后出售价格计算的，总市值为#美元。501.6百万美元。
截至2023年1月31日的已发行普通股：75,767,503
以引用方式并入的文件
公司与年度股东大会(将于2023年5月23日举行)有关的最终委托书将在公司截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会，并在本文所述范围内通过引用并入第三部分。
目录表 | | | | | |
第一部分 | |
项目1和2.业务和物业 | 1 |
我公司 | 1 |
浆果的优势 | 2 |
我们的业务战略 | 4 |
我们的资本计划 | 6 |
我们的业务范围--E&P | 7 |
我们的油井维修和报废业务 | 9 |
我们的资产和生产信息 | 10 |
我们的储备 | 12 |
回收方法和营销安排 | 22 |
物业的标题 | 24 |
竞争 | 24 |
季节性 | 25 |
监管事项 | 25 |
人力资本资源 | 37 |
企业信息 | 38 |
第1A项。风险因素 | 39 |
项目1B。未解决的员工意见 | 67 |
项目3.法律诉讼 | 67 |
项目4.矿山安全信息披露 | 68 |
第II部 | |
项目5.登记人普通股的市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 | 69 |
第六项。[已保留] | 71 |
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 72 |
高管概述 | 72 |
我们如何规划和评估运营 | 73 |
营商环境和市场状况 | 76 |
某些经营和财务信息 | 79 |
| |
经营成果 | 81 |
流动性与资本资源 | 86 |
资产负债表分析 | 97 |
非公认会计准则财务指标 | 98 |
| |
关键会计政策和估算 | 103 |
通货膨胀率 | 106 |
有关前瞻性陈述的注意事项 | 107 |
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露 | 109 |
项目8.财务报表和补充数据 | 111 |
财务报表和补充数据索引 | 111 |
独立注册会计师事务所报告 | 112 |
合并资产负债表 | 113 |
| | | | | |
合并业务报表 | 114 |
股东权益合并报表 | 115 |
合并现金流量表 | 116 |
合并财务报表附注 | 117 |
补充石油和天然气数据(未经审计) | 150 |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 156 |
第9A项。控制和程序 | 156 |
项目9B。其他信息 | 157 |
第三部分 | |
项目10.董事、高级管理人员和公司治理 | 158 |
项目11.高管薪酬 | 158 |
项目12.某些受益所有人和管理层的担保所有权 | 158 |
第十三项特定关系和关联交易与董事独立性 | 158 |
项目14.主要会计费用和服务 | 158 |
第IV部 | |
项目15.展品 | 159 |
项目16.表格10-K摘要 | 162 |
常用术语词汇 | 163 |
签名 | 170 |
本报告中提出的财务资料和某些其他资料已四舍五入为最接近的整数或最接近的小数。因此，一列数字的总和可能与本报告某些表格中为该列提供的总数不完全一致。此外，本报告中提出的某些百分比反映了根据四舍五入前的基本信息进行的计算，因此，可能与相关计算基于四舍五入的数字得出的百分比不完全一致，或可能因四舍五入而不符合总和。
第一部分
项目1和2.业务和物业
“贝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，这是一家特拉华州的公司，是其三家特拉华州有限责任公司子公司的唯一成员：(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”)。根据上下文，“公司”、“我们”、“我们”或类似的词语指的是Berry Corp.及其合并子公司Berry LLC，截至2021年10月1日，这还包括C&J Management和C&J。
我公司
我们是美国西部一家独立的上游能源公司，专注于加州圣华金盆地(100%石油)和犹他州尤塔盆地(石油和天然气)的陆上、低地质风险、长期常规储量，在加州拥有油井维护和废弃能力。自2021年10月1日以来，我们经营两个业务部门：(I)勘探和生产(“E&P”)和(Ii)油井服务和废弃(“CJWS”)。
总体而言，我们勘探和开发业务中的资产具有高石油含量的特点(我们在加州的资产是100%石油)，并且主要位于人口较少的农村地区。在加利福尼亚州，我们专注于常规的浅层油藏，与非常规资源相比，这些油藏的钻井和完井成本相对较低。加州石油市场的定价主要受布伦特原油的影响，通常实现了相对于西德克萨斯中质原油的溢价。我们在加州的所有资产都位于圣华金盆地富含石油的储油层中，该盆地有150多年的生产历史，仍有大量石油储量。由于盆地漫长的历史产生了大量的数据，其储集层特征和低地质风险机会得到了很好的理解。我们还在犹他州乌伊塔盆地富含石油的储油层中拥有上游资产。
2021年10月1日，我们完成了对加州最大的上游油井维修和报废业务之一的收购，该业务以C&J油井服务(“CJWS”)的形式运营，构成了我们的油井维修和报废部门。CJWS在加州为石油和天然气生产公司提供油井现场服务，重点是油井维修、油井废弃服务和水上物流。CJWS的服务包括基于钻井平台和连续油管的油井维护和修井服务、重完井服务、流体管理服务、捕鱼和租赁服务，以及其他辅助油田服务。此外，CJWS在油井生产寿命结束时对油井进行封堵和废弃服务，我们相信这将基于闲置油井的巨大市场为Berry创造战略增长机会。
自2018年7月首次公开募股(IPO)以来，我们展示了我们对股东价值最大化的承诺，并通过分红和购股向股东返还大量资本。2022年，我们通过启动股东回报模式强化了这一承诺，该模式将在下文进一步讨论，旨在利用我们的低下降率和对成本结构的高度可见性，为股东带来最大回报。在这个定义明确的股东回报模型下，我们根据2022年产生的2亿美元调整后自由现金流(定义和讨论)宣布了每股1.54美元的可变股息。我们还宣布2022年固定股息为0.24美元。包括与2022年第四季度相关的固定和可变股息，自IPO以来，我们将向股东返还3.28亿美元，占我们IPO收益的298%，其中包括2.24亿美元的固定和可变股息，以及1.04亿美元的回购1050万股，占我们截至2022年12月31日的流通股的14%。
我们的股东回报模式于2022年1月1日生效。与我们的商业模式一样，这种股东回报模式很简单，表明了我们对优化资本配置和向股东回报的承诺。该模型基于我们的调整自由现金流(以前称为自主自由现金流)，其定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指优化给定年份的生产量所需的资本支出，其定义为
资本开支，如适用，不包括(I)与战略业务扩张有关的勘探及开发资本开支，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动，以提高产量以超越上一年的年产量；(Ii)油井维修及废弃部门的资本开支；(Iii)与附属可持续发展计划有关的公司开支；及/或(Iv)其他可自由支配且与维持核心业务无关的开支。预计2022年调整后自由现金流的初始分配为：(A)60%主要以每季度支付的可变现金股息的形式支付，以及机会性债务回购；以及(B)40%可用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。调整后自由现金流量并不代表我们现金余额的全部增加或减少，不应推断调整后自由现金流量的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购或其他可自由支配支出，因为我们有未从这一衡量标准中扣除的非可自由支配支出。调整后的自由现金流量是一种非公认会计准则的财务计量。有关调整后的自由现金流量与经营活动提供的现金的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，我们最直接的可比财务计量是根据GAAP计算和列报的。
我们在2022年的调整后自由现金流为2亿美元，其中我们将以股息和股票回购的形式向股东返还1.89亿美元，特别是1.19亿美元的可变现金股息，(Ii)1900万美元的固定现金股息和(Iii)5100万美元的股票回购。
2023年2月初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的计划。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年第一季度开始，调整后自由现金的分配将是(A)80%主要以机会性债务或股票回购的形式；以及(B)20%以可变股息的形式。任何实际支付的股息(固定或可变)将由我们的董事会根据当时的现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。
我们相信，在我们低下滑的石油加权生产基地成功执行我们的战略，再加上具有吸引力的全周期经济的已确定钻探地点的广泛库存，将支持我们产生自由现金流的目标，这将为我们的运营提供资金，优化资本效率并最大化股东回报。我们还努力保持低杠杆形象，并通过大宗商品价格周期探索有吸引力的有机和战略增长。我们的战略包括主动参与推动我们行业和影响我们运营的多种力量，无论是积极的还是消极的，以最大限度地利用我们的资产，为股东创造价值，并支持与安全、更高效和更低排放的运营相一致的环境目标。作为为股东创造长期价值的承诺的一部分，我们致力于以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护环境，照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。我们相信，石油和天然气仍将是未来能源格局的重要组成部分，我们的目标是安全、负责任地开展业务，同时通过与利益相关者的接触来支持经济稳定和社会公平。我们认识到石油和天然气行业在能源转型中的作用，主张可再生能源和常规能源共存。我们致力于成为能源过渡解决方案的一部分，继续为我们的社区提供安全和负担得起的能源。
浆果的优势
我们商业模式的基础是我们的基础产量，也就是我们现有的生产油井的产量。我们的目标是保护我们的基础产量，并将其降幅降至最低，目标是逐年保持相对稳定的产量水平。就这一目标而言，我们的基础产量平均占我们年产量的90%以上，其余10%来自钻探新井、侧钻井和现有油井的修井。2022年，我们的基地产量占我们总产量的94%。我们的公司年递减率在十几岁左右，可控，拥有大量新的钻井和修井机会以及可预测的成本，这为我们提供了可见性
潜在的现金流选择。我们能够在新钻探和绕道修井之间进行资本配置，以应对监管延迟或其他因素，从而在不确定的市场和监管环境中提供进一步的稳定性。这些优势，再加上有效对冲未来预期产量的材料数量的能力，使我们的现金流与典型的资源运作相比具有可见性，并可以在典型的大宗商品价格周期中产生大量现金流。
我们相信，以下竞争优势将使我们能够成功执行我们的业务战略，实现产生自由现金流为我们的运营提供资金、优化资本效率和最大化股东回报的目标。我们还努力保持低杠杆率，并通过大宗商品价格周期探索有吸引力的有机和战略增长：
•稳定、长期、石油加权的常规资产基础，产量递减率低且可预测。我们几乎所有的利益都集中在几十年来生产石油的资产上。因此，大多数地质和储集层特征都得到了很好的了解，新开发井的结果通常是可预测的、可重复的，而且比非常规资源具有更低的风险。我们的物业，特别是位于加利福尼亚州的物业，其特点是储量寿命长，产量递减率低，开发成本结构稳定，地质风险低，开发钻探机会可预测生产情况。我们目前的企业年下降率在十几岁左右，这是可控的，与非传统资源相比，我们的现金流提供了更好的可见性。在加利福尼亚州，我们现有油井的基础产量几乎不需要额外资本来继续生产，通常至少提供了维持相对稳定水平所需产量的90%。剩下的10%来自钻探新井、侧钻和现有油井的修井。我们的资产性质也为我们提供了巨大的资本灵活性(下文进一步讨论)，并有能力有效地对冲未来预期产量的大量资金，进一步提高了对我们现金流的可见性。
•低地质风险的大量库存确定了钻探机会，具有诱人的全周期经济、高度的运营控制力以及稳定的开发和生产成本环境，提供了资本灵活性。从历史上看，我们能够在典型的大宗商品价格周期中产生诱人的回报率和正的自由现金流。鉴于我们有能力获得必要的许可和批准来钻探新油井和侧钻以及修井现有油井，我们相信我们将能够维持目前的产量水平，并为有机和战略增长提供资金，同时向股东返还资本。例如，根据DeGolyer和MacNaughton在截至2022年12月31日的美国证券交易委员会储量报告中准备的假设，我们在加州已探明的未开发(PUD)储量预计平均单井回报率约为100%。我们目前运营着大约97%的生产井，我们预计对我们确定的总钻探地点将继续进行这种水平的控制。此外，我们目前的大部分种植面积由生产和费用利息持有，其中包括我们在加利福尼亚州91%的种植面积。我们对物业的高度控制使我们在执行开发计划时具有灵活性，包括资本支出、技术改进和产品营销的时间、金额和分配。此外，与许多主要在非传统业务中运营的同行不同，我们的资产通常不需要供应受限和高度专业化的设备，这为我们提供了一些相对隔离的服务成本通胀压力。我们高度的运营控制以及相对稳定和可预测的成本环境为我们提供了对预期现金流的可见性和了解。
•受布伦特影响的原油定价优势。加州的石油价格受到布伦特原油价格的影响，因为加州炼油商大约70%的需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口。在没有通过铁路或超级油轮进口原油的较高成本和潜在环境影响的情况下，我们相信，我们在州内的生产和低成本原油运输选择，加上受布伦特影响的定价，应该会继续使我们能够在典型的大宗商品价格周期中在加州实现正的现金利润率。
•简单的资本结构和保守的资产负债表杠杆，流动性充足，合同义务最少。自上市以来，我们的资本结构一直由普通股和400美元组成
2026年2月到期的7.0%优先无抵押票据(“2026年票据”)。截至2022年12月31日，我们拥有2.52亿美元的流动资金，其中包括4600万美元的现金，1.93亿美元可根据我们的2021年RBL贷款机制(如本文定义)借款，1300万美元可根据CJWS 2022年ABL贷款机制(如本文定义)借款。截至2022年12月31日，我们的杠杆率(根据我们2021年RBL工具的定义)为1.2%至1.0%。此外，我们只有最低限度的长期服务和购买承诺。我们有固定数量的交付承诺，我们将以市场价格购买运营所需的天然气。这种流动性和灵活性使我们能够利用可能出现的机会，从战略上实现增长和增加股东价值。
•有经验、有原则、有纪律的管理团队。我们的管理团队在经营和管理众多国内和国际盆地的石油和天然气业务以及油藏和采油类型方面拥有丰富的经验。我们利用我们的技术、运营和战略管理经验来优化我们的资产和公司的价值。我们致力于在正的自由现金流范围内运营，并保持低杠杆率，同时通过大宗商品价格周期探索有吸引力的有机和战略增长机会，并努力保持我们的年复一年的生产水平，提高我们储备的价值。为此，我们对开发和运营成本管理、油田开发效率以及将成熟的技术和流程应用于我们的物业采取了严格的方法，以产生持续的生命周期成本优势。
我们的业务战略
我们业务战略的主要内容包括：
•在我们业务产生的正自由现金流中运营，并在大宗商品价格周期中保持资产负债表的实力和灵活性。 我们相信，在我们低下滑的石油加权生产基地成功执行我们的战略，再加上具有吸引力的全周期经济的已确定钻探地点的广泛库存，将支持我们的目标，即产生自由现金流为我们的运营提供资金，优化资本效率，并最大化股东回报。我们还努力保持低杠杆率，并将长期、整个周期的杠杆率(如我们的2021年RBL工具所定义)保持在1.0x至2.0x之间或更低。
•将资本返还给我们的股东。 我们的目标是利用我们的基础产量和对现金流的可见性，保持有纪律的价值创造和注重回报的资本配置方法，以产生超额自由现金流。自2018年IPO至2022年12月31日，我们将通过股息和股票回购向股东返还约3.28亿美元，占我们IPO收益的298%。从IPO到2022年12月31日，我们回购了大约14%的流通股。我们目前有2亿美元的授权资金，可用于未来的股票回购。此外，我们的董事会批准了高达7500万美元的机会性回购我们的2026年票据，尽管自2020年2月采用该计划以来，我们还没有根据该计划回购任何票据。有关我们的股息政策以及股票回购计划的讨论，请参阅“第5项：注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股票证券”。
2022年1月，我们推出了股东回报模式，旨在增加股东的现金回报，进一步表明我们致力于成为股东资本的领先返回者。该模型基于我们的调整自由现金流(以前称为自主自由现金流)，其定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。在这一模式下，我们在2022年按季度分配调整后的自由现金流如下：
•60%，主要是按季度支付的现金可变股息，以及机会性债务回购；以及
•40%用于机会主义增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留
2023年2月初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的计划。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年第一季度开始，调整后自由现金的分配将为：
•80%主要是以机会性债务和股票回购的形式；以及
•20%，以可变股息的形式。任何实际支付的股息(固定或可变)将由我们的董事会根据当时的现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。
调整后自由现金流量并不代表我们现金余额的全部增加或减少，不应推断调整后自由现金流量的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购或其他可自由支配支出，因为我们有未从这一衡量标准中扣除的非可自由支配支出。调整后的自由现金流量是一种非公认会计准则的财务计量。有关调整后的自由现金流量与经营活动提供的现金的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，我们最直接的可比财务计量是根据GAAP计算和列报的。
•以资本效率的方式维持生产和储备，并产生调整后的自由现金流，通过我们的股东回报模式回报给股东。我们打算继续以有纪律的方式将资本分配给能够产生可预测和有吸引力的回报率的项目。我们目前计划将资本引导到我们富含石油和低地质风险的发展机会上，主要是在加利福尼亚州，同时专注于利用我们整个资产基础的资本效率，主要目标是在内部为我们的资本预算和发展计划提供资金。由于持续的监管不确定性影响加州新钻探许可证的供应，我们目前的2023年资本计划侧重于我们已获得许可或已完成现有加州环境质量法案(“CEQA”)分析的年度内已钻探或将钻探的新油井，其他方面则侧重于修井和其他与现有油井相关的活动。我们还可能利用我们的资本灵活性来寻求增值的补充性收购，以机会增加我们在现有或附近盆地的头寸。
•积极和协作地参与与法规、环境和社区关系有关的事务。我们寻求在整个规则制定过程中与监管机构和立法者合作，试图将新立法和法规可能对我们最大化资源的能力产生的不利影响降至最低。我们相信，以保护我们所服务社区的安全和健康以及更好的环境的方式运营我们的业务是正确的运营方式。它还帮助我们在管理我们业务的机构中建立和维持信誉，并支持与我们开展业务的社区建立积极的关系。在董事会的最终监督下，健康、安全和环境(“HSE”)方面的考虑是我们日常运营中不可或缺的一部分，并被纳入我们整个业务的战略决策过程。
•通过优化钻井、完井和生产技术，并调查更深的油层和已知生产区以外的区域，最大限度地从我们的资产中最终回收碳氢化合物。在继续利用成熟的技术和技术的同时，我们还将不断提高我们的钻井、完井和生产技术的效率，以优化最终的资源回收率、回报率和现金流。我们将继续推进和使用创新的采油和其他采油技术，以释放额外价值，并将在适用的情况下为这些下一代技术分配资金。此外，我们打算利用我们经营的盆地的未开发优势，扩大对我们种植面积和邻近地区的油藏的地质调查。
低于现有生产油层的种植面积。通过这些研究，我们将寻求将我们的开发扩展到我们已知的生产地区之外，以便以具有吸引力的综合成本将可能的和可能的储量增加到我们的库存中。我们努力通过利用我们员工的专业知识在我们稳健的资产中发现或创造新的机会，来优化我们的产量和增加我们的储量。
•通过积极和持续的对冲计划，提高未来现金流的稳定性和可见性。我们的对冲策略旨在通过确保生产的价格变现和现金流，使我们的资本计划免受价格波动的影响。我们利用大宗商品定价前景和对市场基本面的了解来更好地保护我们的现金流-我们对原油和天然气生产进行对冲以防范石油和天然气价格下跌，我们对天然气购买进行对冲以保护我们的运营成本不受价格上涨的影响。我们还寻求通过固定价格的天然气采购协议和管道运力协议来保护我们的运营费用，这些协议用于将天然气从落基山脉运输到我们在加州的资产，这有助于减少我们受到燃料气购买价格波动的影响。此外，我们还进行对冲，以满足2021年RBL贷款机制的对冲要求。我们在2022年保护了很大一部分现金流，并通过我们的大宗商品对冲计划寻求保护2023年预期现金流的很大一部分，以及2024年至2025年的一部分。随着市场状况的变化，我们不断审查我们的对冲计划，并利用广泛的市场数据和分析做出我们的对冲决定。
•持续优化成本。管理层将重点放在降低成本举措和优化整个公司的成本结构上。我们相信，在保持HSE标准的同时，我们将能够确定并实现成本降低，并优化我们的流程和成本结构。
•继续遵守强劲的HSE绩效。作为我们承诺成为一名良好的企业公民并创造长期股东价值的一部分，我们努力以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护人类和环境，遵守现有法律和法规，并照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。我们通过各种措施监控我们的HSE表现，并对我们的员工和承包商保持高标准。满足公司HSE指标，包括与HSE事件有关的指标，是我们针对所有员工的短期激励计划的一部分。
•通过我们的CJWS封堵和废弃业务等举措继续改善我们的环境s. 我们相信，石油和天然气仍将是未来能源格局的重要组成部分，我们致力于成为良好的企业公民，包括将对环境的影响降至最低。通过CJWS，我们有能力支持该州的孤儿井和与其约35,000口闲置水井有关的逃逸排放倡议，据第三方消息来源称，其中约5,000口据信是孤立的闲置水井。CJWS通过封堵和废弃孤儿和闲置油井，为减少全州范围内的逃逸排放做出了积极贡献，这些排放主要是甲烷，这是最具破坏性的温室气体。此外，我们正在继续推进其他环境倡议，包括太阳能和水回收项目，我们正在评估我们的碳捕获、使用和储存机会的种植面积。
我们的资本计划
在截至2022年和2021年12月31日的年度内，我们的总资本支出分别约为1.53亿美元和1.33亿美元，其中包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。与2021年相比，我们增加了2022年的资本计划，以应对油价环境的改善以及全球和国家经济环境的改善。2022年，E&P和企业支出为1.45亿美元(不包括800万美元的油井维修和废弃资本)，而2021年为1.32亿美元。在截至2022年12月31日的一年中，这些资本支出中约有61%和39%分别用于加州和犹他州的业务。与2021年相比，该公司在2022年为犹他州的资产分配了更多资本，部分原因是新收购的Antelope Creek物业存在机会。此外，由于在加利福尼亚州获得新的钻探许可面临重大挑战，
与前一年相比，该公司在加州钻探的新油井减少，侧钻、修井和重完井活动增加。全年资本支出增加的部分原因也是由于成本通胀超出了我们最初的预期，我们开始经历年中的情况。
与去年同期相比，我们的整体产量持平，不包括2022年和2021年收购和资产剥离的影响。2022年我们钻了85口井，其中72口在加利福尼亚州，包括51口生产井，13口注水井和其他井，8口圈定井。我们还在犹他州钻了13口井。
我们2023年用于E&P运营和公司活动的资本支出预算在9500至1.05亿美元之间，我们预计这将导致产量同比略有下降，但产量水平将与2022年下半年的水平相对持平。这一资本不包括CJWS的约800万美元。我们目前预计，2023年石油产量将约占总产量的92%，与2022年一致。根据目前的大宗商品价格和我们迄今的钻探成功率，我们预计能够从运营现金流中为我们的2023年资本发展计划提供资金。我们目前的2023年资本计划侧重于我们已获得许可或已完成现有CEQA分析的年内钻探的新井，其他方面则侧重于修井、侧钻和其他与现有井眼相关的活动。由于加利福尼亚州持续的监管不确定性影响了我们所有加州资产所在的克恩县的许可程序，资本计划的准备是基于这样的假设：我们不会在加州2023年获得额外的新钻探许可，但我们将继续及时获得计划活动所需的其他许可和批准。然而，我们正在寻求替代途径，以获得新油井的额外许可，如果获得许可，将使我们能够扩大我们资本预算中设想的2023年钻探计划。有关影响我们钻探和开发资产能力的法律和法规，包括那些影响监管批准和许可要求的法律和法规的其他讨论，请参阅“-监管事项”。
不包括上述资本支出，2022年全年，我们在封堵和废弃活动上花费了约2000万美元，超过了我们在加州闲置油井管理计划下的年度义务要求。2023年，我们目前预计将花费约2100万至2400万美元用于此类活动，我们再次计划领先于我们的年度封堵和放弃义务，以履行我们作为负责任运营商的承诺。
有关与我们的资本计划相关的潜在风险的信息，请参阅“项目1A”。风险因素“，以及”-监管事项“。
我们的业务范围--E&P
我们主要的E&P业务区在加利福尼亚州，我们在犹他州也有业务。2022年1月，我们剥离了科罗拉多州的运营区域。
加利福尼亚
加州油田，包括我们的油田所在的克恩县和圣华金盆地的油田，是世界上资源最丰富的油田之一。根据美国能源情报署的数据，根据已探明储量，加利福尼亚州克恩县的圣华金盆地拥有美国20个最大油田中的3个。我们在这三个油田中的两个-中途-日落和南贝里奇都有业务。我们在加州的所有业务都位于圣华金盆地和人口密度较低的克恩县农村。我们相信，在我们在圣华金盆地内的作业区内及其周围有大量现有的油田重新开发机会，其中还包括麦基特里克和波索克里克油田。我们还相信，我们专注于加州的业务和强劲的资产负债表将使我们能够利用这些机会。19世纪60年代末，圣华金盆地开始了商业石油开发，当时开采沥青矿藏，手工挖掘和钻探浅井。在接下来的几十年里，迅速发现了许多最大的石油聚集地。我们酒店的运营始于1909年。在20世纪60年代，热技术的引入导致稠油油田储量的大幅增加。圣华金盆地包含多个堆叠的长凳，这些长凳
允许继续发现地层、构造和非构造圈闭。在圣华金盆地发现的大多数石油聚集发生在始新世至更新世的沉积剖面中。蒙特利组、克雷亨根组和图美组的有机富页岩形成了源岩，为这些聚集层产生了石油。
我们目前在克恩县的圣华金盆地拥有约15,000英亩净地，其中91%由生产和费用利息持有。我们加州约12%的土地位于由土地管理局管理的联邦土地上，其中100%由生产部门持有。我们在加州的资产中拥有97%的平均工作权益，我们的生产区包括：
•加州的业务包括：
◦(I)我们的北中途-日落砂岩属性，我们在那里使用循环和连续的蒸汽注入来开发这些已知的储集层；以及我们的麦基特里克油田属性，这是一种较新的蒸汽驱开发项目，具有加密和延伸钻井的潜力。同样位于这里的还有我们的北中途-日落热硅藻土属性，这需要高压循环蒸汽技术来释放我们认为存在的重要价值，并最大限度地提高回收率。
继2019年11月暂停批准新的高压循环蒸汽井以解决某些运营商遇到的地面表达问题后，我们继续等待CalGEM批准我们修订后的开发计划，我们认为这与劳伦斯·利弗莫尔国家实验室和CalGEM共同领导的研究结果一致。与此同时，我们计划在2023年在这些不需要高压循环蒸汽的热硅藻土属性中钻探允许的井。有关更多信息，请参阅“--健康、安全和环境事项条例--CalGEM对石油和天然气活动的额外行动”；
◦(Ii)我们的南中途-日落，这是寿命长、降幅低、利润率高的热油物业，具有额外的开发机会；
◦(Iii)我们的南贝尔里奇田野山庄，其特点是两个地质风险较低的已知储集层，蕴藏着大量的钻探前景，包括井下机会，以及额外的蒸汽泛滥机会。
◦(Iv)我们的Poso Creek资产，这是我们继续开发的一种活跃的成熟浅层重油资产。我们通过循环和连续注汽相结合的方式开发这些砂岩属性，类似于我们在西加州的许多业务。
截至2022年12月31日，我们的加州探明储量约占我们总探明储量的76%。截至2022年12月31日的一年中，加州的日均产量为21.3mboe/d，占我们平均日产量的82%。
除了这些上游业务，我们还拥有基础设施和多余的可用外卖能力，以支持加州的额外开发。我们从稠油油藏中生产石油，使用蒸汽来加热石油，使其流入井筒进行生产。为了帮助支持这一业务，我们拥有并运营着四家以天然气为燃料的热电联产工厂，这些工厂生产电力和蒸汽。这些位于中途-日落和麦基特里克油田的发电厂提供了我们大约16%的蒸汽需求和大约55%的现场电力需求，为我们在加州的运营提供动力，平均价格通常低于电力市场价格。为了进一步抵消我们的成本，我们还根据长期合同出售我们两个热电联产设施生产的电力，合同期限分别为2023年12月和2026年11月。我们还拥有62台常规蒸汽发生器，以帮助满足我们的运营所需的蒸汽。
此外，我们拥有收集、储存、处理、水回收和软化设施，减少了我们花费资本开发附近资产的需要，并总体上允许我们控制某些运营成本。大致
我们加州92%的石油生产是通过管道连接销售的，然而，我们也可以在短期管道市场中断期间使用卡车运输来销售我们的石油。
犹他州乌伊塔盆地
Uinta盆地是一个成熟的轻质油气田，覆盖面积超过15,000平方英里，拥有大量未开发的资源，我们在这些地区拥有很高的运营控制权和额外的管道后潜力。我们在犹他州Brundage Canyon、Ashley森林、Lake Canyon和Antelope Creek地区的Uinta盆地业务目标是绿河和Wasatch地层，这些地层在4000英尺到7000英尺的深度生产石油和天然气。我们对现有土地拥有高度的运营控制权，这为额外的垂直和/或水平开发和重新完成提供了显著的上行空间。我们目前在Uinta盆地拥有约101,000英亩净地，其中92%是通过生产持有的。犹他州约28%的土地位于联邦土地管理局管理的土地上，其中78%由生产部门持有。我们犹他州大约65%的土地是在部落土地上，其中98%是由生产持有的。
截至2022年12月31日，我们的Uinta盆地已探明储量约占我们总已探明储量的24%，占截至2022年12月31日的年度平均日产量的4.8mboe/d或18%。
我们还拥有广泛的天然气基础设施和可用的外卖能力，以支持现有天然气运输合同的额外开发。我们拥有天然气收集系统，由大约500英里长的管道和相关的压缩和计量设施组成，这些设施连接着该地区的许多销售网点。我们还在犹他州杜切斯恩县的Brundage Canyon地区拥有一家天然气加工厂，产能约为30 Mmcf/d。该工厂从我们运营的收集和压缩设施中接收交货。在这些设施收集的天然气中，约88%来自我们运营的油井。该加工厂目前的生产能力为10-17 Mmcf/d，剩余的产能足以进行额外的大规模开发钻探。
乌伊塔盆地形成于晚白垩世至始新世时期，是一个成熟的轻质油气藏，主要位于犹他州的杜切斯县和犹他县，占地超过15,000平方英里。第二次世界大战后立即进行的勘探工作导致在乌伊塔盆地发现了第一批商业石油。在这些早期发现中，在绿河组的河流-湖泊砂岩中发现了石油，并从这些砂岩中生产了石油。2000年代中期采用了改进的水力增产技术，极大地提高了乌伊塔盆地的产量。根据犹他州自然资源部的报告，犹他州的石油总产量增加了一倍多，从2003年的3600万桶/天增加到2021年的9700万桶/天。2021年犹他州约87%的石油产量来自杜切斯内县和犹他州的乌伊塔盆地。
2022年2月，我们完成了对犹他州Antelope Creek地区油气生产资产的收购。这些资产与我们现有的Uinta资产相邻。
我们的油井维修和报废业务
2021年10月1日，我们完成了对加州最大的上游油井维修和报废业务之一的收购，该业务以C&J油井服务的形式运营，现在构成了我们的油井维修和报废业务部门。CJWS在加州为石油和天然气生产公司提供油井现场服务，重点是油井维修、油井废弃服务和水上物流。CJWS的服务包括基于钻井平台和连续油管的油井维护和修井服务、重完井服务、流体管理服务、捕鱼和租赁服务，以及其他辅助油田服务。此外，CJWS还在油井的生产寿命结束时提供封堵和废弃服务，我们相信这为Berry创造了一个战略增长机会。CJWS与我们的石油和天然气业务所需的服务相适应，并支持我们作为负责任的运营商和减少排放的承诺，包括通过主动封堵和放弃油井。此外，CJWS对于推进我们与加利福尼亚州合作减少闲置油井的逃逸排放--包括甲烷和二氧化碳--的战略至关重要。根据独立消息来源，加州估计约有3.5万口闲置油井，其中
据信，大约有5000口井是孤立的闲置油井。凭借CJWS在废弃油井方面的专业知识和经验，我们有机会获得州和联邦资金，帮助补救孤立的闲置油井，这些油井是加利福尼亚州的负担，此外，我们还可以安全地为CJWS的客户封堵和废弃闲置油井。
通过CJWS，我们运营着一支由72个修井钻机组成的机队，通常也称为修井钻机，以及相关设备。这些服务的目的是在油井和天然气井的整个生产寿命内建立、维持和提高产量，并在生产寿命结束时封堵和报废油井。我们的油井维修业务在油井和天然气井的整个生产寿命内为建立、维持和提高产量提供各种服务，包括：
•维护工作，包括拆除、修理和更换井下设备和部件，并在这些操作完成后恢复生产；
•修井，可能包括加深、侧钻、增加生产层、隔离井段或修复进出井作业所需的套管，或将设备从井筒中移除；以及
•当油井的生产寿命结束时，封堵和废弃服务。
为了维持石油和天然气生产的最佳水平，需要在油井的整个生命周期内进行定期维护。定期维护目前占我们油井服务工作的最大部分，由于需要持续的维护支出来维持生产，我们历来对这些服务的需求相对稳定。
除了定期维护外，生产油井和天然气井有时还需要大修或改装，称为修井，这通常比维护作业更复杂、更耗时。修井服务的需求对石油和天然气生产商对石油和天然气价格的中长期预期很敏感。随着石油和天然气价格上涨，修井活动的水平往往会增加，因为石油和天然气生产商寻求通过提高油井效率来提高产量。
在永久关闭不再具有经济产量的油井和天然气井的过程中，也使用油井检修钻机。封堵和废弃工作可以提供有利的运营利润率，而且与钻探和修井活动相比，对石油和天然气价格的敏感性较低，因为当油井不再生产时，油井运营商必须按照国家规定封堵油井。
我们的水上物流业务使用我们247辆水上物流卡车和相关资产，包括专用油罐车、储油罐和其他相关设备。这些资产提供、运输和存储各种流体，并提供维护服务。这些服务在大多数修井和补救项目中都是必需的，在日常生产井作业中也经常使用。我们在水上物流方面也有大约1,370台租赁设备。
我们的资产和生产信息
在截至2022年12月31日的一年中，我们的平均净产量约为26.1 mboe/d，其中约92%为石油，约82%在加州。在加利福尼亚州，截至2022年12月31日的一年，我们的平均产量为21.3百万桶/天，其中100%是石油。我们2021年在加州的生产包括我们以前拥有的Placerita业务，2021年的平均日产量为0.7mboe/d。我们在2021年末剥离了Placerita业务。我们还于2022年1月剥离了我们在科罗拉多州Piceance盆地的所有资产，该盆地2021年的产量为1.2mboe/d。2022年2月，我们完成了对犹他州Antelope Creek地区油气生产资产的收购。这些资产毗邻我们现有的Uinta资产，2022年的平均日产量约为1.0mboe/d。
下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的平均日产量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 日均净生产量(1) 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 |
| (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) |
加利福尼亚(2) | 21.3 | | | 100 | % | | 22.0 | | | 100 | % |
犹他州(3) | 4.7 | | | 58 | % | | 4.2 | | | 51 | % |
| 26.0 | | | 92 | % | | 26.2 | | | 88 | % |
| | | | | | | |
科罗拉多州(4) | 0.1 | | | — | % | | 1.2 | | | 2 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
总计 | 26.1 | | | 92 | % | | 27.4 | | | 88 | % |
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。
(2)包括Placerita物业的产量，直至2021年10月底剥离。2021年，这些油田的平均日产量约为700 boe/d。
(3)包括2022年2月收购的羚羊溪地区的生产。2022年，这些油田的平均产量约为1.0mboe/d。
(4)我们在科罗拉多州的房产位于皮肯斯盆地，所有这些房产都在2022年1月被剥离。
生产数据
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度产量信息。 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
日均产量(1): | | | | | | | | |
| 石油(Mbbl/d) | 24.0 | | | 24.2 | | | | | | |
| 天然气(mm cf/d) | 10.2 | | | 17.1 | | | | | | |
| NGL(Mbl/d) | 0.4 | | | 0.4 | | | | | | |
总计(mboe/d)(2) | 26.1 | | | 27.4 | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。我们还消耗一部分租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年12月31日的一年中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶99.04美元和6.45美元。
我们的发展清单
我们拥有大量低地质风险、高回报的发展机会。截至2022年12月31日，我们在我们的资产基础上确定了9813个已探明和未探明的总钻探地点。有关我们如何确定钻探地点的讨论，请参阅“-我们的储量-确定已确定的钻探地点”。
我们运营着大约97%的生产油井。此外，我们目前的大部分种植面积由生产和费用利息持有，其中包括我们在加利福尼亚州91%的种植面积。截至2022年12月31日，未来三年到期的租约覆盖的综合净面积约占我们总净面积的2%，其中55%位于犹他州。我们的高度运营控制，连同大部分
我们的生产面积，以及我们能够在加州钻探和完成油井的速度，使我们在执行开发计划方面具有灵活性，包括我们资本支出、技术改进和产品营销的时间、金额和分配。
下表汇总了截至2022年12月31日有关我们正在生产和确定的开发资产的某些信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 种植面积 | | 按生产和费用利息计算的净种植面积(%) | | 生产井，格罗斯(3) | | 平均工作利息(%)(4) | | 净收入利息(%)(5) | | 确定的钻探地点(6) |
| 毛收入 | | 网络(1)(2) | | | 毛收入 | | 网络 |
加利福尼亚 | 19,421 | | 15,098 | | 91 | % | | 2,214 | | | 97 | % | | 95 | % | | 8,527 | | | 7,186 | |
犹他州 | 111,930 | | 101,494 | | 92 | % | | 1,232 | | | 96 | % | | 79 | % | | 1,286 | | | 1,209 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
总计 | 131,351 | | 116,592 | | 92 | % | | 3,446 | | | 97 | % | | 88 | % | | 9,813 | | | 8,395 | |
__________
(1)表示我们在种植面积中的加权平均权益。
(2)其中约12%为加利福尼亚州的种植面积，28%为犹他州的种植面积。
(3)包括加利福尼亚州和犹他州的406口蒸汽驱和注水井。
(4)表示我们在现有油井中的加权平均工作利益。
(5)代表我们截至2022年12月31日的年度的加权平均净收入利息。
(6)截至2022年12月31日，我们已确定的钻探地点包括大约935个与PUD相关的总(净)位置，包括200个总(198个净)蒸汽驱注井。有关我们确定钻探地点的程序和标准的更多信息，请参阅“-我们的储量-确定确定的钻探地点”。
我们的储备
保留数据
截至2022年12月31日，我们估计总探明储量为110 mm boe，高于截至2021年12月31日的97 mm boe。在生产10 mm boe之前，我们的总探明储量增加了23 mm boe，或2022年的24%，其中大部分是由于扩建，因为我们在我们的物业中增加了重要的PUD位置。我们用更多的已探明储量取代了2022年产量的236%。
我们的大部分储量是由浅层、长寿油层中的原油组成的。截至2022年12月31日，我们已探明储量的折现未来净现金流的标准化衡量标准约为21亿美元，我们已探明储量的PV-10分别约为26亿美元。这些价值比上一年年底的12亿美元和15亿美元大幅增加。PV-10是一种财务指标，不是按照美国公认会计原则(GAAP)计算的。关于PV-10的定义以及与未来净现金流贴现的标准化计量的对账，请参见下文“-PV-10”。截至2022年12月31日，我们已探明储量的约76%和已探明储量PV-10价值的约85%来自我们在加州的资产。我们还在犹他州的Uinta盆地拥有约24%的已探明储量和约15%的PV-10价值，该盆地是一个成熟的轻质油气田，拥有大量未开发的资源。
下表按类别汇总了截至2022年12月31日的我们估计的已探明储量和相关的PV-10：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的探明储量(1) |
| 石油(MMBbl) | | 天然气(Bcf) | | NGL(MMBbl) | | 总计(Mmboe)(2) | | 已证实的百分比 | | 已探明开发百分比 | | 资本支出(3) ($MM) | | PV-10(4) (百万美元) |
| 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 | |
| 浆果总探明储量 | 99 | | | 59 | | | 2 | | | 110 | | 100 | % | | 100 | % | | 706 | | | 2,624 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 加州总探明储量 | 84 | | | — | | | — | | | 84 | | | | | | 512 | | | 2,240 | |
__________
(1)我们的估计净储备是根据美国证券交易委员会指导，根据前12个月的平均月初价格确定的。截至2022年12月31日，前12个月未加权的每月第一天算术平均价格为石油和天然气液体(NGL)每桶布伦特原油100.25美元，天然气每Mmbtu Henry Hub 6.4美元。这些资产寿命内的体积加权平均实现价格估计为每桶石油和凝析油91.33美元，每桶天然气液化天然气48.76美元和每立方厘米天然气6.76美元。价格在物业的整个生命周期内保持不变，我们考虑到了反映市场环境的定价差异。价格的计算使用了现行美国证券交易委员会指导方针和会计规则建立的石油和天然气价格参数，包括质量租赁调整、燃料扣减、地域差异、营销奖金或扣减以及其他影响井口收到价格的因素。请参见下面的“-我们的储备-PV-10”。
(2)使用6mcf天然气对1桶石油的换算比率进行估算。
(3)表示截至2022年12月31日估计的未贴现未来资本支出。
(4)PV-10是不按照公认会计准则计算的财务指标。关于PV-10的定义以及与未来净现金流贴现的标准化计量的对账，请参阅下文“-我们的储备-PV-10”。PV-10不会使衍生品交易生效。
下表汇总了截至2022年12月31日按面积划分的我们估计的已探明储量和相关的PV-10。下表所列储量估计数是根据DeGolyer和MacNaughton编写的报告编制的。储量估算是根据目前美国证券交易委员会关于石油、天然气和天然气储量报告的规则和规定编制的。储备金是指扣除适用的特许权使用费后的净额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的探明储量(1) |
| 加利福尼亚
(圣华金盆地) | | 犹他州
(乌伊塔盆地) | | 总计 |
已探明的已开发储量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 43 | | | 11 | | | 54 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | 44 | | | 44 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
总计(Mmboe)(2)(3) | 43 | | | 19 | | | 62 | |
已探明的未开发储量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 41 | | | 4 | | | 45 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | 15 | | | 15 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
总计(Mmboe)(3) | 41 | | | 7 | | | 48 | |
总探明储量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 84 | | | 15 | | | 99 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | 59 | | | 59 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 2 | | | 2 | |
总计(Mmboe)(3) | 84 | | | 26 | | | 110 | |
| | | | | |
| PV-10(百万美元) | $ | 2,240 | | | $ | 384 | | | $ | 2,624 | |
__________
(1)我们的估计净储备是根据美国证券交易委员会指导，根据前12个月的平均月初价格确定的。截至2022年12月31日，石油和天然气的未加权算术平均价格为每桶布伦特原油100.25美元，天然气为每Mmbtu Henry Hub 6.4美元。按石油和凝析油每桶的成交量加权平均实现价格为91.33美元，每桶天然气和凝析油的成交量加权平均实现价格为48.76美元，每mcf的成交量加权平均实现价格为6.76美元。价格在物业的整个生命周期内保持不变，我们考虑到了反映市场环境的定价差异。价格的计算使用了美国证券交易委员会现行指导方针和会计规则建立的石油和天然气价格参数，包括质量租赁调整、燃料扣减、地域差异、营销奖金或扣减以及其他影响井口收到价格的因素。关于商品价格风险的更多信息，请参阅“第1A项”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险—石油、天然气和天然气价格波动很大，直接影响我们的业绩。”
(2)已探明的已开发储量约占总储量的14%，占石油总储量的14%。
(3)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶99.04美元和70.95美元，每桶6.45美元和3.89美元。
PV-10
PV-10是一种非GAAP财务指标，被业内广泛用于了解石油和天然气公司的现值。它代表已探明石油及天然气储量的估计未来现金流入的现值减去未来开发及生产成本，按每年10%的折现率反映未来现金流量的时间，不会对衍生交易或估计未来所得税产生影响。管理层认为，PV-10为投资者提供了有用的信息，因为它被分析师和投资者广泛用于评估石油和天然气公司。由于在估计未来应缴纳的所得税数额时，有许多独特的因素可能会影响一家公司，管理层认为，使用税前衡量标准对评估公司是有价值的。不应将PV-10视为根据公认会计准则计算的未来净现金流量贴现的标准计量的替代办法。
下表提供了我们已探明储量的PV-10与截至2022年12月31日的未来净现金流贴现的标准化衡量标准的对账：
| | | | | |
| 2022年12月31日 |
| (单位：百万) |
| 加州PV-10 | $ | 2,240 | |
| 犹他州PV-10 | 384 | |
| 合计公司PV-10 | 2,624 | |
| 减去：未来所得税的现值以10%的折扣 | (550) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 2,074 | |
新增探明储量
在投产前，我们的总探明储量增加了23Mboe，或24%。这一增长的主要原因是增加了扩展，因为我们在我们的物业中增加了重要的PUD位置。我们用更多的已探明储量取代了236%的产量。从2021年12月31日到2022年12月31日，我们已探明储量的总变化如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚
(圣华金盆地) | | | | | | | 犹他州
(乌伊塔盆地) | | 科罗拉多州
(皮肯斯盆地) | | 总计 |
| (Mmboe)(1) |
| 截至2021年12月31日的期初余额 | 79 | | | | | | | | 14 | | | 4 | | | 97 | |
扩展和发现 | 20 | | | | | | | | 6 | | | — | | | 26 | |
对先前估计数的修订 | (7) | | | | | | | | 1 | | | — | | | (6) | |
就地购买矿物(2) | — | | | | | | | | 7 | | | — | | | 7 | |
矿产销售到位(3) | — | | | | | | | | — | | | (4) | | | (4) | |
当年产量 | (8) | | | | | | | | (2) | | | — | | | (10) | |
| 截至2022年12月31日的期末余额 | 84 | | | | | | | | 26 | | | — | | | 110 | |
__________
(1)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶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，我们收购了犹他州的Antelope Creek。
(3)2022年1月，我们剥离了我们在科罗拉多州的Piceance盆地资产。
分机。 2022年期间，由于年内钻探结果的探明面积增加，我们在加利福尼亚州和犹他州的扩建项目增加了26Mboe的已探明储量。
对以前估计数的修订。
与价格相关的修订-产品价格变化会影响我们记录的已探明储量。例如，在某些价格环境下，更高的价格可以增加我们运营中的经济可采储量，因为额外的利润率延长了它们的预期寿命，使更多的项目变得经济。相反，当价格下跌时，我们可以体验到相反的效果。2022年，我们对加州和犹他州的净正价格修正分别为1 Mboe和1 Mboe。
其他修订-其他修订可能包括对先前已探明储量估计的上调或下调，原因是对最近地质、产量下降或经营业绩的评估或解释。
数据。2022年，我们在加利福尼亚州对7个Mmboe的其他修订为负。负面的其他修订主要是由于我们在北中途-日落油田的热硅藻土开发计划发生了变化。
就地购买矿物。2022年2月，我们收购了Antelope Creek，并在犹他州增加了7个已探明储量。
矿产销售到位。2022年1月，我们剥离了Piceance盆地的资产，并在科罗拉多州移走了大约4个已探明储量。
当年产量- 请参阅“第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析—某些经营和财务信息以讨论我们今年的生产情况。
已探明未开发储量变化
我们加州已探明的未开发储量在2022年增加了9Mboe，这主要是由于延期，但部分被修订所抵消。2021年12月31日至2022年12月31日，我国已探明未开发储量变化情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚
(圣华金和文图拉盆地) | | 犹他州 (乌伊塔盆地)(2) | | 科罗拉多州 (皮肯斯盆地)(3) | | | | | | | | 总计 |
| (Mmboe)(1) |
| 截至2021年12月31日的期初余额 | 32 | | | 1 | | | — | | | | | | | | | 33 | |
扩展和发现 | 19 | | | 6 | | | — | | | | | | | | | 25 | |
对先前估计数的修订 | (8) | | | — | | | — | | | | | | | | | (8) | |
重新分类为已证实的开发 | (2) | | | — | | | — | | | | | | | | | (2) | |
| 截至2022年12月31日的期末余额 | 41 | | | 7 | | | — | | | | | | | | | 48 | |
__________
(1)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶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，我们收购了Antelope Creek，其所有已探明储量均被评估为已探明开发。
(3)2022年1月，我们剥离了我们在科罗拉多州的Piceance盆地资产。
分机。 于2022年，我们根据Hill Tulare、McKittrack和犹他州的未探明地点的钻探结果，根据年内钻探结果增加了我们的已探明面积，从而增加了已探明的未开发储量25Mboe。
对以前估计数的修订。
其他修订-2022年，我们的其他修订为负8 Mmboe，主要是由于我们改变了我们在加州北中途-日落油田的热硅藻土业务的开发计划。
重新分类为已证实的发展。与近年来相比，2022年，我们将很大一部分开发精力从钻井转向高回报和资本效率的修井、侧钻和完井。此外，我们于2022年将约两Mboe的已探明未开发储量转移至已探明已开发类别，与我们的开发钻探活动有关，耗资约3,000万美元。2022年的资本密集度高于最近几年，因为我们基于犹他州的经济机会增加了我们在犹他州的发展重点，而且犹他州有更深的油井，因此与加州相比，钻探成本更高。2022年，加州的开发项目平均每桶不到11美元。我们期待有足够的未来
资金将在五年内开发我们已探明的未开发储量，时间为2022年12月31日。如果价格在较长一段时间内大幅低于当前水平，我们可能需要减少未来五年的预期资本支出，这可能会影响已探明未开发储量的数量或开发时机。我国年末已探明未开发储量是按照美国证券交易委员会五年内开发指导意见确定的。管理层已作出必要的承诺，我们预计未来将有足够的资本开发我们所有已探明的未开发储量。
储量评估和复核过程
独立工程师DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)准备了我们在此报告的储量估计。D&M为准备储备金额而进行的过程包括他们对储备数量、未来生产率、未来净收入和该等未来净收入的现值的估计，部分基于我们提供的数据。于编制储量估计时，D&M并无独立核实吾等所提供有关所有权权益、产量、试井数据、营运及开发历史成本、产品价格或任何与物业当前及未来营运及生产销售有关的协议的资料及数据的准确性及完整性。然而，如果在D&M的工作过程中，他们注意到任何此类信息或数据的有效性或充分性受到质疑，他们不会依赖这些信息或数据，直到他们满意地解决了相关问题。对储量的估计符合“美国证券交易委员会”的指导方针，包括“合理确定性”的标准，因为它涉及对未来几年储量可采收率的预期。根据美国证券交易委员会规则，可以使用经同一油藏或类似油藏项目的实际生产证明有效的技术，或通过使用建立合理确定性的可靠技术的其他证据，来建立合理确定性。可靠技术是指一种或多种技术(包括计算方法)的组合，这些技术经过现场测试，并已被证明在被评估的地层或类似的地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。探明储量估算是利用标准的地质和工程技术和计算方法建立的。, 这是石油行业普遍接受的。探明储量的增加主要是通过生产历史或类比来编制的，它们是在递减曲线分析的基础上，利用历史产量和类比类型的曲线。我们还利用地质和地球物理信息建立了探明储量估计的合理确定性，以建立渗透率、井下完井信息、电测井、放射性测井、岩心分析、现有地震数据和历史油井成本、运营费用和商品收入数据之间的储集层连续性。
D&M还使用S-X规则4-10(A)规定的已探明储量定义以及随后美国证券交易委员会工作人员的解释和指导，编制了储量分类估计数。
我们对储量估计编制的内部控制旨在根据《美国证券交易委员会》规定，为我们储量估计的可靠性提供合理保证。我们负责业务发展的执行副总裁总裁负责监督储量估计的准备工作，他拥有南卡罗来纳大学的地质学硕士学位和卡尔顿学院的地质学学士学位，并拥有超过35年的石油和天然气行业经验。储量估计已由我们的高级工程人员和管理层审查和批准，并提交给我们的董事会。在D&M内部，主要负责审查我们的储量估计的技术人员是德克萨斯州的注册专业工程师，拥有石油工程科学硕士和哲学博士学位，并在油气藏研究和储量评估方面拥有10年以上的经验。
储量工程本质上是一个主观的过程，估计无法准确测量的石油、天然气和天然气的地下储量。如需了解更多信息，请参阅“第1A项。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险—对已探明储量和相关未来净现金流的估计并不准确。我们已探明储量的实际数量和未来的净现金流可能会被证明低于估计。”
确定已确定的钻探地点
已探明的钻井地点
根据我们截至2022年12月31日的储量报告，我们已探明的未开发储量约有935个总(928个净)钻探地点。2022年，由于已探明的未开发储量，我们增加了钻探地点，这主要是由于我们根据钻探结果增加了已探明的面积。我们使用生产数据和从我们的开发计划中获得的经验来确定并优先开发这一已探明的钻井库存。这些钻探地点只有在经过技术评估并被认为在五年内被钻探的可能性很高后，才会包括在我们的库存中。在对地质和工程数据进行技术评估后，可以合理确定地估计，根据美国证券交易委员会的指导方针，这些地点的储量是可商业开采的。管理层在确定这些地点时会考虑当地基础设施的可用性、钻井支持资产、州和地方法规以及其他其认为相关的因素。
未探明的钻探地点
我们还确定了截至2022年12月31日未探明钻探地点的多年库存总额为8878个(净额为7467个)。我们未探明的钻探地点是根据适用的地质、工程和生产数据逐个油田具体确定的。我们分析过去的油田开发实践，并考虑到历史生产业绩、预计钻井和完井成本、间距和其他性能因素，确定类似的钻井机会。这些钻探地点主要包括(I)加密钻探地点，(Ii)因油田扩建而增加的地点或(Iii)热采项目扩建，其中一些目前正处于我们物业的试验阶段，但尚未确定为经证实的地点。我们相信，用于估计这些钻井位置的假设和数据与基于我们正在使用的回收过程类型的既定行业实践是一致的。有关影响我们钻探和开发资产能力的法律和法规的其他讨论，包括监管批准和许可要求，请参阅《健康、安全和环境事项法规》。
我们计划在适当的水平上分析我们的勘探钻探机会的面积。我们预计将使用内部生成的信息和专有模型，其中包括来自模拟播放的数据、三维地震数据、裸眼和泥浆测井数据、岩心和油藏工程数据，以帮助确定目标区段的范围以及此类区段生产商业数量碳氢化合物的潜在能力。
井距确定
我们在上述已确定井位类别中的井间距是根据我们现有生产油田的实际作业间距确定的，我们认为这对于所采用的特定开采过程(即主采、注水和热采)是合理的。不同的储集层和开采技术之间的间距可能会有所不同。我们的开发间距可以不到一英亩，用于加利福尼亚州的热力蒸汽洪水开发。
钻井进度计划
我们已确定的钻探地点已被安排为我们目前多年钻探计划的一部分，或预计将在未来安排。然而，我们可能不会在预定的时间或根本不进行我们确定的地点的钻探。我们认为我们的预期钻探地点和我们未来可能确定的任何勘探钻探地点的风险状况高于我们其他已探明钻探地点的风险状况。
我们能否有利可图地钻探和开发我们确定的钻探地点取决于许多变数，其中许多变数是我们无法控制的，包括原油和天然气价格、资本的可获得性、成本、钻探结果、监管批准和许可、可用的运输能力和其他因素。如果未来这些项目的钻探结果不能建立足够的储量来实现经济回报，我们可能会减少这些项目的钻探或开发。关于与我们的钻探计划相关的风险的讨论，
见“第1A项。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险—我们可能不会在计划的时间或根本不钻探我们确定的地点。”
下表列出了我们已探明的未开发钻探地点和截至2022年12月31日的未探明钻探地点。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PUD钻井位置
(毛) | | 未探明的钻探地点(毛利率) | | 钻探位置总数(毛) |
| 油井、天然气井和注水井 | | | | 石油、天然气和注水井 | | | | 石油、天然气和注水井 | | |
| 加利福尼亚 | 847 | | | | | 7,680 | | | | | 8,527 | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 犹他州 | 88 | | | | | 1,198 | | | | | 1,286 | | | |
| 已确定的钻探地点总数 | 935 | | | | | 8,878 | | | | | 9,813 | | | |
下表列出了各时期已探明储量占总储量15%或以上的油田的产量信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| SJV中途日落 | | | | | |
总产量(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 5,630 | | | 5,666 | | | 5,933 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL(MBBLS) | — | | | — | | | — | |
总计(Mboe)(2) | 5,630 | | | 5,666 | | | 5,933 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 西雅图贝尔里奇山 | | | | | |
总产量(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 1,551 | | | 1,505 | | | 1,280 |
| 天然气(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL(MBBLS) | — | | | — | | | — | |
总计(Mboe)(2) | 1,551 | | | 1,505 | | | 1,280 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 乌伊塔 | | | | | |
总产量(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 1,010 | | | * | | * |
| 天然气(Bcf) | 3,502 | | | * | | * |
| NGL(MBBLS) | 144 | | | * | | * |
总计(Mboe)(2) | 1,737 | | | | | |
__________
*占上述期间已探明总储量的不到15%。
(1)产量是指在该期间内售出的数量。
(2)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶99.04美元和70.95美元，每桶6.45美元和3.89美元。
生产井
截至2022年12月31日，我们共有3450口生产井(净3332口)(包括406口蒸汽驱和水驱注水井)，其中约100%是油井。我们在生产油井中的平均工作权益约为97%。我们所有的Uinta盆地油井都生产伴生天然气和NGL。截至2022年底，我们参与了圣华金盆地的16个蒸汽洪水项目和一个水灾项目，以及乌伊塔盆地的一个水灾项目。
下表列出了截至2022年12月31日我们的生产油井和天然气井(既有生产又有能力生产)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚
(圣华金盆地) | | 犹他州 (乌伊塔盆地)(3) | | 总计 |
油 | | | | | |
毛收入(1) | 2,215 | | 1,235 | | 3,450 |
网络(2) | 2,144 | | 1,188 | | 3,332 |
燃气(4) | | | | | |
毛收入(1) | — | | — | | — |
网络(2) | — | | — | | — |
__________
(1)拥有权益的油井总数。包括总共406口蒸汽驱和注水井，其中395口在加利福尼亚州，11口在犹他州。
(2)零碎权益的总和。
(3)包括2022年2月收购的羚羊溪地区的油井。
(4)在犹他州，我们的部分油井中有伴生天然气，这些油井被报告为油井。
种植面积
下表列出了截至2022年12月31日我们拥有权益的已开发和未开发总面积的某些信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚
(圣华金盆地) | | | | | | | | 犹他州
(Uinta) | | 总计 |
开发(1) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 7,135 | | | | | | | | 46,987 | | 54,122 |
网络(3) | 7,110 | | | | | | | | 45,227 | | 52,337 |
未开发(4) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 12,286 | | | | | | | | 64,943 | | 77,229 |
网络(3) | 7,988 | | | | | | | | 56,267 | | 64,255 |
__________
(1)隔开或分配给生产井的英亩。
(2)我们拥有权益的总英亩。
(3)基于工作利益或类似于生产分享合同的安排下的利益而拥有的零碎利益的总和。
(4)未钻探或完成油井的英亩，不论其面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的石油和天然气。
参与钻探油井
截至2022年12月31日，我们没有参与任何未完成的油井。
钻探活动
下表显示了我们在所示时期内钻探的净开发井，其中包括根据我们的开发计划划分的井和温度观测井。在本报告所述期间，我们没有钻探任何探井。这些信息不应被认为是未来业绩的指标，也不应假定所钻生产井的数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚 (圣华金和文图拉盆地(3)) | | | | | | | | 犹他州
(乌伊塔盆地) | | 科罗拉多州 (皮肯斯盆地(4)) | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 72 | | | | | | | | | 13 | | | — | | | 85 |
天然气 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
干的 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | |
油(1) | 181 | | | | | | | | | 10 | | | — | | | 191 |
天然气 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
干的 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 45 | | | | | | | | | — | | | — | | | 45 |
天然气 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
干的 | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
__________
(1)包括注入井。
(2)包括2022年和2020年分别尚未连接到加利福尼亚州收集系统的12口井和50口井。
(3)自2021年10月起，我们完成了我们在加利福尼亚州洛杉矶县文图拉盆地的Placerita field物业的出售，其中包括2020年的一口井和2021年的零口井。
(4)2022年1月，我们剥离了我们在科罗拉多州的Piceance盆地资产。
交付承诺
我们有为加工提供天然气数量的合同协议，其中一些协议规定了固定和可确定的数量，所有这些都在犹他州。截至2022年12月31日，截至2024年3月，合同加工量约为4560mcf/d。我们的产量远远超过承诺交付的数量，并有能力根据需要确保更多的产品。
回收方法和营销安排
我们寻求成为我们物业的运营商，以便我们能够开发和实施钻井计划和优化项目，这些项目不仅可以取代生产，还可以通过储量和产量增长以及未来的运营协同效应来增加价值。对于已操作的油井，我们平均拥有97%的工作权益，在我们的物业中拥有98%的运营控制权。
我们在加州的业务主要集中在热砂岩、热硅藻土和希尔硅藻土开发区。我们在犹他州的Uinta盆地也有业务，如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 状态 | | 项目类型 | | 井型 | | 完成类型 | | 回收机制 | | | | | | |
加利福尼亚 | | 热液砂岩 | | 垂直/水平 | | 射孔/开槽衬砌/砾石充填 | | 连续注汽和循环注汽 | | | | | | |
加利福尼亚 | | 热硅藻土 | | 垂直 | | 短井距射孔 | | 高压周期注汽 | | | | | | |
加利福尼亚 | | 希尔硅藻土(非热) | | 垂直 | | 水力刺激，低强度针尖 | | 注水加剧了压力耗竭 | | | | | | |
犹他州 | | 乌伊塔 | | 垂直/水平 | | 低强度水力刺激 | | 压力耗竭 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
提高采收率
我们在加州的大部分资产包括重质原油，这需要以蒸汽的形式提供热量，注入产油层以降低石油粘度，从而使石油能够流入井筒进行生产。我们在圣华金盆地有循环和连续的蒸汽注入项目，所有项目都在克恩县以及中途-日落、南贝里奇、麦基特里克和波索克里克等油田。这项技术已经在我们和其他人钻探的数千口井中证明了多年的成功。从历史上看，我们从稠油油藏通过周期注水开始生产，然后扩大运营，包括在邻近油井连续注水。只要存在有利的油气价差，我们就打算继续采用这两种开采技术。这些项目的全面开发通常需要数年时间，包括蒸汽和水处理设施的前期基础设施建设，以及后续的开发钻探。这些热采项目的深度一般比我们的其他项目浅(600至2500英尺)，而且钻井和完井成本相对较低，每口井的成本约为500,000美元。因此，我们通常可以快速地实施钻井计划，并获得诱人的回报率。
热电联产供汽与常规蒸汽发电
我们从稠油油藏中生产石油，使用蒸汽来加热石油，使其流入井筒进行生产。为协助这项业务，我们拥有及营运四座发电及生产蒸汽的天然气燃烧热电厂：(I)一座38兆瓦的设施(“COGen 38”)、一座18兆瓦的设施(“COGen 18”)及一座5兆瓦的设施(“PAN FEY COGen”)，每个设施均位于中途-日落油田；及(Ii)另一座5兆瓦的设施(“21z COGen”)位于麦基特里克油田。热电厂，也被称为热电厂，在发电的同时使用热涡轮废气来产生蒸汽。这种联合工艺比单独发电或单独生产蒸汽效率更高。有关更多信息，请参阅“-电”。和“第1A项。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险—我们依赖我们的热电联产设施为我们的运营生产蒸汽。剩余电力的销售合同、经济市场价格和监管条件会影响这些设施对我们业务的经济价值。”
我们拥有62台完全许可的传统蒸汽发生器。在任何时间点运行的发电机的数量取决于(I)达到我们的目标注入速度所需的蒸汽量和(Ii)天然气价格与我们的石油生产率和售出石油的实际价格的比较。拥有这些不同的蒸汽产生设施，可以最大限度地控制蒸汽供应、位置，在某种程度上，还可以控制
蒸汽发电的总成本。我们购买的用于产生蒸汽和电力的天然气主要是基于落基山脉的价格指数，包括运输费，因为我们目前大部分的天然气需求都是从落基山脉购买的，其余的在加州购买。
营销安排
我们销售原油、天然气采购和电力。
原油。我们加州约92%的原油生产通过原油管道连接到加州市场。我们通常不运输、提炼或加工我们生产的原油，也没有任何长期的原油运输安排。加州的石油价格受到布伦特原油价格的影响，因为加州炼油商大约70%的需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口。这种动态导致了一段时期，包括最近几年，主要基准中途日落原油(13°API重质原油)的价格一直等于或超过WTI原油(40°API轻质原油)的价格。由于没有通过铁路或超级油轮进口原油的较高成本，我们相信，我们在加州的生产和较低的运输成本，加上受布伦特原油影响的定价，将使我们能够继续在加州实现强劲的现金利润率。我们的石油生产主要是根据对市场敏感的合同销售的，这些合同的定价通常与采购商公布的产区价格存在差异。我们以短期合同出售我们所有的石油生产。从历史上看，犹他州含蜡的石油质量主要限制了对盐湖城市场的销售，盐湖城市场在很大程度上依赖于该地区的石油供求。最近该盆地石油供应紧张的局面取得成功，增加了供应，并对现货油价构成下行压力。由于这些情况，我们正在努力将我们的原油出售给盆地以外的市场。通过铁路向其他市场出口的选择是可用的，过去也曾使用过，但相对昂贵。我们还进行了石油对冲，以保护我们的运营费用和其他成本不受价格波动的影响。
天然气。我们的天然气生产主要是根据对市场敏感的合同销售的，这些合同的定价通常与已公布的产区天然气指数价格存在差异。我们的天然气生产是根据季节性现货价格或指数合同出售给买家的。我们以对市场敏感的价格或现货价格，以短期合同出售我们所有的天然气和天然气生产。在某些情况下，我们签订了天然气加工合同，根据合同，剩余的天然气以短期合同出售，但相关的天然气液化天然气以长期合同出售。在所有这些情况下，剩余的天然气和天然气都是以对市场敏感的指数价格出售的。
NGL。我们没有长期或长途的州际NGL运输协议。我们使用基于市场的定价将我们几乎所有的NGL出售给第三方。我们的NGL销售一般是根据加工合同或短期销售合同进行的。
天然气采购。 我们对购买天然气进行对冲，以保护我们的运营费用不受价格波动的影响。我们还签订了长期的管道运力协议，将天然气从落基山脉运往我们在加州的资产，这有助于减少我们受到燃料气购买价格波动的影响。
发电。我们的热电联产设施为我们的物业提供电力和蒸汽，并为非租赁销售提供电力。我们的四个热电联产设施位于我们某些产油区的中心，其总发电能力约为66兆瓦。每个设施产生的蒸汽能够输送到我们的热采工艺需要蒸汽的许多油井中。热电联产设施的主要目的是降低我们重油作业中的蒸汽和电力成本。
我们的PanFee Cogen和21z Cogen设施产生的电力和蒸汽仅用于现场作业。
截至2022年12月31日止年度，我们每天向电网出售约1,005兆瓦时的热电联产电力，并平均每天消耗约293兆瓦时的热电联产电力供租赁业务使用。这四个热电联产设施平均生产约2.4万桶
每天都有蒸气。剩余电力的销售合同、经济市场价格和监管条件会影响这些设施对我们业务的经济价值。
电力销售合同。我们根据加州公用事业委员会(CPUC)批准的长期PPA将我们的一家热电联产设施生产的电力出售给加州投资者拥有的公用事业公司太平洋燃气电力公司(PG&E)。PPA将于2026年11月到期。
主要客户
在截至2022年12月31日的一年中，对PBF Holding、Tesoro Refining and Marketing和Phillips 66的销售额分别约占我们销售额的33%、16%和10%。截至2022年12月31日，来自三个客户的贸易应收账款约占我们应收账款的33%、16%和13%。
如果我们失去了我们的任何一个主要石油和天然气买家，损失可能会停止或推迟我们在该特定买家服务区的石油和天然气的生产和销售，并可能对我们能够销售的石油、天然气和NGL的价格和数量产生不利影响。有关营销风险的更多信息，请参阅“项目1A”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险”.
物业的标题
按照石油和天然气行业的惯例，我们最初只对收购时的物业所有权进行初步审查。在开始对该等物业进行钻探作业前，我们会进行更彻底的业权审查，并就重大缺陷进行补救工作。我们不会在物业上开始钻探作业，直到我们修复了对项目至关重要的此类物业上的已知所有权缺陷。个别物业可能会承受我们认为不会对物业的使用或价值造成重大影响的负担。物业的负担可能包括惯常的特许权使用费利益、经营协议附带的留置权以及适用法律下的现行税收、义务或关税、开发义务或净利润利益。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈。在我们的上游勘探和勘探业务中，我们历来遇到来自其他公司的激烈竞争，包括在收购物业、承包钻井和其他相关服务以及获得训练有素的人员方面的独立运营商。我们还受到钻机和相关设备竞争的影响。过去，石油和天然气行业经历了钻机、设备、管道和人员短缺，这推迟了开发钻探，并导致价格大幅上涨。我们的设备和服务提供商的低成本、商品化性质在一定程度上使我们免受生产商在非传统业务中面临的成本通胀压力。我们无法预测何时或是否会出现这种短缺，也无法预测它们将如何影响我们的钻井计划。
通过CJWS，我们在加州市场提供服务，我们的竞争对手既有小型地区性承包商，也有拥有国际业务的大型公司。CJWS的收入和收益可能受到几个因素的影响，包括竞争的变化、客户钻井和完井活动的波动、对未来石油和天然气价格的看法、政府监管、天气、流行病和整体经济状况造成的干扰。我们认为，主要的竞争因素是价格、性能、服务质量、安全性和响应时间。关于石油和天然气行业的竞争和相关风险的更多信息，请参阅“项目1A”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险—石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们更难获得资产、销售石油或天然气以及获得训练有素的人员。”
我们还面临来自风能或太阳能等替代能源的间接竞争，随着加州和联邦政府制定可再生能源和气候相关政策，这些替代能源可能会变得更具竞争力。
季节性
季节性天气状况在过去和未来可能会影响我们的钻井、生产和油井维修活动。极端天气条件可能会对满足钻井和完井目标以及生产目标构成挑战。季节性天气还可能导致对设备、用品和人员的竞争加剧，这可能导致短缺和成本增加或推迟运营。我们的行动一直受到，未来也可能受到冬季冰雪的影响，特别是在犹他州，春季和夏季受到雷暴和高温的影响，以及野火和降雨。此外，异常的暴雨或极端温度可能会导致洪水和停电，这可能会对我们的运营能力产生不利影响，特别是在加利福尼亚州。例如，2022年12月，异常恶劣的天气导致加州面临运营挑战、停产和天然气价格大幅上涨。2023年第一季度，极端不利的天气条件继续存在，影响了我们的生产。
在其他因素中，极端寒冷的天气条件推动了2022年天然气价格的上涨。在加利福尼亚州，我们在2022年12月中旬经历了一次显著的上涨，天然气价格一度高达每Mmbtu 50.79美元。我们通过暂时关闭我们的一个热电联产设施，并减少了我们运营中其他部分的蒸汽产生，迅速转移并减少了我们在加州的天然气消耗，这对生产产生了负面影响。我们寻求通过以与天然气价格挂钩的价格将热电联产业务的过剩电力出售给第三方，来减轻我们热电厂的相当大一部分天然气购买风险。除了天然气价格对电价的影响外，这些销售通常在夏季月份更高，因为其中包括季节性容量。根据市场价格以及当前和预计的供需平衡，我们目前的预期是，加州的天然气价格将在2023年上半年继续保持高位，并在2023年年中开始走软。我们的对冲策略，加上我们从落基山脉中游获得天然气的机会，也有助于缓解天然气价格高企对我们成本结构的影响。
监管事项
石油和天然气行业的监管
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的业务受到一系列复杂的联邦、州和地方法律法规的约束。加州是我们大部分业务和资产的所在地，是美国对石油和天然气业务监管最严格的州之一。联邦、州和地方法律法规管理加州勘探、开发和生产的大部分方面，包括：
•石油和天然气生产，包括联邦、州和私人土地上油井和设施的选址和间距以及相关条件或缓解措施；
•建造、钻井、完井、刺激、操作、检查、维护和报废油井的方法；
•天然气加工厂、发电厂、压缩机以及液体和天然气管道或集气管道等设施的设计、建造、操作、检查、维护和退役；
•改善或提高采收率的技术，例如用于压力管理的蒸汽或液体注入；
•钻井、完井、刺激、维护和改进或增强采油过程中所用水的来源和处置；
•为钻探、运营和废弃或退役油井和设施提供保证金或其他财务保证；以及
•我们产品的运输、营销和销售。
总体而言，现有法律和法规的影响是，通过限制我们的财产的使用，潜在地限制我们油井的数量和位置，限制我们开发某些资产和进行某些作业的能力，并将我们油井可以生产的石油和天然气数量减少到原本可能的水平以下。此外，行业的监管负担增加了我们的成本，因此可能对运营、资本支出、收益和我们的竞争地位产生不利影响。违反这些法律和法规的行为和责任可能会导致重大的行政、民事或刑事处罚、补救清理、自然资源损害、许可证修改或撤销、业务中断或关闭、声誉损害和其他责任。补救这种情况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营结果和未来前景产生不利影响。
加州自然保护部地质能源管理部(“CalGEM”)是加州私人和州土地上石油和天然气钻探和生产活动的主要监管机构，加州土地委员会对州地表和矿产权益的管理以及其他州和地方机构也有额外的监督。美国内政部土地管理局(“BLM”)对加州的联邦土地行使类似的管辖权，CalGEM也对某些活动行使管辖权。近年来，加州立法机构大幅增加了CalGEM、州土地委员会和其他州机构在石油和天然气活动方面的管辖权、职责和执行权，CalGEM和其他州机构也大幅修订了他们的法规、监管解释以及数据收集和报告要求。此外，加利福尼亚州立法机构不时提出立法，寻求进一步限制或禁止某些石油和天然气作业，美国国会和联邦机构也定期寻求修改环境法律和法规。
接下来将讨论政府法规，包括有关环境问题的法规，可能对我们的业务、运营、资本支出、收益和竞争地位产生的潜在影响。有关可能对本公司产生重大影响的监管风险的更多信息，请参阅“第1A条”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险”.
加利福尼亚州允许的考虑因素
州和地方机构或联邦机构对钻探和生产活动的许可证和其他批准可能分别根据加州环境质量法案(“CEQA”)或国家环境政策法案(“NEPA”)进行环境审查，这在过去和未来可能导致必要的许可证和批准的发放延迟，以及施加繁重的缓解措施或限制等。例如，运营商在加州进行钻井作业之前，必须首先获得当地政府的许可，才能从事石油和天然气生产的土地使用，这要求当地政府进行符合CEQA的审查，以评估拟议的土地使用可能造成的环境影响，包括对栖息地、邻近社区、空气质量、水质和其他环境因素的影响。CEQA对州和地方机构的许可决定施加了类似的义务。在发放某些作业(例如，钻探新油井)所需的许可证之前，CalGEM要求运营商确定满足CEQA的方式，这通常是通过环境影响审查或州或地方机构的豁免。
在过去的几年里，加利福尼亚州和地方各级都出现了一些事态发展，导致我们所有加州资产所在的克恩县的石油和天然气活动的新钻探许可证的发放延迟，以及更耗时和成本更高的许可过程。最值得注意的是，在克恩县，我们历来通过遵守当地的石油和天然气法规来满足CEQA的要求，该法规得到了一份涵盖克恩县石油和天然气运营的环境影响报告(EIR)的支持(“克恩县EIR”)。2020年，有人对克恩县EIR提起诉讼，随后加州第五地区上诉法院发布了一项裁决，宣布克恩县EIR的一部分无效，直到克恩县对克恩县EIR进行某些修改并重新认证(“克恩县裁决”)。为了应对克恩县的裁决，克恩县准备了一份补充EIR(“补充EIR”)，并于2021年3月获得克恩县监事会的批准。在原告提出进一步挑战后，一个克恩县
高等法院法官于2021年10月暂停使用补充EIR，等待法院进一步审查。2022年6月，克恩县高级法院做出了部分有利于克恩县的裁决，但也发现补充EIR仍未满足CEQA的最低要求。2022年8月，克恩县监事会批准了一些变化，解决了法院在2022年6月的裁决中发现的四个独立问题。克恩县高级法院随后于2022年10月做出裁决，裁定克恩县补充EIR没有被取消认证，但命令克恩县在补充EIR生效之前解决之前发现的四个独立问题。克恩县随后向法院提交了这些变化的通知，2022年11月2日，初审法院解除了阻止依赖补充EIR的命令。2022年12月，克恩县高等法院驳回了暂停这一诉讼的动议，原告提出上诉。2023年1月26日，加州第五地区上诉法院发布了一项初步命令，再次暂停使用补充EIR来满足CEQA要求，等待关于克恩县在上诉过程中依赖补充EIR的能力的最终命令的结果。虽然法院到目前为止还没有发布最终命令，但在上诉过程中，补充EIR的使用可能会继续暂停，这将导致克恩县的许可程序在很长一段时间内持续受到重大干扰。此外，如果在上诉程序解决后最终确定补充EIR存在缺陷，则可以暂停使用补充EIR来满足CEQA对钻井许可证的要求，直到此类缺陷得到解决, 这可能会在可预见的未来延长这种干扰。此外，CalGEM于2023年2月2日向运营商发出通知，根据初步命令，它将不再承认克恩县作为CEQA牵头机构在2022年11月2日至2023年1月26日期间根据补充EIR发放的工卡(CalGEM通知)。即使加州第五地区上诉法院解除了依赖补充EIR的暂停，也不能保证我们能够在此期间使用克恩县发放的工卡，也不能保证CalGEM以多快的速度发放任何新的许可证。
另外，2021年2月，生物多样性中心对CalGEM提起诉讼，指控其依赖克恩县EIR做出石油和天然气决策违反了CEQA，CalGEM要求进行符合CEQA的独立环境影响审查，然后该机构才能发放石油和天然气许可证和批准。最近，阿拉米达县高等法院驳回了CalGEM要求对诉状做出判决的动议，诉讼仍在进行中。我们无法预测其最终结果，或者它是否会导致证明遵守CEQA和许可过程的要求发生变化，即使补充EIR最终被认为是足够的和恢复的。
由于这种持续的不确定性，CalGEM在发放新油井许可证方面出现了重大延误。自2022年12月以来，CalGEM没有向任何生产商发放过任何新的钻探许可证。在克恩县能够恢复利用补充EIR来证明符合CEQA之前，我们获得新的许可和批准以支持我们在克恩县的未来计划的能力，需要向CalGEM证明符合CEQA。我们在2022年从CalGEM获得了一些新的钻探许可证，在这些区域我们不必依赖克恩县EIR，因为CEQA环境分析已经由一个前身实体单独完成，CalGEM认为该实体满足了CEQA合规义务。我们相信，我们可能有能力在2023年在这些行动区域内获得更多许可证。在不能参考补充EIR或其他符合CEQA的环境分析的情况下展示CEQA合规性是一个技术、时间和成本更密集的过程，其中可能需要我们进行广泛的环境影响审查。
目前，我们预计2023年计划产量的90%以上将来自我们的基础产量，其余的来自修井、侧钻和与现有井眼相关的其他活动，以及年内我们已经获得许可或预计将获得许可的有限数量的新井，因为这些井位于CEQA分析已经完成的地区。由于CalGEM通知和克恩县EIR的法律挑战，我们目前的2023年资本预算是在假设2023年不会为尚未完成CEQA分析的地区发放额外的新油井许可证的基础上编制的，这些地区与目前暂停的克恩县EIR分开。然而，我们正在寻求其他途径，以获得新油井的额外许可，如果获得许可，将使我们能够扩大我们资本预算中设想的2023年钻探计划。
此外，如果我们无法在2024年之前获得新的钻井许可证，可能会导致我们2022年12月31日储量报告中确定的2024年12月31日到期的已探明未开发储量的一部分损失。
挫折
另外，2022年9月16日，加利福尼亚州州长签署了第1137号参议院法案，禁止CalGEM允许任何新油井或现有油井的返修，如果拟议的新钻探或返修距离某些敏感感应器3200英尺以内，从2023年1月1日起生效。2023年1月6日，CalGEM支持执行参议院第1137号法案的紧急条例获得行政法办公室的批准，并公布了最终条例。这些规定包括：向物业业主和租户发出通知，说明所进行的工作并提供钻井前后测试水井或地表水的采样；新生产设施所需通知的内容；每年提交敏感受体清单和敏感受体地图及其内容和格式；以及运营商已确定某个位置不在卫生保护区内的情况下的声明要求。参议院第1137号法案的其他条款包括，除其他外，对位于与噪音、光和粉尘污染控制和空气排放监测有关的敏感接收器范围内的油井实施HSE控制，并立即暂停被确定为不符合某些空气排放要求的生产设施的作业。后一条规定自2025年1月1日起施行。
2022年12月，选民公投(公投)的支持者收集的签名超过了将参议院第1137号法案放在2024年投票中所需的签名数量。2023年2月3日，加利福尼亚州国务卿对签名进行了认证，并确认公投有资格参加2024年11月的投票。因此，参议院第1137号法案将被搁置，直到付诸表决，尽管如果国务卿的认证存在法律挑战，任何搁置都可能被推迟。然而，我们无法预测CalGEM、加利福尼亚州或其他感兴趣的各方未来可能采取的任何行动，这可能会进一步限制我们在某些地区的钻探能力。
我们的大部分生产在圣华金盆地的农村地区，不太可能受到参议院第1137号法案的影响，如果该法案永久有效的话。我们正在积极进行缓解工作，以应对对现有和计划中的油井的潜在影响，但我们可能无法最终开发这些资产。我们继续评估这一规则的影响，但我们目前估计，我们总已探明储量的约13%在参议院第1137号法案确立的挫折范围内。我们预计这项法律不会导致我们现有的全部已探明已开发生产储量或当前生产率发生任何重大变化。
加州地下注水控制条例
联邦《安全饮用水法》(“SDWA”)和根据《安全饮用水法》和相关州法律颁布的《地下注水控制计划》(“UIC”)对管理采出水(含盐的卤水废水和油井和天然气井产生的其他成分)的注入和处置井的钻探和操作进行了监管。在开发和使用深度注水井处理产出水或提高采收率之前，必须获得许可证，并且必须定期进行井套完整性监测，以确保井套不会将产出水泄漏到地下水。环保局在一些州直接管理UIC项目，而在其他州，如加利福尼亚州，管理授权给州。
从2019年4月起，CalGEM最终敲定了新的UIC法规，该法规影响到特定类型的井：(I)为提高石油采收率而注入水或蒸汽的井，以及(Ii)在生产过程中返回从油层中涌出的咸水地下水的井。关键法规包括更严格的测试要求，旨在识别潜在泄漏，增加数据要求，以确保对拟议项目进行全面评估，持续的油井压力监测，要求在存在安全或环境风险时自动停止注入，以及要求披露靠近供水井的注水井的化学添加剂。尽管有这些变化，2021年9月，美国环境保护局(EPA)单独发布了一封信
加州自然资源局和州水资源控制委员会就加州遵守2015年合规计划的情况进行了调查，该计划涉及该州根据UIC条例批准含水层豁免并将这些批准提交环境保护局审查的程序。这封信要求加州在2022年9月之前采取适当行动，否则环保局将考虑采取额外行动，对加州对UIC计划的管理施加限制，扣留用于UIC计划管理的联邦资金，并直接命令石油和天然气运营商向未经EPA授权的地层注入石油和天然气，以及其他措施。该州于2021年10月提出了一项拟议的履约计划，并于2022年8月发出了一封后续信函，提供了年中的最新情况，但到目前为止，环保局尚未做出回应。对注水井作业的额外限制、联邦政府对UIC许可程序的监督增加，或者加州缺乏资金来管理UIC计划下的许可，所有这些都有可能对我们的运营产生不利影响，并导致运营和合规成本增加。
围绕UIC法规遵从性的不确定性不时导致获得UIC许可证的延迟，以提高石油采收率、处理油田废物和注水井，这反过来又可能推迟我们获得进行计划运营所需的其他许可证的能力。此外，对潜在地下水污染问题的担忧导致了对UIC许可和加州其他石油和天然气活动的更严格审查。未来可能会对我们的业务施加更严格的法规或限制，以限制我们获得UIC许可证以提高石油回收和处理油田废物的能力。此外，CalGEM表示正在与加利福尼亚州水资源控制委员会协调，就加强对注水井许可决定的审查提出规则。任何此类变化都可能对我们的运营产生不利影响。例如，尽管“加密钻探”过去一直被认为不受CalGEM某些许可要求的限制，例如需要获得新的项目批准书(“PAL”)，但CalGEM似乎限制了它认为拟议的钻探是对已移交油田用途和影响的区域的“加密”。当操作员试图改变现用注水井的位置或添加项目申请中先前未确定的新注水井时，就会出现加密井。2022年3月，CalGEM向运营商发出通知，通知运营商与批准注水井有关的新核对表文件，其中包括增加非扩张加密井。加密油井审批流程的变化可能会推迟允许注入和其他活动，并可能导致我们运营的合规成本增加。我们的2023年计划, 由于延迟获得所需的UIC许可，我们可能无法及时获得执行我们的钻探和开发计划所需的某些许可，这可能会影响到我们的未来计划。过去，尽管存在这些允许的不确定性，我们仍能够修改我们的钻探和开发计划，并获得支持持续运营所需的许可证，但不能保证我们未来能够继续成功地处理这些问题。
加州空闲井法规
在加利福尼亚州，闲置油井是指两年或更长时间未使用且尚未根据CalGEM法规永久密封的油井。被运营者遗弃并因此成为国家负担的闲置油井称为孤儿油井。2019年4月，CalGEM发布了最新的闲置井法规，包括全面的闲置井测试制度，以证明闲置井的机械完整性，测试或封堵和废弃闲置井的合规时间表，收集必要的数据，以确定测试和封堵无法恢复服务的闲置井的优先顺序，对每口闲置15年或更长时间的闲置井进行工程分析，以及对现役观察井的要求。此外，运营商被要求要么提交年度闲置油井管理计划，说明他们将如何封堵和废弃，要么重新激活指定百分比的长期闲置油井，或者支付额外的年费并进行额外的测试，以保持更大的灵活性，使长期闲置油井在未来恢复服务。此外，2019年，加利福尼亚州州长签署了AB 1057立法，要求CalGEM研究并优先处理有排放的闲置油井，评估废弃、退役和恢复的成本，并审查和更新运营商的相关赔偿保证金金额(如果有担保)，最高可达指定上限。这项立法还扩大了CalGEM的职责，从2020年1月1日起生效，包括公共健康和安全以及在满足该州能源需求的同时减少或减轻温室气体排放。
到目前为止，我们已经满足了之前的闲置井管理计划的条件，我们将在2023年根据提交的计划再次这样做。2022年，我们在封堵和废弃活动上花费了大约2000万美元。2023年，我们目前估计此类活动的支出约为2100万至2400万美元，以履行我们每年的封堵和放弃义务。
此外，在2021年第四季度，我们收购了CJWS，并启动了一条盈利的新业务线，为加州的行业提供标准油井服务，包括为我们和其他运营商以及加利福尼亚州封堵和废弃加州各地的闲置油井。我们认为，CJWS处于有利地位，可以获得州和联邦资金，帮助补救闲置油井；根据第三方消息来源，加州估计有大约35,000口闲置油井。
影响加州石油和天然气活动的其他行动
近年来，加州州长和立法机构采取了一系列行动，试图减少该州化石燃料的供应和需求。例如，2022年9月，州长签署了第1279号参议院法案，使之成为法律，该法案将总督办公室之前发布的一项行政命令编纂为法律，该命令要求该州在2045年之前实现碳中和。此外，纽瑟姆州长此前发布了一项行政命令，确立了几个目标，并指示几个州机构采取某些行动来减少温室气体的排放，包括但不限于：逐步停止销售排放车辆；制定战略，关闭加州的石油和天然气设施并将其重新用于其他用途；以及呼吁加利福尼亚州立法机构到2024年颁布新的法律，禁止该州的水力压裂(我们目前在加州没有进行任何水力压裂，我们的近期计划不包括开发需要水力压裂的资产)。
另外，2020年10月，加州州长发布了一项行政命令，确立了到2030年保护加州至少30%的土地和沿海水域的州目标，并指示州机构实施其他措施来缓解气候变化和加强生物多样性。目前，我们无法预测这一订单可能导致的潜在未来行动，也无法预测这些行动可能如何影响我们的运营。
此外，总裁·拜登于2022年8月16日签署了《降低通货膨胀法案》(“IRA”)，其中包括对石油和天然气行业某些来源的甲烷排放征收费用，并为可再生能源和低碳或零碳产品提供重大激励。从2024年开始，爱尔兰共和军的甲烷排放费对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放征收费用，从2024年的每公吨泄漏甲烷900美元开始，到2025年上升到1200美元，2026年及以后增加到1500美元。征收这笔费用和爱尔兰共和军的其他规定可能会增加我们的运营成本，并加速摆脱石油和天然气的过渡，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
对联邦土地上石油和天然气开发的限制
截至2022年12月31日，我们在加利福尼亚州和犹他州的净面积分别约有12%和28%位于联邦土地上，这分别占我们在加利福尼亚州和犹他州总探明储量的约10%和12%，占我们在加利福尼亚州和犹他州的PUD地点的约8%和7%。未来可能会对联邦土地上的石油和天然气活动施加额外的联邦限制。例如，2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，在法律允许的范围内，暂停在联邦土地上发放新的石油和天然气开发租约，并呼吁对联邦土地上此类活动的现有租赁和许可做法进行审查(该命令澄清，它不限制在部落土地上进行此类活动，包括联邦政府仅托管的部落土地)。尽管该命令不适用于有效租约下的现有运营，但我们不能保证不会采取进一步行动，限制联邦土地上的石油和天然气开发。这些联邦租赁活动的暂停促使几个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州的一名联邦地区法官于2021年6月发布了全国性的初步禁令，并于2022年8月发布了永久禁令，有效地停止了对2021年3月24日之前被取消或推迟的租约暂停租赁的执行。另外，内政部(DOI)在2021年11月发布了关于联邦天然气租赁和许可做法的报告，提到了一些建议和联邦石油现代化的总体意图
和天然气租赁计划，包括优先在已知资源潜力的地区租赁，避免与娱乐、野生动物栖息地、 保护和历史文化资源冲突的租赁。爱尔兰共和军回应了报告中的一项建议，将在岸特许权使用费税率提高到16⅔%。然而，该报告的其他几项建议将需要国会进一步采取行动，我们无法预测这些建议现在或未来可能会在多大程度上得到实施，但对联邦石油和天然气活动的限制可能会导致成本增加，并对我们的运营产生不利影响。
关于根据《国家环境政策法》采取的重大联邦行动，最近的修改也可能对联邦土地上的石油和天然气活动施加进一步限制。2021年10月，拜登政府宣布了对特朗普政府2020年敲定的规则的三项重大变化。这些变化包括授权机构考虑重大联邦行动的直接、间接和累积影响，包括化石燃料项目的上游和下游温室气体排放影响；允许机构确定项目的目的和需求(从而允许考虑危害较小的替代方案)；给予机构更大的灵活性，根据环境质量委员会(CEQ)的规定制定自己的国家环境政策法程序，以满足机构和公众的需求。为此，2022年4月，环境质量委员会发布了与拟议中的变化相一致的最终规则，此举被认为是拜登政府修改《国家环境政策法》的两个阶段方法的“第一阶段”。这一进程的“第二阶段”包括发布一项新规则，提议对“国家环境政策法”的法规进行更广泛的修改。
部落土地上的行动
截至2022年12月31日，我们在犹他州约65%的净面积位于部落土地上，约占我们在犹他州总探明储量的69%，约占我们在犹他州PUD地点的88%；我们在加州的资产或业务均未位于部落土地上。除了联邦、州和地方机构和当局的潜在监管外，印第安人部落颁布的一套完全不同的、对此类土地拥有管辖权的法律和条例适用于此类土地上的承租人、经营者和其他当事人，无论是部落土地还是分配土地。这些规定包括租赁条款、特许权使用费事项、钻井和生产要求、环境标准、部落就业和承包商偏好以及许多其他事项。此外，部落土地上的承租人和经营者可能受到部落法院的管辖，除非有关部落明确放弃主权豁免，允许在联邦或州法院解决部落与这些承租人或经营者之间的纠纷。这些法律、法规和其他问题构成了独特的风险，可能会对我们的业务提出额外的要求，导致在获得必要的批准或许可方面出现延误，或者导致我们的石油和天然气租约丢失或取消，进而可能对我们在部落土地上的业务产生重大不利影响。
高压周期蒸汽吞吐及增产措施的限制
我们在加州的业务主要集中在热砂岩、热硅藻土和希尔硅藻土开发区，其中只有我们未开发的热硅藻土资产需要新的高压循环蒸汽井，而贝里奇山硅藻土可能需要油井增产处理(“WST”)(也称为水力吞吐、水力压裂或水力压裂)。我们限制了2023年对我们未开发的热硅藻土资产的计划，我们没有任何短期计划需要在我们的贝里奇山硅藻土资产中使用WST。我们确实依赖于其他油井刺激和注水方法，包括使用周期和连续注汽，这是严格管制的。对使用这些油井刺激治疗或其他形式的注入的任何限制都可能对我们的运营产生不利影响，包括导致运营延误、成本增加和产量减少。然而，我们开展这种活动的能力并没有受到暂停批准新的高压循环蒸汽井和WST的禁止或其他限制。
如上所述，2019年11月，加州自然资源保护部发布了一份新闻稿，宣布了CalGEM的三项行动：(1)暂停批准新的高压循环蒸汽井，等待对处理某些运营商经历的地面表情的做法进行研究；(2)根据加利福尼亚州立法机构于2019年分配给CalGEM的额外职责，审查和更新有关石油和天然气附近公共健康和安全的法规(上文讨论)；(3)对CalGEM发放地下注水活动的WST许可证和项目批准函(“PAL”)的许可程序进行绩效审计；和(4)独立审查的技术含量
正在等待劳伦斯·利弗莫尔国家实验室的WST和PAL申请。2020年9月，加利福尼亚州州长发布了一项行政命令，其中要求CalGEM完成其公共健康和安全审查，并提出额外的法规，并注意到州长打算寻求立法，在2024年之前停止发放新的水力压裂许可证；该行政命令在上文的“-影响加州石油和天然气活动的额外行动”一节中进一步讨论。2020年1月，CalGEM向包括我们在内的运营商发布了正式通知，称他们已发布限制措施，禁止新的地下采油井使用高压循环蒸汽工艺。2022年2月，CalGEM向过去曾进行高压循环蒸汽作业的运营商发出信函，表示CalGEM打算逐个油田重新考虑暂停，但我们迄今尚未收到进一步的指导。重要的是，暂停高压循环注汽没有影响现有的生产或以前批准的许可证，我们的计划和业务迄今也没有受到实质性影响。2023年，我们计划在这些热硅藻土属性中钻探允许的油井。
从历史上看，州监管机构一直将水力刺激行动作为其石油和天然气监管计划的一部分进行监督。然而，联邦机构不时地对这一过程的某些方面主张监管权力。2016年，环保局发布了最终规定，除其他外，涉及使用柴油的某些液压刺激活动，以及捕获液压刺激期间释放的空气排放的标准。虽然BLM之前在2017年废除了对联邦土地上的水力压裂施加某些要求的规定，但撤销受到持续的法律挑战，这些规定可能会在拜登政府的领导下重新考虑。与此相关的是，拜登政府发布了一项拟议的规则，要求运营商维持在联邦或美洲原住民租赁土地上作业的泄漏检测和修复计划，并在2022年11月提出了一项规则，该规则将限制联邦土地上油井现场的燃烧，并允许在该机构发现运营商的甲烷废物最小化计划不足的情况下推迟或拒绝发放许可证。这些规则的结果可能会对我们在Uinta盆地的运营产生重大影响，截至2022年12月31日，我们在犹他州已探明储量的约12%位于联邦土地上，约69%位于部落土地上。此外，不时向国会提交立法，规定对水力刺激进行联邦监管，并要求披露刺激过程中使用的化学品。如果通过，这些或类似的法案可能会导致对水力刺激作业的额外许可要求，以及对这些作业的各种限制。这些许可要求和限制可能会对我们在乌伊塔盆地的业务产生重大影响, 包括由于油井现场作业的延误，以及提高油井产能的成本。
水资源
石油和天然气勘探和开发活动可能受到水供应的不利影响。干旱条件、竞争用水和其他对我们获得水的物理干扰可能会对我们的业务产生不利影响。近年来，加利福尼亚州和犹他州经历了持续和严重的干旱条件。因此，水区和加利福尼亚州政府实施了可能限制地下水开采和用水并增加用水成本的法规和政策。犹他州的各个地方政府也实施了用水限制。水管理，包括我们回收、再利用和处置生产的水的能力，以及我们以合理的成本、及时和遵守适用的法律、法规和许可从第三方来源获得供水的能力，是我们业务的一个重要组成部分。因此，对废水处理或水供应的任何限制或限制都可能对我们的运营产生不利影响。我们对与石油和天然气联产的水进行处理和再利用，以满足我们在压力管理、蒸汽驱和钻井、完井和增产等活动中的大部分需求。我们使用从当地和区域来源供应的水，特别是用于发电厂和支持某些油田的注汽作业。虽然到目前为止，我们的生产还没有受到第三方水源限制的实质性影响，但我们不能保证未来可能不会有限制。
关于健康、安全和环境事项的监管s
适用于我们和我们的运营的联邦健康、安全和环境法律法规包括以下内容：
•《职业安全和健康法》(“OSHA”)，管理工作场所安全和保护工人的安全和健康；
•《清洁空气法》(“CAA”)，通过强制实施空气排放标准、建设和运营许可计划以及其他合规要求，限制来自多种来源的空气污染物的排放；
•《清洁水法》(CWA)，限制向美国水域排放污染物，包括产出水和其他石油和天然气废物，这一术语的定义广泛，除其他外，包括某些湿地；
•1990年的《石油污染法》，对《海上人命安全法》进行了修正和补充，并规定了与防止漏油和由漏油造成的损害有关的某些义务和责任；
•《安全饮用水法》(《安全饮用水法》)，除其他事项外，对管理采出水的注水井和处置井的钻探和操作进行了管理；
•《综合环境反应、补偿和责任法》(“CERCLA”)，对已向环境排放有害物质的地方施加严格、连带和连带责任(俗称“超级基金”)；
•美国运输部的管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)监管能源的安全运输，包括天然气管道；
•2007年能源独立和安全法案，规定了新的燃油经济性标准，要求生产可再生燃料和其他节能措施，这可能间接影响对我们产品的需求；
•《国家环境政策法》，要求仔细评估石油和天然气生产活动对联邦土地的环境影响；
•《资源保护和回收法》(“RCRA”)，管理固体废物的管理(广义定义包括液体和气态废物)；
•能源部条例，对联邦土地上的石油和天然气生产活动提出要求，并规定污染清理和损害责任；以及
•《濒危物种法》，限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的活动。
联邦、州和地方机构可能会主张在这些领域进行监管的重叠权力。加利福尼亚州实施的其他法律类似于上面列出的联邦法律，而且往往比上面列出的联邦法律更严格。在其他要求和限制中，这些法律和法规：
•要求在钻井、修井、生产、注入地下流体、强化石油回收方法或废物处理开始之前，或在设施建造或投入运行之前，获得各种许可、批准和缓解措施；
•制定特定区域的空气、土壤和水的质量标准，如圣华金河谷，对空气、土壤或水的质量进行区域、社区或实地监测，并要求达标计划达到这些区域标准，其中可能包括对该区域的发展、经济活动和交通的重大缓解措施或限制；
•在联邦、州和地方管辖范围内，对业务进行全面的环境分析、记录和报告，包括为某些业务编制各种环境影响评估；
•要求安装复杂的安全和污染控制设备，如泄漏检测、监测和控制系统，并执行检查、监测和修理方案，以防止或减少受管制物质向空气、陆地、地表水或地下水的排放；
•限制水、能源、地表、栖息地或其他自然资源的用途、类型或来源，要求采取养护和开垦措施；
•限制受管制物质的类型、数量和浓度，包括石油、天然气、产出水或废物，这些物质可在钻井和生产活动中排放或排放到环境中，或因钻井、生产、加工、发电、运输或储存活动而产生的这些材料的任何其他用途；
•限制或禁止在沿海、荒野、湿地、地下水补给或濒危物种栖息地和其他保护区内的土地上进行钻探活动，或以其他方式限制或禁止可能影响包括水资源在内的环境并要求为栖息地保护留出地面面积的活动；
•制定废物管理标准或要求采取补救措施，以限制以前作业造成的污染，例如关闭坑、填海、封堵和废弃水井或设施退役；
•对我们现在或以前的物业和业务以及我们或我们的前身产生的此类物质释放或排放的其他地点，对运营造成的污染或先前存在的环境状况承担重大责任；
•要求向利益相关者通知拟议的和正在进行的操作；
•将能效或可再生能源标准强加给我们或我们产品的用户，如果我们无法将我们的排放量减少到加州全州覆盖的温室气体排放的最大限制以下，则要求购买额度来说明我们的温室气体(“GHG”)排放；
•限制使用石油、天然气或某些以石油为基础的产品，如燃料和塑料；以及
•就上述事项征收税费。
我们相信，遵守目前适用的健康、安全和环境法律法规不太可能对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。然而，在法律法规日益严格的历史趋势下，我们不能保证这种情况会一直存在。我们无法预测未来的法律法规或对现有法律法规的重新解释可能会如何影响我们的财产或运营。
违反这些法律和条例的行为和责任可能导致重大的行政、民事或刑事处罚、补救性清理、自然资源损害、许可证修改或撤销、业务中断或关闭，以及其他制裁和责任。补救这种情况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营结果和前景产生不利影响。此外，这些法律和法规中的某些可能具有追溯力，对于我们和我们的前辈无法控制的事件或条件，可能会要求我们承担严格的或连带责任，而不考虑过错、最初活动的合法性或第三方的所有权或控制权。截至2022年12月31日止年度，我们并无因在任何设施安装补救或污染控制设备而产生任何重大资本开支。我们不知道有任何环境问题或索赔需要在2023年期间进行重大资本支出，或者会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。
气候变化和温室气体(GHG)排放监管
人类行为造成的气候变化的潜在威胁继续在美国和其他国家引起相当大的关注。已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制现有的温室气体排放，并限制或消除这种未来的排放。因此，我们的勘探和开发业务面临一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和金融风险。
在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，随着美国最高法院认定温室气体排放构成CAA规定的污染物，美国环境保护署(EPA)已采纳规则，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放建立建筑和运营许可审查，要求对美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并与美国交通部(DOT)一起对在美国制造的运营车辆实施温室气体排放限制。
此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，侧重于温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制温室气体排放(如甲烷)等领域。例如，加州通过加州空气资源委员会(CARB)实施了温室气体排放限额交易计划，为全州范围内的温室气体排放设定了最高限额，到2030年，这一上限每年都会下降，比1990年的水平低40%。覆盖的实体必须减少其温室气体排放，或购买限额来核算此类排放。另外，加州已实施低碳燃料标准(“LCFS”)和相关的可交易信用额度，要求该州燃料供应的碳强度逐步低于基线汽油和柴油燃料。CARB还颁布了关于监测、检漏、修复和报告现有和新的石油和天然气生产设施的甲烷排放的规定。
除了上述要求加州在2045年前在整个经济范围内实现碳中和的行动外，加州还单独通过了一项法律，要求在2045年前在该州使用100%的零碳电力。此外，纽瑟姆州长要求CARB分析不迟于2045年在全州范围内逐步停止石油开采的途径；然而，CARB的2022年最终范围计划-该州碳中和目标的蓝图-确定这样的逐步淘汰是不可行的，因为交通部门对化石燃料的需求预计将继续存在，尽管预计到2045年此类用途的化石燃料需求将大幅减少。尽管如此，CARB将继续评估在其下一个五年计划中逐步减少的机会。2022年最终范围划分计划还概述了逐步停止在建筑物中使用天然气的计划，以及其他碳减排事项。我们无法预测这些不同的法律、法规和秩序最终会如何影响我们的运营。然而，这些举措可能会导致对我们生产的石油、天然气和NGL的需求减少，或者以其他方式限制或完全禁止我们在加州的业务，从而对我们的收入和运营结果产生不利影响。
在国际层面，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。虽然美国已经退出了《巴黎协定》，但总裁·拜登上任第一天就签署了一项行政命令，承诺美国重新遵守该协定。2021年2月，美国正式重新加入《巴黎协定》，并于2021年4月确立了到2030年将整个经济体的温室气体净排放量在2005年水平上减少50%-52%的目标。此外，在2021年11月于格拉斯哥举行的第26次缔约方大会(“COP26”)上，美国和欧盟联合宣布启动全球甲烷承诺，这一倡议承诺实现到2030年将全球甲烷排放量从2020年水平减少至少30%的集体目标，包括能源部门的“所有可行减排”。在2022年11月在沙姆沙伊赫举行的第27次缔约方会议上，各国重申了第26次缔约方会议达成的协议，并呼吁各国加快努力，逐步取消低效的化石燃料补贴。美国还与欧盟和其他伙伴国宣布，将制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创造一个低甲烷强度气体的市场。尽管没有明确的承诺或时间表来逐步淘汰或逐步淘汰所有
尽管化石燃料是在缔约方会议第二十七届会议上提出的，但不能保证各国不会寻求在未来逐步淘汰化石燃料。目前还不确定这些行动的全部影响，也不清楚可能会通过或实施哪些可能对我们的行动产生不利影响的其他举措。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括某些公职候选人做出的与气候变化有关的承诺。其中包括承诺采取行动限制排放和限制石油和天然气的生产，例如禁止在联邦财产上生产矿产的新租约。2021年1月20日，总裁·拜登发布行政命令，呼吁加强对石油和天然气行业甲烷排放的监管；更多信息，请参见我们题为《空气排放》的监管披露。随后，在2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，呼吁在气候变化问题上采取实质性行动，其中包括联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，以及加强对各机构和经济部门与气候相关风险的重视。总裁·拜登可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或允许液化天然气出口设施提出更严格的要求，以及对石油和天然气设施的其他温室气体排放限制。
诉讼风险也在增加，一些当事人试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产导致全球变暖影响的燃料(如海平面上升)，从而造成公共滋扰，因此应对道路和基础设施造成破坏，或者指控这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但因未能充分披露这些影响而向其投资者或客户隐瞒了重大信息。
化石燃料生产商的财务风险也在增加，因为目前投资于化石燃料公司的股东担心气候变化的潜在影响，未来可能会选择将部分或全部投资转移到与能源无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在缔约方会议第26届会议上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺用于净零目标。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。2020年底，美联储宣布加入了绿色金融系统网络(NGFS)，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门的气候相关风险，并于2022年9月, 美联储宣布，美国最大的六家银行将参加气候情景分析试点，以增强公司和监管机构衡量和管理与气候相关的金融风险的能力。美联储于2023年1月开始其试点工作，旨在分析与气候变化相关的实物风险和过渡风险对银行投资组合中特定资产的影响。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或勘探和勘探活动的限制、延迟或取消。此外，在2022年3月，美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)发布了一项拟议的规则，该规则将建立一个报告气候风险、目标和指标的框架。最终规则预计将于2023年第二季度发布，但我们无法预测规则的最终形式和实质及其要求。该规则对我们业务的最终影响是不确定的，一旦最终敲定，可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本，以及增加的成本和对获得资本的限制。
通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对我们等石油和天然气生产商的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制我们可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本或消费成本增加，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求或侵蚀其价值。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们限制或取消石油和天然气生产活动，因气候变化而导致基础设施损坏的责任，或损害我们继续以经济方式运营的能力。
此外，气候变化还可能导致各种物理风险，如极端天气事件的频率或强度增加，或气象和水文模式的变化，这可能对我们的业务以及我们的运营商及其供应链产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖用能源的需求。这种实物风险还可能影响我们生产或运输产品所依赖的供应链或基础设施。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
有关更多信息，请参阅“项目1A”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险—我们的业务受到严格监管，政府当局可以推迟或拒绝许可和批准，或改变对我们业务的要求，包括石油和天然气勘探、开采、运营和生产活动、油井刺激、改进的生产技术和流体注入或处置的许可审批程序，这可能会增加成本、限制业务并推迟或导致我们改变业务战略和计划的实施“和”-我们的业务受到气候变化威胁产生的一系列风险的影响，这些风险可能导致运营成本增加，限制我们可能进行石油和天然气勘探和勘探活动的领域。并减少对我们生产的石油和天然气的需求。
人力资本资源
截至2022年12月31日，我们拥有1,372名员工，全部位于美国。其中，889名员工受雇于我们的C&J油井服务业务，其余的是公司或受雇于我们的E&P业务。目前，我们的员工都不在集体谈判或工会协议的覆盖范围内。在我们的整个运营过程中，我们还利用了许多第三方承包商的服务。
我们相信，培养最优秀的人才，促进安全健康的工作场所，提供包容的文化，并支持我们员工和当地社区的福祉，是公司成功的关键。董事会的薪酬委员会负责监督公司的人力资本管理政策、流程和做法，包括与劳动力多样性、薪酬公平和薪酬和激励结构、员工招聘、保留和发展以及继任规划有关的政策、流程和做法。
文化、核心价值观与员工敬业度
我们致力于员工的福祉，并努力培育反映我们核心价值观的企业文化。我们提供发展机会和经济回报，让我们的员工全力以赴，专注于为加州人民提供安全、负担得起和可靠的能源。
我们相信公平和公平的薪酬是任何成功组织的基本要素，我们奖励我们有才华的员工的辛勤工作、素质、经验和激情。我们提供全面和有竞争力的福利，支持我们员工及其家人的健康和福祉，同时持续提供符合我们使命的职业成长和发展机会。此外，我们全体员工(包括我们的高管团队)的激励性薪酬计划与公司在安全和环境责任以及财务管理方面的表现挂钩。
我们积极工作，确保所有员工充分参与并赋予权力，以实现他们的潜力，我们致力于吸引、发展和留住一支高素质、多元化和以价值为中心的劳动力队伍。我们的参与方式以透明度和问责制为中心，我们使用各种渠道促进公开、直接和诚实的沟通，包括通过定期市政厅会议与高管举行公开论坛，以及员工和经理之间持续的讨论和反馈机会，包括绩效对话和审查。我们还定期对员工进行调查，以评估敬业度和满意度驱动因素；高级管理层和董事会审查敬业度调查的结果。
我们倡导包容、尊严和尊重所有员工的工作场所文化，以及安全、适当和富有成效的工作环境。因此，我们禁止在我们的工作设施以及非现场进行非法骚扰和歧视，包括商务旅行、商务活动和公司赞助的活动。特别是，我们的《行为准则》禁止基于一个人的种族、肤色、民族、民族血统、血统、公民身份、性别、性别认同和/或表达、性取向、精神残疾、身体残疾、医疗条件、神经特征、外貌、遗传信息、年龄、父母状况或怀孕、婚姻状况、宗教、信仰、政治背景、军人或退伍军人身份、社会经济地位或背景以及任何其他受法律保护的特征的任何形式的有辱人格、攻击性或恐吓性行为。
贝瑞在招聘、聘用、安置、晋升、调动、培训、薪酬、福利、员工活动和就业期间的一般待遇方面也同样致力于这一政策。我们的目标是反映我们所在社区广泛的文化、人口和哲学差异，并培养一种支持和保护多样性的文化。由于我们的努力，我们吸引并留住了才华横溢、经验丰富的女性加入我们的员工队伍，担任我们整个组织的职位。目前，我们的董事会约33%为女性，我们的行政领导团队约25%为女性，贝瑞的员工总数约为9%，其中E&P部门约为19%，CJWS约为5%。
安全健康的工作场所
我们提倡安全第一的文化。健康和安全考虑是我们日常运营中不可或缺的一部分，并纳入了我们董事会、管理层和所有员工的决策过程。满足有意义的HSE组织指标，包括与健康、安全和泄漏预防有关的指标，是我们针对全体员工的激励计划的一部分。
企业信息
我们的主要执行办公室位于北达拉斯Pkwy，圣彼得堡16000号。德克萨斯州达拉斯，邮编：75248，我们的电话号码是(214)453-2920。我们的网址是Www.bry.com。我们向美国证券交易委员会提交了某些文件，包括我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的所有修订和展示。在美国证券交易委员会备案后，我们在合理可行的范围内尽快通过我们的网站免费提供此类备案文件。除了向美国证券交易委员会提交或提交的报告外，我们还不时在新闻稿、年度股东大会、公开会议和投资者演示文稿中以及通过我们的网站公开披露重大信息。我们网站中包含或可通过我们的网站访问的信息不是、也不应被视为本报告的一部分。
第1A项。风险因素
如果实际发生以下任何风险，我们的业务、财务状况和经营结果可能会受到重大不利影响，我们可能无法实现我们的目标。我们不能向您保证以下风险因素中讨论的任何事件都不会发生。此外，下面描述的风险和不确定性并不是我们面临的唯一风险和不确定性。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性最终可能会对我们的业务产生重大影响。
汇总风险因素
石油和天然气的勘探、开发和生产涉及高度监管的高风险活动，具有许多不确定性和意外情况，可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。以下描述的风险和不确定性属于我们已确定的可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响的项目。在您投资我们的普通股之前，您应该仔细考虑下面提到的风险因素，并在“第1A项”中进行更全面的描述。本年度报告中的“风险因素”。
与我们的运营和行业相关的风险
•我们在加州的所有业务所在的克恩县，在获得石油和天然气活动许可证方面存在重大不确定性，这可能会影响我们的财务状况和运营结果。
•加利福尼亚州政府限制石油和天然气生产的尝试可能会对我们的运营产生负面影响，并导致我们运营的州对化石燃料的需求减少。
•我们盈利和维持财务状况的能力在很大程度上取决于大宗商品价格。
•乌克兰冲突、相关的价格波动和地缘政治不稳定可能会对我们的业务产生负面影响。
•我们产品的适销性取决于运输和储存设施的可用性，其中大部分不是我们所能控制的。
•我们已探明的储量和相关的未来净现金流可能会被证明低于预期。
•除非我们取代石油和天然气储备，否则我们未来的储量和产量将会下降。
•石油和天然气的钻探和生产涉及许多不确定性。
•我们可能不会在计划的时间或根本不钻探我们确定的地点。
•石油和天然气行业的竞争非常激烈。
•我们可能无法进行有吸引力的收购，或成功整合被收购的业务或资产，或进入有吸引力的合资企业。
•我们依赖我们的热电联产设施为我们的运营生产蒸汽。运营问题以及第三方不能或不愿以商业上合理的条款或其他条件向我们提供足够的设施和服务，可能会限制进入商品市场。
•我们的大部分行动都在加利福尼亚州，其中大部分是在可能面临火灾、泥石流、地震或其他自然灾害破坏风险的地区进行的。
•我们可能会因灾难性事件而蒙受重大损失，并面临重大责任索赔。
•我们可能会卷入可能导致重大责任的法律程序。
•高级管理人员或技术人员的流失可能对业务产生不利影响。
•信息技术故障和网络攻击可能会对我们产生重大影响。
•对ESG问题的日益关注可能会影响我们的运营和业务。
•我们受到经济低迷和公共卫生事件影响的影响，例如新冠肺炎大流行。
与我们的财务状况有关的风险
•我们可能无法使用我们净营业亏损的一部分结转和其他税收属性来减少我们未来的美国联邦和州所得税义务，这可能会对我们的现金流产生不利影响。
•我们的业务需要持续的资本支出，而我们可能无法提供资金。
•通货膨胀可能会对我们控制成本的能力产生不利影响。
•我们的对冲活动限制了我们实现大宗商品价格上涨的全部好处的能力，而且可能无法完全保护我们免受价格下跌的影响。
•我们现有的债务协议有限制性的契约，可能会限制我们的增长、财务灵活性和我们从事某些活动的能力，而我们的贷款人可能会减少可供我们投资的资本。
•我们可能无法产生足够的现金来偿还我们的债务。
•大宗商品价格下跌、预期资本发展变化、运营成本增加或油井业绩不利变化可能会导致我们资产的账面价值减记。
•我们与客户的信用风险非常集中。
与监管事项有关的风险
•我们的业务受到高度监管，政府当局可以推迟或拒绝所需的许可和批准，或改变对我们业务的要求。
•未来可能的立法可能通常会影响天然气和石油勘探开发公司的税收，并可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
•衍生品立法和法规可能会对我们使用衍生品工具降低与业务相关的风险的能力产生不利影响。
•我们的业务受到气候变化威胁产生的一系列风险的影响，这些风险可能会导致运营成本增加，限制我们进行石油和天然气勘探和勘探活动的领域，并减少对我们生产的石油和天然气的需求。
•通胀削减法案可能会加速向低碳经济的过渡，并可能给我们的运营带来新的成本。
与我们的股本相关的风险
•在某些情况下，我们主要股东的利益可能与我们其他股东的利益相冲突。
•我们的大股东及其关联公司与我们竞争的能力不受限制，公司注册证书中的公司机会条款可以使我们的大股东受益于我们原本可能获得的公司机会。
•未来在公开市场上出售我们的普通股可能会降低我们的股价，我们通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您对我们的所有权。
•《2022年通货膨胀率降低法案》中对公司股票回购征收的消费税可能会增加我们的税收负担，并影响我们的股票回购决定。
•股息的支付将由我们的董事会酌情决定。
•我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。
•我们是一家“新兴成长型公司”，能够利用降低披露要求的机会。由于在2023年失去新兴成长型公司的地位，我们预计会产生额外的成本。
•我们对财务报告的内部控制目前并不需要满足萨班斯-奥克斯利法案第404节的所有标准。
•我们的公司注册证书和章程的某些条款可能会使股东很难改变我们董事会的组成，并可能阻碍、推迟或阻止合并或收购。
•我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们的股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛。
与我们的运营和行业相关的风险
下文所述的风险和不确定因素属于我们已确定的可能对我们的业务、生产、战略、增长计划、收购、对冲、储量数量或价值、运营或资本成本、财务状况、运营结果、流动性、现金流、我们履行资本支出计划和其他债务和财务承诺的能力以及我们的资本返还计划产生重大不利影响的项目。
我们在加州的所有业务所在的克恩县，在获得石油和天然气活动许可证方面存在重大不确定性，这可能会影响我们的财务状况和运营结果。
我们在加州的业务获得许可的时间表，包括从CalGEM获得许可的时间表，现在和不时受到重大延迟和不确定因素的影响，我们不能保证我们总是能够成功地驾驭这些风险，并及时获得许可或以有利的条件获得许可。此外，包括公民个人和非政府组织在内的第三方可以对我们获得的任何许可证提出质疑或上诉，从而导致进一步的延误。我们在加州的石油和天然气业务必须遵守加州环境质量法案(CEQA)，在证明符合CEQA之前，我们不能获得某些许可和其他批准。加利福尼亚州和地方一级都出现了一些事态发展，导致克恩县石油和天然气活动许可证的发放出现延误，审批过程也更加耗时和耗费成本。由于加州持续的监管不确定性，我们2023年的资本计划是基于假设2023年不会根据克恩县EIR发放新油井许可证的基础上制定的。如果我们不能及时获得未来计划所需的许可和其他批准，我们的财务状况、运营结果和前景可能会受到不利和实质性的影响。
在我们所有加州资产所在的克恩县，我们历来通过遵守当地的石油和天然气法规来满足CEQA的要求，该法规得到了一份关于克恩县石油和天然气运营的环境影响报告(“EIR”)的支持。2020年，有人对克恩县EIR提起诉讼，随后加州第五地区上诉法院发布了一项裁决，宣布克恩县EIR的一部分无效，直到克恩县对克恩县EIR进行某些修改并重新认证(“克恩县裁决”)。为了应对克恩县的裁决，克恩县准备了一份补充EIR(“补充EIR”)，并于2021年3月获得克恩县监事会的批准。在原告提出进一步质疑后，克恩县高等法院的一名法官于2021年10月暂停了补充EIR的使用，等待法院的进一步审查。2022年6月，克恩县高级法院做出了部分有利于克恩县的裁决，但也发现补充EIR仍未满足CEQA的最低要求。2022年8月，克恩县监事会批准了一些变化，解决了法院在2022年6月的裁决中发现的四个独立问题。克恩县高级法院随后于2022年10月做出裁决，裁定克恩县补充EIR没有被取消认证，但命令克恩县在补充EIR生效之前解决之前发现的四个独立问题。克恩县随后向法院提交了这些变化的通知，2022年11月2日，初审法院解除了阻止依赖补充EIR的命令。2022年12月，克恩县高等法院驳回了暂停这一诉讼的动议，原告提出上诉。2023年1月26日, 加州第五地区上诉法院发布了一项初步命令，恢复暂停补充EIR，以满足CEQA要求，等待关于克恩县在上诉过程中依赖补充EIR的能力的最终命令的结果。虽然法院到目前为止还没有发布最终命令，但在上诉过程中，补充EIR的使用可能会继续暂停，这将导致克恩县的许可程序在很长一段时间内持续受到重大干扰。此外，如果在上诉程序解决后最终确定补充EIR存在缺陷，可能会暂停使用补充EIR来满足CEQA对钻探许可证的要求，直到这些缺陷得到解决，这可能会在可预见的未来延长此类中断。此外，CalGEM于2023年2月2日向运营商发出通知，根据初步命令，它将不再承认克恩县作为CEQA牵头机构在2022年11月2日至2023年1月26日期间根据补充EIR发放的工卡(CalGEM通知)。在此期间，我们从克恩县获得了一些工作卡片，我们预计这些卡片将在2023年用于我们的钻探计划。即使加州第五地区法院
上诉解除了对补充EIR的依赖，不能保证我们将能够使用之前发放的许可证，也不能保证CalGEM以多快的速度发放任何新的许可证。有关更多信息，请参阅“监管事项-加利福尼亚州允许的考虑因素”。
另外，2021年2月，生物多样性中心对CalGEM提起诉讼，指控其依赖克恩县EIR做出石油和天然气决策违反了CEQA，CalGEM要求进行符合CEQA的独立环境影响审查，然后该机构才能发放石油和天然气许可证和批准。最近，阿拉米达县高等法院驳回了CalGEM要求对诉状做出判决的动议，诉讼仍在进行中。我们无法预测其最终结果，或者它是否会导致证明遵守CEQA和许可过程的要求发生变化，即使补充EIR最终被认为足够并恢复。这起诉讼的潜在影响以及可能的未来诉讼增加了我们是否有能力及时获得开展业务所需的许可和批准的不确定性。
如果我们不能及时获得开展业务所需的许可和批准，或在我们的所有财务状况下，业务结果和前景可能会受到不利和实质性的影响。目前，我们预计2023年计划产量的90%以上将来自我们的基础产量，其余的来自修井和与现有油井相关的其他活动，以及我们已经获得许可的有限数量的新油井。由于CalGEM通知和克恩县EIR的法律挑战，我们目前2023年的资本预算是在假设2023年不会在克恩县EIR覆盖的地区发放新油井许可证的基础上编制的。此外，如果我们无法通过补充EIR或其他途径在2024年之前获得新的油井钻探许可证，我们预计将对我们的2024年资本计划产生重大影响，我们某些已探明的未开发储量将于2024年底到期。根据我们截至2022年12月31日的储量，如果我们无法在2024年之前获得新油井的许可证，这可能会导致一些已探明的未开发储量的损失，这些储量将于2024年底到期。此外，CEQA合规要求或许可证发放或续签的其他条件和要求的任何变化，包括实施新的或更严格的环境审查或更严格的运营或监测要求，或禁止发放新的石油和石油许可证，以及在克恩县或整个加利福尼亚州的活动，都将对我们的财务状况、运营结果和前景产生不利的实质性影响。有关更多信息，请参阅“项目1和项目2.商业和物业--健康、安全和环境事项的监管”。
加利福尼亚州政府限制石油和天然气生产的尝试可能会对我们的运营产生负面影响，并导致我们运营的州对化石燃料的需求减少。
加州是我们大部分业务和资产的所在地，是美国对石油和天然气业务监管最严格的州之一。在加利福尼亚州，联邦、州和地方法律法规管辖着E&P的大部分方面。总体而言，现有法律和法规的影响是，通过限制我们的财产的使用，潜在地限制我们油井的数量和位置，限制我们开发某些资产和进行某些作业的能力，并将我们油井可以生产的石油和天然气数量减少到原本可能的水平以下。此外，行业的监管负担增加了我们的成本，因此可能对运营、资本支出、收益和我们的竞争地位产生不利影响。违反这些法律和条例的行为和责任可能导致重大的行政、民事或刑事处罚、补救清理、自然资源损害、许可证修改或撤销、业务中断或关闭、声誉损害和其他责任。补救这种情况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营结果和未来前景产生不利影响。
此外，加利福尼亚州政府最近采取了几项行动，可能会对该州未来的石油和天然气生产和其他活动产生不利影响。例如：
•2019年11月，美国环保部发布了一份新闻稿，宣布了CalGEM的三项行动：(1)暂停批准新的高压循环蒸汽井，等待对解决某些操作员经历的地表表情的做法进行研究；(2)审查和
根据加利福尼亚州立法机构于2019年分配给CalGEM的额外职责(如上所述)，更新有关石油和天然气运营附近的公共健康和安全的法规；(3)对CalGEM为地下注入活动发放WST许可证和PAL的许可程序进行绩效审计；以及(4)由Lawrence Livermore国家实验室对未决的WST和PAL申请的技术含量进行独立审查。2020年1月，CalGEM向包括我们在内的运营商发布了正式通知，称他们已发布限制措施，禁止新的地下采油井使用高压循环蒸汽工艺。暂停新的高压循环蒸汽井的许可和对WST的限制仍然有效。
•2020年10月，加州州长发布了一项行政命令，确立了到2030年保护加州至少30%的土地和沿海水域的州目标，并指示州机构实施其他措施来缓解气候变化和加强生物多样性。目前，我们无法预测这一订单可能导致的潜在未来行动，也无法预测这些行动可能如何影响我们的运营。
•2022年9月，加利福尼亚州州长签署了第1279号参议院法案，将州长办公室此前发布的一项行政命令编纂为法律，该行政命令要求该州在2045年之前实现碳中和。此外，纽瑟姆州长此前发布了一项行政命令，确立了几个目标，并指示几个州机构在减少温室气体排放方面采取某些行动，包括但不限于：(1)逐步停止销售车辆无线(2)制定战略，关闭和重新利用加州的石油和天然气设施；(3)呼吁加利福尼亚州立法机构在2024年之前颁布新的法律，禁止该州进行水力压裂。
•2022年9月，加利福尼亚州州长签署了参议院第1137号法案，禁止CalGEM允许任何新油井或现有油井的返修，如果拟议的新钻探或返修距离某些敏感感应器3200英尺以内，从2023年1月1日起生效。2023年1月6日，CalGEM支持执行参议院第1137号法案的紧急条例获得行政法办公室的批准，并公布了最终条例。这些规定包括：向物业业主和租户发出通知，说明所进行的工作并提供钻井前后测试水井或地表水的采样；新生产设施所需通知的内容；每年提交敏感受体清单和敏感受体地图及其内容和格式；以及运营商已确定某个位置不在卫生保护区内的情况下的声明要求。参议院第1137号法案的其他条款还将要求对同一3200英尺后退区内的现有油井和设施进行污染控制。参议院第1137号法案目前被搁置，等待2024年11月加州大选的投票。然而，如果国务卿的认证存在法律挑战，暂缓执行可能会被推迟。我们继续评估参议院第1137号法案和CalGEM法规的影响，但我们目前估计，我们总已探明储量的约13%处于参议院第1137号法案确立的挫折范围内。我们预计这项法律不会导致我们现有的全部已探明已开发生产储量或当前生产率发生任何重大变化。
加州的明显趋势是对石油和天然气活动施加越来越严格的限制。我们无法预测加州州长、立法机构或州机构未来可能采取的行动，但我们可能面临合规成本增加、在获得我们运营所需的批准方面的延误、面临责任增加的风险，或由于这些各方未来的行动而受到其他限制。此外，这些各方目前和未来的行动带来的新发展也可能对我们的运营、成功执行钻探计划或以其他方式开发我们储量的能力产生重大不利影响。因此，加利福尼亚州州长、立法机构和州机构最近和未来的行动可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性和不利的影响。
我们盈利运营和维持业务和财务状况的能力高度依赖于大宗商品价格，大宗商品价格在历史上一直非常不稳定，受到许多我们无法控制的因素的推动。如果油价长期大幅下跌，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到实质性的不利影响。
我们收到的石油和天然气生产价格对我们的收入、盈利能力、储量价值、获得资本的途径和未来的增长率等因素都有很大影响。然而，我们收到的石油和天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于以下因素：
•国内和全球总体政治和经济状况，包括征收关税或贸易或其他经济制裁、政治不稳定或武装冲突，包括乌克兰持续的冲突、不断上升的通货膨胀水平和政府降低通货膨胀的努力，或长期衰退；
•全球石油和天然气供需变化，包括与商业周期和其他因素有关的一般和具体经济状况引起的需求变化；
•欧佩克和/或欧佩克+的行动；
•进口国外石油、天然气的价格和数量；
•全球石油和天然气勘探开发活动水平
•全球石油和天然气库存水平；
•天气状况；
•国内外政府的立法努力、行政行动和法规，包括环境法规、气候变化法规和税收；
•节能工作的成效；
•股东激进主义或非政府组织限制能源部门某些资本来源或限制石油和天然气勘探、开发和生产的活动；
•影响能源消耗的技术进步；以及
•替代燃料的价格和可获得性。
从历史上看，石油和天然气市场一直非常不稳定，未来可能会继续波动。石油和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会因供需关系相对较小的变化而出现较大的波动。全球经济增长推动了对包括化石燃料在内的所有能源的需求。当美国和全球经济疲软时，能源需求将下降，大宗商品价格随之下跌；同样，当全球能源产量增长超过需求时，过剩的供应会导致大宗商品价格下跌。
过去，对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题的担忧，如乌克兰持续的冲突、新冠肺炎疫情的影响、通货膨胀、信贷的可获得性和成本以及美国经济增长缓慢，导致经济活动大幅减少，人们对全球经济的预期降低。如果美国或国外的经济环境恶化，全球对石油产品的需求可能会进一步减少，这可能会影响我们物业的石油、天然气和NGL的销售价格，影响我们的运营水平，并最终对我们的运营业绩、财务状况和自由现金流产生重大不利影响。
此外，尽管加州市场通常受到布伦特原油价格的影响，但加州石油价格最终还是由当地的供需动态决定的。见项目7--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--商业环境和市场状况”。
过去价格的下降，以及未来可能出现的任何下降，预计都会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。这种下降对油井和储量经济产生不利影响，并可能减少我们在经济上可以生产的石油和天然气的数量，导致计划中的钻探和相关活动推迟或取消，直到经济条件改善到足以支持此类作业的时候。石油或天然气价格的任何持续下跌都可能对我们未来的业务、财务状况、运营结果、流动性或为计划中的资本支出提供资金的能力产生实质性的不利影响。
乌克兰冲突以及相关的价格波动和地缘政治不稳定可能会对我们的业务产生负面影响。
2022年2月下旬，俄罗斯对乌克兰发动重大军事行动。冲突已经并可能加剧天然气、石油和天然气价格的波动，军事行动、制裁和由此造成的市场混乱的程度和持续时间一直很大，并可能在一段未知的时期内继续对全球经济和我们的业务产生重大影响。有证据表明，2022年上半年原油价格上涨的部分原因是俄罗斯和乌克兰之间的冲突对全球大宗商品和金融市场的影响，以及某些国家对俄罗斯实施的经济和贸易制裁。或者，俄罗斯和乌克兰之间的敌对行动因谈判退出或其他原因而停止，可能会导致大宗商品价格下跌，这将减少我们从石油和天然气生产中获得的收入。任何此类波动和中断也可能放大本“风险因素”一节中描述的其他风险的影响。
我们产品的销售性取决于运输和储存设施和其他设施，其中大部分不是我们控制的，以及这些运输和储存能力的可用性。如果我们无法以商业上合理的条款使用这些设施，我们的运营可能会中断，我们的产量可能会减少，我们的收入可能会减少，以及其他不利后果。
石油、天然气和天然气生产的销售在很大程度上取决于卡车、管道和储存设施、天然气收集系统和其他运输、加工和提炼设施的供应、接近和能力，以及是否存在足够的市场。我们生产的存储和运输能力有限，可能无法以商业合理的条款或根本无法获得。例如，由于全球石油需求严重下降和供应大幅增加的前所未有的双重影响，储存和运输能力在2020年第二季度变得稀缺。随着传统油罐的装满，大量石油被储存在世界各地的海上油轮上，包括加利福尼亚州海岸外。在有存储的地方，如近海油轮，存储成本急剧增加。潜在的风险仍然是，在需求再次恶化或供应激增或两者兼而有之的情况下，石油储存可能不可用，而我们现有的产能可能不足以支持计划的生产率。
此外，如果供需失衡和相关的存储容量短缺恶化，我们收到的生产价格可能会恶化，甚至可能变成负值。此外，如果我们无法获得所需的存储容量，我们可能会被迫关闭我们在加州的大量生产，这可能会对我们的财务状况、流动性和运营业绩产生实质性的不利影响。如果我们被迫停产，我们将产生让相关油井重新投入使用的额外成本。在停产期间，我们可能会产生额外的成本和运营费用，其中包括维护水库的健康、履行合同义务和保护我们的利益，而不会产生相关的收入。此外，取决于关井的持续时间，以及我们是否也关闭了相关储集层的蒸汽注入，而不是招致这些成本，油井最初或根本不会以与关闭时类似的速度恢复正常。根据注汽关闭时间的持续时间，以及由此导致的将油藏恢复到其能量和加热状态的低效和经济性，我们的已探明储量估计可能会减少，我们的收益可能会有潜在的额外减值和相关费用。我们储备的减少也可能导致我们在2021年RBL贷款机制下的借款基础和我们的流动性减少。任何生产中断的影响的最终意义，包括对我们财务和运营业绩的不利影响的程度，将取决于
此类中断持续的时间，这将取决于存储空间被填满和不可用的时间长短，这在很大程度上是不可预测的，并且基于我们无法控制的因素。
除了由于存储能力短缺我们可能面临的限制外，我们能够生产的石油和天然气的数量还受到以下因素的限制：由于计划内和计划外的维护导致管道中断，压力过大，以及我们使用的收集、运输、储存、加工、分馏、精炼或出口设施受到有形损害。这些及类似情况所引起的削减可能会持续数天至数月或更长时间，而在许多情况下，我们可能只获提供有限的预先通知，告知我们何时会出现这些情况及其持续时间。任何此类关闭或削减，或无法获得从我们油田生产的石油和天然气的有利交付条件，都将对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
对已探明储量和相关未来净现金流的估计并不准确。我们已探明储量的实际数量和未来的净现金流可能会被证明低于估计。
储量和相关未来净现金流的估计是一个部分主观的过程，估计石油和天然气的累积，包括许多不确定性。我们的估计基于各种假设，这些假设最终可能被证明是不准确的，包括：
•其他地区的油藏表现与我们资产的预期表现相似；
•现有相关数据的质量、数量和解释；
•商品价格；
•与温室气体法规有关的生产、运营成本、税收和成本；
•开发成本；
•政府法规的影响，包括我们是否有能力为已探明的未开发储量及时获得许可证，或者根本没有获得许可证；以及
•未来的修井和资产报废成本。
误解这些变量、不准确的假设、变化的情况或新的信息可能需要我们做出重大的负准备金修订。
我们目前预计，采收率的提高、扩建和发现，以及潜在的收购，将成为我们增加储量的主要来源。然而，资本的可获得性、地质、政府法规和我们获得许可的能力、开发计划的有效性以及其他因素可能会影响未来新增储量的来源或数量。我们储备估计中的任何重大误差都可能对我们储备的净现值产生重大影响，这可能会对我们在2021年RBL贷款机制下的借款基础和流动性以及我们的运营业绩产生不利影响。
除非我们取代石油和天然气储备，否则我们未来的储量和产量将会下降。
除非我们成功地进行开发和勘探活动或收购含有已探明储量的财产，否则我们的已探明储量将随着这些储量的产生而下降。要取得成功，我们必须为在地质和经济上有吸引力的项目调拨足够的资本，而这些项目会受到资本、发展、营运和监管风险的影响，这些风险已经在上文标题下讨论过了。我们的业务需要持续的资本支出。我们可能无法通过运营现金流为这些投资提供资金，也无法以令人满意的条款或根本无法获得任何所需的额外资本，这可能会导致我们的石油和天然气储量或产量下降。我们的资本计划也容易受到风险的影响，包括监管和许可风险，这些风险可能会对其实施产生重大影响。“公司减少了2020年的计划资本支出，以应对新冠肺炎的影响和欧佩克+的行动，这对2020年的生产产生了负面影响。虽然我们随后增加了2021年的计划资本支出，但未来对大宗商品的需求和价格低于预期，可能会对我们未来的计划资本产生实质性的不利影响。
支出。此外，从2022年第二季度开始，由于许可证发放延迟和许可证库存不足，我们调整了2022年资本发展计划。由于加州持续的监管不确定性，我们的2023年资本计划是基于这样的假设：2023年将不会根据克恩县的EIR发放新油井的许可证。如果我们不能在2024年之前获得新的钻井许可证，很可能会导致一些已探明的未开发储量的损失，这些储量将于2024年底到期。
从长期来看，我们的产量和储量的持续下降将减少我们的流动性和偿还债务的能力，因为我们的运营现金流和我们的资产价值都会减少。
石油和天然气的钻探和生产涉及许多不确定性，这些不确定性可能会对我们的业绩产生不利影响。
我们开发、生产和收购活动的成功受到许多我们无法控制的风险的影响，包括钻探不会产生商业上可行的生产或可能导致我们的估计已探明储量下调的风险，原因包括：
·生产反应不佳；
·回收技术应用不力；
·钻井、完井、刺激、装备、操作、维护和废弃油井的费用增加；
·设备故障、事故、环境危害、恶劣天气条件、许可或施工延误、所有权纠纷、地面通道纠纷和其他事项造成的延误或费用超支；以及
·对地球物理和地质分析、生产数据和工程研究的误解。
其他因素可能会推迟或取消我们的业务，包括：
·由于监管要求和程序造成的延误，包括无法获得许可或其他限制，以及对水处理、温室气体排放、蒸汽注入和油井刺激的限制，例如加利福尼亚州最近对裂缝坡度以上的循环蒸汽的限制；
·地质构造中的压力或不规则现象；
·缺乏或拖延获得设备、合格人员或供应，包括用于生产或压力维护的蒸汽用水；
·延迟进入生产或管道传输设施；以及
•提供我们部分电力需求的公用事业公司强制停电，以避免火灾危险，并检查与季节性强风有关的线路，季节性强风最近开始发生，可能会影响我们的运营。
这些风险中的任何一种都可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、储备和设备的损坏、污染、环境污染和监管处罚。
我们可能不会在计划的时间或根本不钻探我们确定的地点。
我们已经特别确定了未来几年的钻探地点，这是我们长期增长战略的重要组成部分。我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动有很大不同。立法和监管方面的发展，例如加利福尼亚州最近通过的挫折规则，可能会阻止我们计划中的钻探活动。此外，正如“-与监管事项相关的风险”一节所述，新的法规和立法活动可能会导致根据我们的计划批准开发我们的物业所需的许可证的重大延迟或下降，和/或产生额外的成本。如果未来在这些项目中的钻探结果不能建立足够的储量来实现经济
回来后，我们可能会减少这些项目的钻探或开发。因此，我们不能保证这些预期的钻探地点或我们已经确定的任何其他钻探地点将被钻探，或者我们是否能够从这些钻探地点经济地生产石油或天然气。此外，如果我们不在租赁的土地上建立生产，我们的一些租约可能会到期。未来三年到期的租约所涵盖的综合净面积约占我们于2022年12月31日的总净面积的3%。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们更难获得资产、销售石油或天然气以及获得训练有素的人员。
我们未来的成功将取决于我们有能力评估、选择和获得合适的物业，营销我们的产品，并获得熟练的人才，以便在竞争激烈的环境中运营我们的资产。此外，石油和天然气行业对可供投资的资本也存在激烈的竞争。我们的许多竞争对手拥有并聘用比我们更多的财务、技术和人员资源。
我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合被收购的业务或资产，或进入有吸引力的合资企业，而任何无法做到这一点都可能扰乱我们的业务并阻碍我们的增长能力。
不能保证我们能够确定或完成有吸引力的收购。我们2023年的资本支出预算没有为收购石油和天然气资产分配任何金额。如果我们进行收购，我们将需要使用现金流或寻求额外资本，这两者都受到本节讨论的不确定性的影响。竞争也可能会增加我们完成收购的成本，或者导致我们克制自己。我们的债务安排对我们进行合并或合并交易以及产生某些债务的能力施加了一定的限制。见-我们现有的债务协议有限制性的契约，可能会限制我们的增长、财务灵活性和我们从事某些活动的能力。此外，完成收购的成功将取决于我们将收购的业务有效地整合到我们现有业务中的能力，可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理和财务资源。
我们依赖我们的热电联产设施为我们的运营生产蒸汽。剩余电力的销售合同、经济市场价格和监管条件会影响这些设施对我们业务的经济价值。
我们依赖于四个热电联产设施，它们加在一起，以低于市场价格的价格提供约16%的蒸汽容量和约55%的加州现场电力需求。为了进一步抵消我们的成本，我们根据长期合同将过剩电力出售给加州公用事业公司，这些公司是由我们的某些热电联产设施生产的。如果我们输了，无法以优惠条款续签，或无法替换此类合同，我们可能无法实现目前收到的成本抵消。我们从这些设施中受益的能力也受到我们持续生产过剩电力的能力和商品价格波动的影响。例如，在2021年期间，电力销售额增加了1000万美元，或38%，这是因为我们在夏季收到高峰电价时的单位销售额较高，以及天然气价格同比上升。此外，电价的市场波动和加利福尼亚州的监管变化可能会对我们热电联产设施的经济性产生不利影响，而蒸汽价格的任何相应上涨都可能对我们的运营成本产生重大影响。如果我们无法找到新的或替代的蒸汽源，失去现有的蒸汽源或遇到安装延迟，我们可能无法最大限度地利用我们的重油资产生产。如果我们失去了电力来源，我们将受到我们可以谈判的电价的影响。有关我们的电力销售合同的更详细讨论，请参阅“项目1和2.业务和物业-运营概述-电力”。
我们的生产物业主要位于加利福尼亚州，这使得我们很容易受到集中在该地理区域运营的相关风险的影响。
我们主要在加利福尼亚州开展业务，加州是美国石油和天然气业务监管最严格的州之一。这种地理集中对我们业务的成功和盈利产生了不成比例的影响，使我们面临当地价格波动、州或地区法律法规变化、政治风险、有限的收购机会，这些都是我们拥有最多运营经验和
基础设施、有限的存储选择、干旱条件和其他区域供需因素，包括收集、管道和运输能力限制、潜在客户有限、基础设施能力以及钻井平台、设备、油田服务、供应和劳动力的可用性。我们将在本节的其他部分更详细地讨论我们加州业务面临的此类具体风险。
我们的大部分行动都在加利福尼亚州，大部分行动是在可能受到火灾、泥石流、地震、洪水或其他自然灾害或极端天气事件破坏的地区进行的。
我们目前在加利福尼亚州已知的野火和泥石流地区以及地震断裂带附近开展行动。未来的自然灾害或极端天气事件，如火灾、泥石流、洪水、干旱或地震，可能会导致我们的运营大量中断和延误，损坏或摧毁设备，阻止或延误我们的产品运输，并导致我们产生额外费用，这将对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。此外，我们的设施很难更换，维修或更换需要相当长的准备时间。例如，2022年12月，严重的冬季风暴导致加州的运营面临挑战，生产停机，天然气价格大幅上涨。2023年第一季度，包括洪水在内的极端不利天气条件继续存在，影响了我们的运营和生产水平。由于气候变化的潜在影响，这些事件可能会更频繁地发生。我们对地震、泥石流、火灾、洪水和其他自然灾害的保险将不足以覆盖我们设施的全部损失，可能不足以弥补我们在任何特定情况下的损失，并且可能不会继续以可接受的条款向我们提供服务，或者根本不能。
运营问题以及第三方不能或不愿以商业上合理的条款或其他方式向我们提供足够的设施和服务，可能会限制我们生产的商品进入市场。
我们销售我们的石油、天然气和天然气生产的能力取决于许多因素，包括生产油田靠近管道、炼油厂和终端设施，对此类设施产能的竞争，此类设施的损坏、关闭和周转，以及它们收集、运输或加工我们产品的能力。如果我们无法以商业上合理的条款或其他方式获得这些设施，我们可能会被迫关闭一些生产，或者在发现碳氢化合物后推迟或停止钻探计划和商业生产。我们依赖，并预计未来将依赖第三方设施来提供我们产品的存储、加工和传输等服务。我们开发和出售储备的计划可能会因第三方无法或不愿以商业合理的条款或其他条件向我们提供足够的设施和服务而受到重大不利影响。如果我们生产的大宗商品进入市场受到限制，我们的成本可能会增加，我们预期的产量增长可能会受到影响。
我们可能会因灾难性事件而蒙受重大损失，并面临重大责任索赔。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
我们没有全额投保一切险。我们的石油和天然气勘探和勘探活动，可能会受到火灾、爆炸、石油和天然气泄漏、漏油、管道和储罐破裂以及未经授权排放盐水、油井模拟和完井液、有毒气体或其他污染物进入地面和地下环境、设备故障和工业事故等风险的影响。我们通过我们的客户和其他市场参与者(如炼油商)间接面临类似的风险。其他灾难性事件，如地震、洪水、泥石流、火灾、干旱、传染病、恐怖袭击和其他导致业务停止或减少的事件，可能会对我们的业务和我们所在的社区产生不利影响。例如，公用事业公司已经开始暂停电力服务，以避免加州在刮风期间发生野火，这是一种未投保的业务中断风险。如果我们认为可获得保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可能无法获得或可能选择不获得某些风险的保险。
我们可能会卷入可能导致重大责任的法律程序。
与许多石油和天然气公司一样，在我们的正常业务过程中，我们不时涉及各种法律和其他程序，例如所有权、特许权使用费或合同纠纷、监管合规问题以及人身伤害或财产损害问题。这种法律程序本质上是不确定的，
他们的结果是无法预测的。无论结果如何，由于法律费用、转移管理层和其他人员的注意力等因素，此类诉讼可能会对我们产生实质性的不利影响。此外，一个或多个此类诉讼的解决可能导致责任、合同或其他权利的丧失、惩罚或制裁，以及需要改变我们的业务做法的判决、同意法令或命令。此种赔偿责任、处罚或制裁的应计费用可能不足，而确定与法律程序和其他程序有关的应计费用或损失范围的判决和估计在不同时期可能会有很大变化。
高级管理人员或技术人员的流失，或我们无法成功适应新的执行领导团队，都可能对我们的业绩和运营产生不利影响。
我们依赖我们的高级管理人员和技术人员的服务，而且可能会被剥夺。我们不会维护，也不打算为这些个人的服务损失购买任何保险。
2022年11月，我们宣布了管理团队的重大变动，包括从2023年1月1日起，首席执行官过渡到执行主席的角色，首席财务官暂时保留董事会成员的角色，担任新管理团队的战略顾问(2023年3月4日终止)，并提拔了新的首席执行官(我们的前首席运营官，该职位已被取消)、总裁(我们的前总法律顾问兼公司秘书)、首席财务官(我们的首席会计官，他也保留了这个职位)以及总法律顾问和公司秘书(我们的前副总法律顾问)。尽管新任命的高管团队在公司和我们的行业拥有丰富的经验，但此次领导层换届可能会导致我们的管理风格、运营和战略发生变化。任何重大的领导层变动或高级管理层换届都涉及内在风险，任何未能确保平稳交接的情况都可能阻碍我们的战略规划、业务执行和未来业绩。特别是，这一或任何未来的领导层换届可能会导致具有深厚机构或技术知识的人员流失，以及业务战略或目标的变化，并有可能由于增加的成本、运营效率低下、战略变化、员工士气和生产率下降以及人员流失率增加而扰乱我们的运营以及与员工和客户的关系。如果未能成功过渡到新的领导团队，可能会影响我们吸引和留住技术人员的能力，并可能对我们的运营业绩、业务和财务状况产生不利影响。
信息技术和运营故障以及网络攻击可能会对我们产生重大影响。
我们依靠电子系统和网络来沟通、控制和管理我们的业务，并准备我们的财务管理和报告信息。我们站点和系统的用户访问和安全是我们运营的关键要素，云安全和防止网络安全事件的保护也是如此。如果没有来自这些系统和网络的准确数据以及对这些系统和网络的访问，我们沟通、控制和管理业务的能力可能会受到不利影响。
我们面临各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁，对我们的设施和基础设施或第三方设施和基础设施的安全的威胁，如加工厂和管道，以及恐怖主义行为的威胁。我们经历过网络安全事件，但没有因此而对我们的业务和运营造成任何实质性的不利影响。我们实施各种程序和控制措施，以监测和减轻安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，这可能会导致资本和运营成本增加。此外，不能保证这些程序和控制措施足以防止安全漏洞的发生。如果发生安全漏洞，可能会导致敏感信息、对我们的运营至关重要的关键基础设施或功能的丢失、定向错误的电汇或其他不良事件。如果我们遭遇攻击，而我们的安全措施失败，可能会对我们的业务和我们所在的社区造成严重的潜在后果，并可能损害我们的声誉，并导致因补救行动、业务损失或潜在责任(包括监管执法、违反隐私或证券法律法规，以及个人或集体诉讼索赔)而造成的经济损失。
能源行业越来越依赖数字技术进行日常运营，移动通信设备的使用迅速增加。工业控制系统，如监控和数据采集(“SCADA”)系统，现在可以控制大规模的过程，这些过程可以包括远距离的多个地点。该公司的技术、系统、网络，包括其SCADA系统，以及其业务合作伙伴的技术、系统和网络可能成为网络攻击或安全漏洞的目标。
对环境、社会和治理(ESG)问题的日益关注可能会影响我们的业务。
越来越多的关注和社会期望公司应对气候变化和其他环境和社会影响，投资者和社会对自愿ESG披露的解释，以及消费者对替代能源形式需求的增加，可能会导致成本增加，对我们产品的需求减少，利润减少，调查和诉讼增加，以及对我们的股票价格和进入资本市场的负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注，可能会导致对石油和天然气产品的需求转变，以及更多的政府调查和针对我们的私人诉讼。在涉及社会压力或政治或其他因素的范围内，可以施加这种责任，而不考虑我们对所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。虽然我们可能会参与各种自愿框架和认证计划，以改善我们业务和产品的ESG形象，但我们不能保证此类参与或认证将对我们或我们的产品的ESG形象产生预期的结果。
此外，虽然我们可能不时就ESG事宜创建和发布自愿披露，但该等自愿披露中的许多陈述将基于可能代表或不代表当前或实际风险或事件或预期风险或事件的预测(包括相关成本)的假设预期和假设。这种期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或受到误解，因为所涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一办法。此外，虽然我们可能还会在不久的将来宣布各种自愿的ESG目标，但这些目标是有抱负的。我们可能无法按照最初设想的方式或时间表实现这些目标，包括但不限于由于与实现这些成果相关的不可预见的费用或技术困难。只要我们确实达到了这些目标，就可以通过各种合同安排来实现，包括购买可能被视为减轻我们ESG影响的各种信用或补偿，而不是我们ESG业绩的实际变化。然而，我们不能保证有足够的补偿可供购买，因为许多企业实施净零目标的需求增加，或者尽管我们依赖任何信誉良好的第三方注册机构，我们也不能保证我们购买的补偿将成功实现它们所代表的减排。此外，尽管有这些令人向往的目标，我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证，由于潜在成本或技术或操作障碍，我们将能够实现这些目标。
此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们或我们的客户的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们的股价和/或我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，如果ESG事件对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法有效竞争，也无法招聘或留住员工，这可能会对我们的运营产生不利影响。
关于ESG事项的公开声明，如减排目标、其他环境目标或其他涉及某些社会问题的承诺，正越来越多地受到公共和政府当局的更严格审查，这些审查涉及潜在的“绿色清洗”的风险，即误导性信息或虚假声明夸大了潜在的ESG好处。例如，2021年3月，美国证券交易委员会在执行司成立了气候和可持续发展问题特别工作组，以识别和解决潜在的可持续发展问题相关不当行为，包括洗绿。某些非政府组织和其他私人行为者也根据各种证券和消费者保护法提起诉讼，声称某些ESG声明、目标或标准具有误导性、虚假或其他欺骗性。因此，我们可能面临来自私人当事人和
与我们的ESG工作相关的政府当局。此外，任何针对我们或我们行业内其他人的洗白指控都可能导致进一步的负面情绪和投资转移。此外，当我们试图遵守和引导与ESG相关的进一步关注和审查时，我们可能会面临不断增加的成本。
此类ESG问题也可能影响我们的客户或供应商，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们受到经济衰退和新冠肺炎等公共卫生事件的影响，这些事件可能对我们产品的需求和市场价格产生实质性的不利影响。
新冠肺炎疫情对全球经济造成了不利影响，除其他外，导致旅行限制、企业关闭、隔离和其他强制和自我施加的行动限制。新冠肺炎或另一场大流行的严重性、规模和持续时间，已经或可能采取的遏制或治疗其影响的行动的程度，以及对总体经济，特别是对油价的影响，都是不确定、迅速变化和难以预测的。这种不确定性可能迫使我们降低成本，包括通过减少运营费用和降低资本支出，这样的行动可能会对未来的生产和我们的储备产生负面影响。如果我们的员工因疾病、隔离、政府行动或其他与疫情有关的限制而不愿或无法来工作，我们可能会遇到劳动力短缺。如果我们的供应商不能提供我们需要的材料、用品和服务，我们可能需要暂停运营。此外，我们还受到大宗商品价格变化的影响，而大宗商品价格已经并可能继续波动。我们无法预测大流行对我们业务业绩的不利影响的持续时间和程度。
此外，如果新冠肺炎疫情或由此导致的全球商业和经济环境恶化对我们的业务和财务业绩产生不利影响，它还可能具有加剧或加剧本文“风险因素”中描述的许多其他风险的效果。
与我们的财务状况有关的风险
我们可能无法使用我们净营业亏损的一部分结转和其他税收属性来减少我们未来的美国联邦和州所得税义务，这可能会对我们的现金流产生不利影响。
我们目前拥有大量的美国联邦和州净营业亏损(“NOL”)结转和美国联邦一般业务信贷。我们是否有能力利用这些税收属性来减少我们未来的美国联邦和州所得税义务取决于许多因素，包括我们未来的应税收入，这是不能保证的。此外，我们使用NOL结转和其他税务属性的能力可能会受到修订后的1986年国内税法(以下简称《税法》)第382节和第383节的重大限制。根据该守则的这些条款，如果一家公司经历了“所有权变更”(如该守则第382条所定义)，该公司使用变更前的净资产结转和其他税务属性的能力可能会受到很大限制。
根据《守则》第382条确定限制是技术性的，也是非常复杂的。一般情况下，如果一个或多个股东(或股东群体)被认为至少持有公司5%的股份，在三年滚动期间内，他们的持股比例比最低持股比例增加了50个百分点以上，公司的所有权就会发生变化。我们未来可能会根据《守则》第382条的规定进行所有权变更。如果所有权发生变化，我们利用NOL结转和其他税收属性减少未来美国联邦和州所得税义务的能力可能会受到实质性限制，这可能会对我们的现金流产生不利影响。
我们的业务需要持续的资本支出。我们可能无法通过运营现金流为这些投资提供资金，或无法以令人满意的条款或根本无法获得任何所需的额外资本，这可能导致
我们的石油和天然气储量或产量下降。我们的资本计划也容易受到风险的影响，包括监管和许可风险，这些风险可能会对其实施产生实质性影响。
我们的行业是资本密集型的。我们的2023年资本支出预算在9500万至1.05亿美元之间，不包括CJWS约800万美元的资本。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括大宗商品价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性、许可证的可用性以及我们及时或根本获得许可证的能力、法律和监管程序及其他限制、以及技术和竞争发展。我们目前的2023年资本计划侧重于我们已获得许可或已完成现有CEQA分析的年内钻探的新油井，其他方面则侧重于修井和其他与现有油井相关的活动。由于加利福尼亚州持续的监管不确定性，资本计划的准备是基于这样的假设，即2023年将不会根据克恩县的EIR发放新油井的许可证。此外，大宗商品价格从当前水平下降或持续下跌，可能会迫使我们减少资本支出，这将对我们的生产增长能力产生负面影响。当前和未来的法律法规可能会阻止我们执行我们的钻井计划以及开发和优化项目。
我们预计2023年的资本支出将由我们运营的现金流提供资金，外加2022年作为超额自由现金流建立的现金；然而，我们的运营现金流以及如果此类现金流和现金被证明不足时获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们现有油井能够生产的碳氢化合物的数量，以及我们将这些油井推向市场的能力；
•我们产品的销售价格和我们的运营费用；
•我们套期保值计划的成功；
•我们已探明的储量，包括我们获取、定位和生产新储量的能力；
•我们在2021年RBL贷款机制下的借款能力；
•以及我们进入资本市场的能力。
如果我们在2021年RBL融资机制下的收入或借款基数因石油、天然气和NGL价格下跌、缺乏所需许可证和其他运营困难、储量下降或任何其他原因而减少，我们获得维持我们目前水平的运营和增长所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，我们可能无法以我们可以接受的条件获得债务或股权融资，如果有的话。任何额外的债务融资都将带来利息成本，将资金从我们的商业活动中分流出来，这反过来可能导致我们的储量和产量下降。如果我们业务产生的现金流或2021年RBL贷款机制下的可用借款不足以满足我们的资本要求，无法获得额外融资可能会导致我们与物业开发相关的业务减少。见“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源”。
通货膨胀可能会对我们控制成本的能力产生不利影响，包括我们的运营费用和资本成本。
自2021年以来和2022年的大部分时间里，美国的通货膨胀率一直在稳步上升。这种通胀压力是由COVID疫情造成的供应链中断、需求增加、劳动力短缺等因素造成的，包括2022年2月下旬开始的俄罗斯和乌克兰之间的冲突。与业内其他公司一样，我们的经营成本也经历了通胀压力，即通胀压力导致我们的商品、服务和人员成本上升，进而导致我们的资本支出和运营成本上升。虽然通货膨胀率在2022年底开始企稳，甚至比今年早些时候经历的水平有所下降，但我们无法准确预测这种通胀压力和促成因素是否会持续到2023年。如果通胀居高不下，我们的运营成本可能会进一步上升，包括天然气采购和油田服务。
由于不断上涨的石油、天然气和天然气价格增加了我们业务地区的钻探活动，以及劳动力成本的增加，导致石油和设备的价格不断上涨。石油、天然气和天然气价格的上涨可能会导致材料和服务成本上升。我们无法预测通货膨胀率的任何未来趋势，如果通货膨胀率大幅上升，我们无法通过更高的大宗商品价格和收入来收回更高的成本，这将对我们的业务、财务状况和运营业绩产生负面影响。
我们的对冲活动限制了我们充分实现大宗商品价格上涨的好处和潜在收益的能力。
我们进行对冲是为了管理我们在石油和天然气营销中面临的价格风险，减轻我们对大宗商品价格波动的经济敞口，并通过保护我们的现金流来确保我们的财务实力和流动性。此外，我们还进行对冲，以满足2021年RBL贷款机制的对冲要求。2021年RBL融资机制要求我们将商品套期保值(三向套期保值除外)维持在以下最低名义数量上：(I)在2021年RBL融资机制生效日期后24个月以及每个日历年的每年5月1日和11月1日(每个日历年的5月1日和11月1日)，至少75%的合理预测原油产量来自我们已探明的已开发生产(PDP)储量，以及(Ii)至少50%的合理预测原油产量来自我们的PDP储量。从该最低对冲要求日起至该最低套期保值要求日之后的第36个完整日历月期间内的每个完整历月(包括该最低对冲要求日之后的第25个完整历月)；但就上述第(I)及(Ii)条中的每一项而言，所对冲的名义交易量须视为减去任何卖空或其他类似衍生工具的名义交易量，而该等卖权或其他类似衍生工具的作用是使我们承受“下限”以下的商品价格风险。除了其中所述的最低套期保值要求和与套期保值有关的其他限制外，2021年RBL融资机制还包含对我们商品套期保值的限制，这些限制阻止我们签订套期保值协议(I)期限超过48个月或(Ii)名义交易量(当与其他对冲合计时，实际上不包括已对冲交易量的基差掉期)，截至该套期保值协议执行之日超过, 我们合理预测的原油产量的90%来自我们的PDP储备，用于此类对冲协议签订后的每个月，前提是上述数量限制不适用于与相应的看涨、看跌或掉期无关的看跌或看跌期权合约。
虽然这类交易旨在减少石油和天然气价格波动的影响，但根据所使用的对冲工具，如果石油和天然气价格大幅上涨超过对冲机构确定的价格，或使我们面临取决于大宗商品价格变动和其他情况的财务损失风险，此类交易可能会限制我们的潜在收益。我们实现套期保值收益的能力还部分取决于这些合同的对手方履行其财务义务。如果我们的任何交易对手未来无法履行他们的义务，我们可能会面临更大的现金流波动，这可能会影响我们的流动性。
我们可能无法或可能选择不签订足够的固定价格购买或其他对冲协议，以充分保护天然气和石油之间的价差在能源当量基础上不断缩小，或者以其他方式无法获得足够数量的天然气，以经济地或以理想的水平进行蒸汽作业，并且我们的大宗商品价格风险管理活动可能会阻止我们从价格上涨中充分受益，并可能使我们面临其他风险。
为了开发加州的重油，我们必须使用天然气经济地生产蒸汽。我们寻求通过签订固定价格购买协议和其他对冲交易来减少我们对天然气潜在不可用、定价上涨和定价波动的风险敞口。我们寻求通过掉期、看涨和其他对冲交易来减少我们对潜在价格上涨和石油定价波动的敞口。我们可能无法或可能选择不签订足够的协议，以充分防止在能源当量基础上天然气和石油之间的价差缩小，或者以其他方式无法获得足够数量的天然气，以经济地或以所需的水平进行我们的蒸汽作业。
此外，我们还进行套期保值以满足2021年RBL融资机制的对冲要求，该基金要求我们在最低名义交易量(I)至少75%的基础上维持大宗商品对冲(三向套圈除外)。
在2021年RBL贷款机制生效日期后的24个完整历月以及每个日历年的每个5月1日和11月1日之后，从我们的PDP储备中合理预测原油产量，以及(Ii)从每个此类最低对冲要求日期之后的第25个完整日历月开始(包括并包括每个此类最低对冲要求日期之后的第36个完整日历月)期间，我们的PDP储备中至少50%的合理预测原油产量；但就上述第(I)及(Ii)条中的每一项而言，所对冲的名义交易量须视为减去任何卖空或其他类似衍生工具的名义交易量，而该等卖权或其他类似衍生工具的作用是使我们承受“下限”以下的商品价格风险。除了其中所述的最低套期保值要求和其他有关套期保值的限制外，2021年RBL融资机制还包含对我们的商品套期保值的限制，这些限制阻止我们达成套期保值协议(I)期限超过48个月的对冲协议，或(Ii)名义交易量(当与当时已对冲的交易量的基差掉期合计时)在该套期保值协议签署之日超过我们的PDP储备合理预计原油产量的90%，在该套期保值协议签订后的每个月。前提是上述成交量限制不适用于与相应的看涨、看跌或掉期无关的看跌或看跌期权合约。
我们的大宗商品价格风险管理活动以及2021年RBL机制的对冲要求可能会阻止我们充分受益于价格上涨。此外，我们的对冲是基于主要的石油和天然气指数，这可能不能完全反映我们在当地实现的价格。因此，我们得到的价格保护可能不能完全抵消当地价格的下降。
截至2022年12月31日，我们已按以下大致数量和价格对天然气购买进行了对冲：2023年每日4.58万Mmbtu，每Mmbtu 5.14美元。
我们的商品价格风险管理活动在某些情况下也可能使我们面临财务损失的风险，包括以下情况：
•我们的套期保值或其他价格风险管理合同的交易对手未能在这些安排下履行；以及
•一个事件对石油和天然气价格的实质性影响与我们的衍生品头寸方向相反。
我们现有的债务协议有限制性的契约，可能会限制我们的增长、财务灵活性和我们从事某些活动的能力。此外，2021年RBL贷款机制下的借款基数可能会定期重新确定，我们的贷款人可能会减少可供我们投资的资本。
2021年RBL融资机制、2022年ABL融资机制和管理我们2026年债券的契约具有限制性契约，这些契约可能会限制我们的增长、财务灵活性和我们从事可能符合我们长期最佳利益的活动的能力。不遵守这些公约可能会导致违约事件，如果不治愈或免除违约，可能会导致我们所有债务的加速。这些协议包含公约，其中包括限制我们的能力：
•产生或担保额外债务或发行某些类型的优先股；
•支付股本股利或赎回、回购或注销股本或次级债务；
•转让、出售或处置资产；
•进行投资；
•创造一定的留置权来保护债务；
•签订协议，限制我们受限制的子公司向我们支付股息或其他款项；
•合并、合并或转让我们的全部或几乎所有资产；
•对冲未来的产量或利率；
•在到期日之前偿还或者提前偿还某些债务；
•与关联公司进行交易；以及
•在未经贷款人事先同意的情况下从事某些其他交易。
此外，2021年RBL贷款机制和2022年ABL贷款机制分别要求我们和CJWS在我们无法遵守此类比率时保持某些财务比率或减少我们的债务，这可能会限制我们借入资金以抵御未来业务低迷的能力，或以其他方式开展必要的公司活动。我们也可能被阻止利用由于这些限制而出现的商机。
此外，2021年RBL贷款机制有套期保值要求，如果石油和天然气价格大幅上涨超过对冲机构确定的价格，或在某些情况下使我们面临财务损失风险，则可能会限制我们的潜在收益。
如果我们不遵守这些公约，可能会导致违约，如果不治愈或免除违约，可能会导致我们所有债务的加速。如果发生这种情况，我们可能无法支付所需的所有款项，也无法借入足够的资金为此类债务进行再融资。即使当时有新的融资，也可能不是我们可以接受的条款。
2021年RBL贷款机制下可借入的金额取决于借款基数，并将每半年重新确定一次，并将取决于我们已探明的石油和天然气储量的估计数量和现金流，以及2021年RBL贷款机制下的行政代理或三分之二的贷款人认为相关的其他信息。我们，行政代理人和贷款人，可以在每一次定期安排的重新确定之间请求一次额外的重新确定。此外，由于某些资产出售和对冲终止、某些其他债务的产生和2021年RBL融资机制规定的其他事件，我们的借款基数将自动减少。例如，2021年RBL贷款机制目前规定，在我们产生某些无担保债务的范围内，我们的借款基础将减少相当于此类无担保债务金额的25%，如果超过通过该等无担保债务进行再融资的某些其他债务的金额(如果有的话)。减少我们在2021年RBL贷款机制下的借款基数可能会减少我们可用于投资于我们业务的资本。此外，我们可能被要求偿还2021年RBL贷款的一部分，条件是在重新确定后，我们此时的未偿还借款超过重新确定的借款基数。2022年的ABL贷款机制也需要对借款基础进行调整。
有关2021年RBL贷款、2022年ABL贷款和我们2026年票据的条款的更多细节，请参阅“流动性和资本资源”。
我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务，并可能被迫采取其他行动来履行我们根据债务安排承担的义务，这可能不会成功。
截至2022年12月31日，我们2026年票据的未偿还金额为4亿美元，2021年RBL贷款机制下没有未偿还借款，可用借款能力约为1.93亿美元。截至2022年12月31日，CJWS没有未偿还的借款，根据2022年ABL贷款机制，CJWS的可用借款能力为1300万美元。我们是否有能力按计划支付或再融资我们的债务义务，包括2021年RBL贷款机制、2022年ABL贷款机制和我们的2026年票据，取决于我们的财务状况和经营业绩，这些因素受到当时的经济和竞争条件以及某些可能超出我们控制范围的财务、商业和其他因素的影响。如果石油和天然气价格在较长一段时间内保持在较低水平或进一步恶化，我们来自经营活动的现金流可能不足以使我们能够支付债务的本金、溢价(如果有的话)和利息。在缺乏足够的现金流和资本资源的情况下，我们可能面临严重的流动性问题，并可能被要求处置重大资产或业务，以履行偿债和其他义务。2021年RBL贷款机制、2022年ABL贷款机制和我们的2026年票据目前限制了我们处置资产的能力和我们使用任何此类处置所得收益的能力。我们可能无法完成处置，任何此类处置的收益可能不足以偿还当时到期的任何偿债义务。
大宗商品价格下跌、预期资本发展变化、运营成本增加或油井业绩不利变化可能会导致我们资产的账面价值减记。
当事件或情况变化显示账面值可能无法收回时，我们会评估我们的石油及天然气资产的减值。根据进行预期减值评估时的特定市场因素及情况，以及对发展计划、生产数据、经济及其他因素的持续评估，吾等可能被要求减记物业的账面价值。减记构成了对收益的非现金费用。例如，在2020年第一季度，我们对犹他州和加州某些地点的已探明物业记录了2.89亿美元的非现金税前资产减值费用。
我们与客户的信用风险高度集中，我们的一个或多个客户无法履行他们的义务，或者我们的任何一个主要石油和天然气买家的损失可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们与石油和天然气的买家之间的信用风险非常集中。在截至2022年12月31日的一年中，对PBF Holding、Tesoro Refining and Marketing和Phillips 66的销售额分别约占我们销售额的33%、16%和10%。这种集中度可能会影响我们的整体信用风险，因为我们的客户可能同样会受到经济状况变化或大宗商品价格波动的影响。我们不要求我们的客户提供抵押品。如果我们的石油和天然气的购买者破产，我们可能无法收回欠我们的款项。此外，如果我们失去任何一个主要客户，损失可能会导致我们停止或推迟在供应该客户的地区生产和销售我们的石油和天然气。
由于与客户的供货协议条款，我们可能不知道客户在产品交付后近两个月才能向我们付款。我们不要求我们的客户提供抵押品来保护我们的付款能力。
与监管事项有关的风险
我们的业务受到严格监管，政府当局可以推迟或拒绝许可和批准，或改变对我们业务的要求，包括石油和天然气勘探、开采、运营和生产活动的许可审批流程；油井刺激和其他改进的生产技术；以及流体注入或处置活动，任何这些活动都可能增加成本，限制运营，推迟我们的业务战略和计划的实施，或导致我们改变。
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的业务受到一系列复杂和严格的联邦、州和地方法律法规的约束。联邦、州和地方机构可能会主张在这些领域进行监管的重叠权力。有关影响我们业务的法律和法规的说明，请参阅“项目1和项目2.企业和物业--健康、安全和环境事项的监管”。总体而言，现有法律和法规的影响是，通过限制我们的财产的使用，潜在地限制我们油井的数量和位置，限制我们开发某些资产和进行某些作业的能力，并将我们油井可以生产的石油和天然气数量减少到原本可能的水平以下。为了符合这些法律和法规，我们必须获得并保持联邦、州和地方政府当局对各种活动的许可、批准和证书，这些活动包括选址、钻井、完井、注液和处置、刺激、运营、维护、运输、营销、现场补救、退役、废弃以及水回收和再利用。这些许可证通常会受到抗议、上诉或诉讼的影响，在某些情况下，可能会推迟或停止项目、油井生产和其他作业。此外，行业的监管负担增加了我们的成本，因此可能会对资本支出、收益或竞争地位产生不利影响。不遵守可能会导致评估行政、民事和刑事罚款和处罚以及不遵守的责任、纠正行动、清理或恢复的成本、人身伤害、财产损失或其他损失的赔偿，以及强制实施限制或限制我们的运营的禁令或声明救济。
我们的大部分资产所在的加利福尼亚州是美国石油和天然气业务监管最严格的州之一，我们的业务受到众多严格的州、地方和其他法律法规的约束，这些法律和法规可能会推迟我们的业务或以其他方式对我们的业务产生不利影响。近年来，各国家机构对石油和天然气活动的管辖权、职责和执法权大幅增加，这些国家机构以及某些市县对其法规、监管解释和数据收集和报告要求进行了重大修订，并表示计划在2023年发布某些石油和天然气活动的补充规定。此外，这些法律和法规中的某些可能具有追溯力，对于我们和我们的前辈无法控制的事件或条件，可能会要求我们承担严格的或连带责任，而不考虑过错、最初活动的合法性或第三方的所有权或控制权。违反这些法律和条例的行为和责任可能导致重大的行政、民事或刑事处罚、补救清理、自然资源损害、许可证修改或撤销、业务中断或关闭以及其他责任。补救这种情况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营结果和前景产生不利影响。
在加利福尼亚州，我们也越来越多地受到旨在限制化石燃料生产和使用的政策的影响。例如，2020年9月，加利福尼亚州州长加文·纽瑟姆发布了一项行政命令，寻求减少该州化石燃料的供应和需求。这项行政命令确立了几个目标，并指示几个州机构在减少温室气体排放方面采取某些行动，包括但不限于：逐步停止销售内燃机车辆；制定关闭加州石油和天然气设施并重新利用的战略；以及呼吁加利福尼亚州立法机构在2024年之前制定新的法律，禁止该州进行水力压裂。行政命令还指示CalGEM完成对石油开采活动影响的公共健康和安全问题的审查，并提出显著加强的监管措施。目前，我们无法预测这些行动和提议的实施将如何影响我们的业务。关于更多信息，见“项目1和2.商业和物业--健康、安全和环境事项的管理”和“项目1A”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险-在我们所有加州业务所在的克恩县获得石油和天然气活动许可证方面存在重大不确定性，这可能对我们的财务状况、运营前景和业绩产生不利和实质性的影响。关于更多信息，见和“第1A项。风险因素--与我们的业务和行业相关的风险--加利福尼亚州政府限制石油和天然气生产的尝试可能会对我们的业务产生负面影响，并导致我们业务所在州对化石燃料的需求减少。“
我们的业务也可能受到《濒危物种法》或旨在保护各种野生动物的类似州法律对钻探活动施加的季节性或永久性限制的不利影响，例如大鼠尾松鸡。这种限制可能会限制我们在保护区内作业的能力，并可能加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致允许钻探时出现周期性短缺。为保护受威胁或濒危物种或其栖息地而实施的永久性限制可能禁止在某些地区进行钻探，或要求实施代价高昂的缓解措施。
我们的客户，包括炼油厂和公用事业公司，以及将我们的产品运输给客户的企业也受到严格监管。例如，联邦和州机构已经或正在提议让更多的天然气和液体收集管道、管道和储存设施受到监管，这些监管增加了商业成本，并以其他方式影响了我们支付的燃料气价格的需求、波动性和其他方面。某些市政当局已经制定了限制在新建住宅或商业建筑中安装天然气用具和基础设施的规定，这可能会影响我们公用事业客户的天然气零售市场，以及我们对我们生产的天然气的需求和价格。
合规成本可能会增加，随着现有法律法规的修订或重新解释，或者随着新的法律法规适用于我们的运营，可能会出现运营延误或限制，每一种情况都发生在过去。例如，由于新的流体注入法规、许可数据要求以及闲置油井退役法规，我们的成本最近开始增加。例如，我们在2022年支付了2000万美元的资产报废债务，比2021年的1900万美元有所增加，这主要是由于新的闲置
油井法规和HSE重点关注与开发现有油田相关的成本和举措。此外，我们可能会遇到延误，就像我们过去所经历的那样，因为监管机构的内部流程不足和人力资源限制，阻碍了他们及时处理许可证以与我们的生产项目保持一致的能力。
政府当局和其他组织继续研究石油和天然气作业的健康、安全和环境问题，包括与空气、土壤和水质量、地面运动或地震和自然资源有关的问题。政府当局还通过、提议或正在考虑对石油和天然气作业的许可、油井建设和公开披露、环境审查或限制提出新的或更严格的要求。例如，多年来，各个州和联邦机构对水力压裂进行了更严格的审查，审查范围已扩大到更广泛的石油和天然气勘探和开采活动。这导致了对石油和天然气作业的空气排放的更严格的监管，对水排放的限制，以及呼吁取消联邦危险废物法律和法规对某些石油和天然气废物的豁免，以及其他限制。另外，作为另一个例子，联邦《公约》的范围近年来一直存在很大的不确定性，这有可能增加许可负担。自2015年以来，美国环保局和奥巴马、特朗普和拜登政府领导下的美国陆军工程兵团(以下简称陆军工程兵团)一直在寻求多项规则制定，试图确定“美国水域”(“WOTUS”)一词的范围，在几次案例中，联邦法院已经撤销了这些规则制定。2022年12月，环境保护局和兵团发布了最终修订的WOTUS定义，该定义基于2015年前的定义，并包括更新，以纳入最高法院现有的裁决和机构指导。新规于2023年1月18日正式发布，自2023年3月20日起生效。然而，, 这项新规定已经受到挑战，德克萨斯州和行业组织于2023年1月18日分别向德克萨斯州联邦法院提起诉讼。此外，2022年10月，最高法院听取了关于萨克特诉环境保护局案，它涉及与用于确定湿地是否为WOTUS的法律测试有关的问题。预计最高法院将在2023年发布对此案的意见，这可能会影响监管定义及其实施。由于这些事态发展，CWA的范围目前仍不确定。如果最终规则扩大了受CWA管辖的物业范围，我们在获得湿地地区的疏浚和填埋活动许可证方面可能会面临更多的成本和延误，这可能会对我们在圣华金盆地和其他地区的业务产生重大影响。此类要求或相关诉讼可能导致遵守、延迟或限制我们的勘探、开发、流体注入和处置或生产活动的潜在重大额外成本，并阻止我们钻探、完成或刺激油井，这可能对我们的预期产量、其他业务和财务状况产生不利影响。
改变选举或任命的官员或他们的优先事项和政策，可能会导致对石油和天然气行业采取不同的监管办法。我们无法预测加州州长或立法机构在监管我们的企业、石油和天然气行业或该州的经济、财政或环境政策方面可能采取的行动，也无法预测各州或联邦政府可能在环境法律和政策方面采取的行动，包括那些可能直接或间接影响我们运营的法律和政策。
未来可能的立法可能通常会影响天然气和石油勘探开发公司的税收，并可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
在过去的几年里，已经提出了联邦和州一级的立法，如果成为法律，将对税法进行重大修改，包括对目前天然气和石油勘探开发公司可用的某些关键的美国联邦和州所得税条款进行修改。这些拟议的立法包括但不限于：(I)取消无形钻探和开发成本的立即扣除，(Ii)废除石油和天然气资产的百分比损耗准备金，(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限，(Iv)取消石油和天然气公司以前可以获得的某些其他税收减免和减免，以及(V)提高适用于公司(如我们)的美国联邦所得税税率。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化将在多长时间内生效。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而导致的任何立法的通过，都可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
此外，在加利福尼亚州，有人提议对利润征收新税，这可能会对我们产生负面影响。尽管这些提议还没有成为法律，但各种特殊利益集团的运动可能会导致未来额外的石油和天然气遣散费或其他税收。征收此类税收可能会大幅降低我们的利润率和现金流，并在其他方面大幅增加我们的成本。
衍生品立法和法规可能会对我们使用衍生品工具降低与业务相关的风险的能力产生不利影响。
2010年颁布的《多德-弗兰克法案》确立了对场外(OTC)衍生品市场和像我们这样参与该市场的实体的联邦监督和监管。适用于场外衍生品交易的规则和法规，这些规则可能会影响我们可能持有的头寸规模以及交易对手与我们进行交易的能力或意愿，从而潜在地增加交易成本。此外，这些变化可能会大幅减少我们的对冲机会，这可能会在大宗商品价格低迷期间对我们的收入和现金流产生不利影响。虽然许多《多德-弗兰克法案》的法规已经生效，但规则的制定和实施过程仍在进行中，通过的规则和法规以及任何未来的规则和法规对我们的业务的最终影响仍不确定。
此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。只要我们与外国司法管辖区的交易对手进行交易，或与其他受外国司法管辖区监管的企业进行交易，我们可能会受到此类法规的约束或以其他方式受到影响。尽管欧盟某些实施条例已经生效，但欧盟实施条例(包括未来的实施细则和条例)对我们业务的最终影响仍然不确定。
我们的业务受到气候变化威胁产生的一系列风险的影响，这些风险可能会导致运营成本增加，限制我们进行石油和天然气勘探和勘探活动的领域，并减少对我们生产的石油和天然气的需求。
气候变化的威胁继续在美国和其他国家引起相当大的关注。已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制现有的温室气体排放，并限制或消除这种未来的排放。因此，我们的石油和天然气勘探和勘探业务面临一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和金融风险。
在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，随着美国最高法院裁定温室气体排放构成CAA规定的污染物，美国环保局通过了一些规则，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放建立建筑和运营许可审查，要求对美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并与交通部一起对在美国制造的运营车辆实施温室气体排放限制。近年来，对石油和天然气设施中甲烷的监管一直存在不确定性。2021年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，如果最终敲定，将为石油和天然气设施的甲烷和挥发性有机化合物排放建立新的来源和首次现有的来源性能标准。受影响设施的运营商必须遵守特定的性能标准，包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求，以及通过捕获和控制系统减少95%的排放。环保局于2022年11月发布了一份补充提案，征求公众意见。在其他项目中，该提案提出了具体的修订，加强了第一个全国性的排放指南，以限制来自现有石油和天然气设施的甲烷，修订了逃逸排放监测和维修以及设备泄漏和监测调查频率的要求，建立了一个及时减少排放事件的“超级排放者”计划，并为使用先进监测提供了额外的选择，以鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放。该提案预计将于2023年最终敲定, 尽管它很可能会在法庭上受到挑战。我们无法预测遵守这些要求的成本。然而，考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体法规仍然是
可能性很大。此外，爱尔兰共和军于2022年8月16日签署成为法律，对石油和天然气部门某些来源的甲烷排放征收费用。从2024年开始，甲烷排放费将从每公吨泄漏甲烷900美元开始，2025年升至1200美元，2026年及以后升至1500美元。费用的计算是根据爱尔兰共和军确定的某些门槛计算的。征收这笔费用和爱尔兰共和军的其他规定可能会增加我们的运营成本，并加速摆脱石油和天然气的过渡，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
此外，各州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制温室气体排放(如甲烷)等领域。例如，加利福尼亚州通过CARB实施了温室气体排放上限和交易计划，设定了全州范围内温室气体排放量的最大上限，到2030年，这一上限每年都会下降，比1990年的水平低40%。覆盖的实体必须减少其温室气体排放，或购买限额来核算此类排放。另外，加利福尼亚州已经实施了低碳排放标准和相关的可交易信用额度，要求该州燃料供应的碳强度逐步低于基准汽油和柴油燃料。CARB还颁布了关于监测、检漏、修复和报告现有和新的石油和天然气生产设施的甲烷排放的规定。
除了所描述的要求加州在2045年之前在整个经济范围内实现碳中和的各种行动外，加州还单独通过了一项法律，要求在2045年之前在该州使用100%的零碳电力。此外，纽瑟姆州长要求CARB分析不迟于2045年在全州范围内逐步停止石油开采的途径；然而，CARB的2022年最终范围计划-该州碳中和目标的蓝图-确定这样的逐步淘汰是不可行的，因为交通部门对化石燃料的需求预计将继续存在，尽管预计到2045年此类用途的化石燃料需求将大幅减少。尽管如此，CARB将继续评估在其下一个五年计划中逐步减少的机会。2022年最终范围划分计划还概述了逐步停止在建筑物中使用天然气的计划，以及其他碳减排事项。我们无法预测这些不同的法律、法规和秩序最终会如何影响我们的运营。然而，这些举措可能会导致对我们生产的石油、天然气和NGL的需求减少，或者以其他方式限制或完全禁止我们在加州的业务，从而对我们的收入和运营结果产生不利影响。
在国际层面，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。尽管美国在总裁·拜登上任第一天签署行政命令后退出了《巴黎协定》，但美国在2021年2月重新加入了《巴黎协定》。2021年4月，美国制定了一个目标，即到2030年将整个经济体的温室气体净排放量在2005年的基础上减少50%-52%。此外，在2021年11月于格拉斯哥举行的第26届缔约方大会(“COP26”)上，美国和欧盟联合宣布启动全球甲烷承诺，该倡议致力于实现到2030年将全球甲烷排放量从2020年水平减少至少30%的集体目标，包括在能源领域“所有可行的减排”。在2022年11月在沙姆沙伊赫举行的第27次缔约方会议上，各国重申了第26次缔约方会议达成的协议，并呼吁各国加快努力，逐步取消低效的化石燃料补贴。美国还与欧盟和其他伙伴国宣布，将制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创造一个低甲烷强度气体的市场。尽管在缔约方会议第二十七届会议上没有对逐步淘汰或逐步淘汰所有化石燃料作出明确的承诺或时间表，但不能保证各国不会在未来寻求实施这种逐步淘汰。目前还不确定这些行动的全部影响，也不清楚可能会通过或实施哪些可能对我们的行动产生不利影响的其他举措。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括某些公职候选人做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺采取行动限制排放和限制石油和天然气的生产，例如通过禁止在联邦财产上生产矿产的新租约。2021年1月20日，总裁·拜登发布行政命令，呼吁加强对石油和天然气行业甲烷排放的监管；更多信息，请参见我们题为《空气排放》的监管披露。
随后，在2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，呼吁在气候变化问题上采取实质性行动，其中包括联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，以及加强对各机构和经济部门与气候相关风险的重视。拜登政府还呼吁限制在联邦土地上租赁，包括内政部在2021年11月发布的一份报告，建议对联邦租赁计划进行各种修改，尽管任何此类修改都需要国会采取行动；有关更多信息，请参阅我们的监管披露，标题为“水力刺激”。我们的行动涉及使用水力压裂活动，我们还在DOI内BLM管辖的联邦土地上开展行动。总裁·拜登可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或允许液化天然气出口设施提出更严格的要求，以及对石油和天然气设施的其他温室气体排放限制。
诉讼风险也在增加，一些城市和其他地方政府试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产导致全球变暖影响的燃料(如海平面上升)，从而造成公共滋扰，因此对道路和基础设施造成破坏，或者指控这些公司意识到气候变化的不利影响一段时间了，但由于没有充分披露这些影响而向投资者或客户隐瞒了重大信息。
化石燃料生产商的财务风险也在增加，因为目前投资于化石燃料公司的股东担心气候变化的潜在影响，未来可能会选择将部分或全部投资转移到与能源无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在第26次缔约方会议上，GFANZ宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺净零目标。GFANZ的各种次级联盟通常要求参与者设定短期、具体部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。2020年末，美联储宣布已加入NGFS，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门与气候相关的风险。2022年9月，美联储宣布，美国的六个金融监管机构。最大的银行将参加气候情景分析试点，以提高公司和监管机构衡量和管理与气候有关的金融风险的能力。美联储于2023年1月开始其试点工作，旨在分析与气候变化相关的实物风险和过渡风险对银行投资组合中特定资产的影响。尽管我们无法预测这些行动的影响，但对化石燃料能源公司的投资和融资的限制可能会导致这种限制。, 推迟或取消钻井计划或开发或生产活动。此外，2022年3月，美国证券交易委员会发布了一项拟议规则，该规则将建立报告气候风险、目标和指标的框架。最终规则预计将于2023年第二季度发布，但我们无法预测规则的最终形式和实质及其要求。该规则对我们业务的最终影响是不确定的，一旦最终敲定，可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本，以及增加的成本和对获得资本的限制。
通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对我们等石油和天然气生产商的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制我们可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本或消费成本增加，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求或侵蚀其价值。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们限制或取消石油和天然气生产活动，因气候变化而导致基础设施损坏的责任，或损害我们继续以经济方式运营的能力。此外，气候变化的潜在有形影响，如干旱、野火、洪灾和其他自然灾害以及其他有形破坏对基础设施和资源的破坏，对业务造成的风险也越来越大。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
通胀削减法案可能会加速向低碳经济的过渡，并可能给我们的运营带来新的成本。
2022年8月，总裁·拜登签署《爱尔兰共和军》成为法律。爱尔兰共和军包含数千亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车以及配套基础设施和CCS，以及其他条款。此外，爱尔兰共和军通过征收甲烷排放费，首次对温室气体排放征收联邦费用。爱尔兰共和军修订了《清洁空气法》，对需要向环保局报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收费用，包括那些陆上石油和天然气生产类别的来源。甲烷排放费将从2024年开始，每吨甲烷900美元，到2025年增加到1200美元，2026年及以后每年定为1500美元。费用的计算是根据爱尔兰共和军确定的某些门槛计算的。此外，上文提到的为各种清洁能源行业提供的多重激励措施可能会进一步加速经济从化石燃料向低碳或零碳排放替代品的转型。甲烷收费和对清洁能源行业的各种激励措施可能会减少对原油和天然气的需求，增加我们的合规和运营成本，从而对我们的业务和运营结果产生重大和不利的影响。
与我们的股本相关的风险
在某些情况下，我们主要股东的利益可能与我们其他股东的利益相冲突。
我们的很大一部分普通股由相对较少的股东实益拥有。可能出现的情况是，这些股东可能有兴趣进行或阻止收购、资产剥离、敌意收购或其他交易，包括支付股息或发行额外的股权或债务，而根据他们的判断，这些交易可能会增加他们对我们或他们投资的另一家公司的投资。此类交易可能会对我们或我们普通股的其他持有者产生不利影响。此外，我们的股权高度集中可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者可能会认为持有股东高度集中的公司的股票有不利之处。
我们的大股东及其关联公司与我们竞争的能力不受限制，公司注册证书中的公司机会条款可以使我们的大股东受益于我们原本可能获得的公司机会。
我们的管理文件规定，我们的股东及其附属公司不受限制，不得拥有资产或从事与我们直接或间接竞争的业务。特别是，在适用法律的限制下，除其他事项外，公司注册证书：
•允许股东对相互竞争的业务进行投资；以及
•规定，如果我们的一名董事同时也是股东的雇员、高级职员或董事(“双重身份人士”)意识到潜在的商业机会、交易或其他事项，他们将没有责任向我们传达或提供该机会。
我们的董事具有双重身份，可能会不时意识到某些商业机会(如收购机会)，并可能将这些机会引导到我们的股东已投资的其他业务，在这种情况下，我们可能不知道或有能力追求这些机会。此外，这些企业可能会选择与我们争夺这些机会，可能会导致我们无法获得这些机会，或者导致我们追求这些机会的成本更高。
未来在公开市场上出售我们的普通股可能会降低我们的股价，我们通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您对我们的所有权。
我们的很大一部分普通股由相对较少的股东实益拥有。我们无法预测他们何时或是否会出售普通股。未来的出售，或对其的担忧，可能会给我们普通股的市场价格带来下行压力
我们可以出售或以其他方式发行额外的普通股或可转换为我们普通股的证券。我们的公司注册证书规定法定股本包括7.5亿股普通股和2.5亿股优先股。此外，我们登记了我们普通股的绝大多数股份以供转售。有关更多信息，请参阅我们年度报告的表格10-K的附件4.4。
发行任何用于收购、融资、转换或行使可转换证券或其他方式的证券，可能会导致我们已发行普通股的账面价值和市场价格下降。如果我们发行任何这样的额外证券，发行将导致所有现有股东的比例所有权和投票权减少。我们无法预测未来发行普通股或可转换为普通股的证券的规模，也无法预测未来发行和出售普通股股票将对我们普通股的市场价格产生的影响。大量出售我们的普通股(包括与收购相关的股票)，或认为可能发生此类出售，可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。
我们的普通股也保留用于根据第二次修订和重新修订的2017年综合激励计划(我们的“2017综合计划”)作为基于股权的奖励发行给员工、董事和某些其他人员。我们已向美国证券交易委员会提交了S-8表格登记声明，规定根据我们的2017年综合计划登记已发行或预留发行的普通股股票。在满足归属条件、若干锁定协议届满及规则第144条规定的情况下，根据表格S-8的登记声明登记的股份可立即在公开市场转售，不受限制。投资者在行使根据未来综合计划可能授予或发放的任何股权奖励时，其投资价值可能会被稀释。2022年3月1日，我们的董事会批准了2022年综合激励计划(简称2022年综合激励计划)，随后于2022年5月25日由股东批准。该计划授权发行230万股普通股。截至2022年12月31日，可发行的最大剩余股份数量为1,573,402股。
《2022年通货膨胀率降低法案》中对公司股票回购征收的消费税可能会增加我们的税收负担，并影响我们的股票回购决定。
从2023年1月1日开始，对某些从股东手中回购股票的上市公司征收1%的联邦消费税。应缴纳消费税的金额是该公司在该课税年度内回购的股票的公平市场价值，扣除该公司在该纳税年度发行的任何股票的公平市场价值。任何与我们的股票回购计划相关的赎回或其他赎回都可能需要缴纳消费税。不能保证在同一课税年度内会有足够的新股发行来抵消赎回的公平市场价值。因此，如果我们受到这种消费税的影响，它可能会影响我们的股票回购决定，并增加我们的税收负担。
股息的支付将由我们的董事会酌情决定。
在油价历史性下跌和新冠肺炎对经济的影响之后，我们在2020年第二季度暂时停止了季度股息。从2021年第一季度开始，我们恢复了降低利率的季度股息，然后从2021年第三季度开始将税率提高50%，至每股0.06美元，一直持续到2022年底。2022年，公司董事会批准了2022年每股0.24美元的季度固定股息。此外，董事会实施了股东回报战略，考虑从调整后的自由现金流中向股东派发额外股息。由于这一股东回报战略的实施，公司董事会宣布可变现金股息为每股1.54美元，这是根据2022年的业绩计算得出的。公司董事会宣布了一项
公司已发行普通股的定期固定和可变股息，每股0.50美元，于2023年3月23日支付给2023年3月15日交易结束时登记在册的股东。我们不能确定我们将产生调整后的自由现金流，董事会也没有义务支付任何股息，任何股息都受到我们债务文件中如下所述的限制。未来股息的支付及金额(如有)须由本公司董事会公布。该等付款将视乎各种因素而定，包括经营的实际结果、流动资金及财务状况、经营活动提供的现金净额、适用法律施加的限制、我们的应课税收入，以及我们董事会认为相关的其他因素。此外，我们的2021年RBL设施、2022年ABL设施和管理我们2026年票据的契约中包含的契约可能会限制股息的支付。我们没有义务为我们的普通股支付股息，也不能确定未来何时可以恢复这种支付。
我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。
本公司注册证书授权本公司在未经本公司股东批准的情况下发行一种或多种类别或系列的优先股，其名称、优先股、限制和相对权利，包括与我们普通股有关的股息和分配的优先股，由我们的董事会决定。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可以授予优先股持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利，或否决特定交易的权利。同样，我们可能分配给优先股持有人的回购或赎回权利或清算优先权可能会影响我们普通股的剩余价值。
由于在2023年12月31日失去新兴成长型公司的地位，我们预计将产生额外的成本，并将在遵守非新兴成长型公司要求方面对管理层提出要求。
作为一家新兴的成长型公司，我们受益于各种报告要求的某些临时豁免。2023年12月31日，由于IPO满五周年，我们将失去新兴成长型公司的地位。从新兴成长型公司地位的转变将要求我们允许我们的独立注册会计师事务所根据萨班斯-奥克斯利法案第404(B)条的要求，在截至2023年12月31日的10-K表格年度报告中证明我们内部控制的有效性。
此外，作为一家新兴的成长型公司，我们根据《就业法案》选择推迟采用适用于上市公司的新的或修订后的会计声明，直到此类声明适用于私营公司。由于于2023年12月31日失去新兴成长型公司地位，我们将不再有资格推迟采用适用于上市公司的此类新的或修订的会计声明。除了一些无形的费用，主要是我们的独立注册会计师事务所证明我们对财务报告的内部控制的有效性，我们的管理层可能需要投入大量的时间和努力来实施和遵守适用于我们失去新兴成长型公司地位的额外标准、规则和法规，这可能会将这些时间从我们的日常业务运营中分流出来。此外，由于加速实施适用于非新兴成长型公司的标准、规则和法规(如《萨班斯-奥克斯利法案》第404(B)条)的复杂性和后勤困难，我们不遵守此类标准、规则和法规的风险增加，或者我们的财务报告内部控制存在重大缺陷或重大弱点的风险增加。
我们是一家“新兴成长型公司”，能够利用降低适用于“新兴成长型公司”的披露要求，这可能会降低我们的普通股对投资者的吸引力。
我们是一家“新兴成长型公司”，只要我们继续是一家“新兴成长型公司”，我们就打算利用各种报告要求的某些豁免，包括审计师证明要求或上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)通过的任何新要求，要求强制轮换审计公司，减少有关高管的披露义务。
在我们的定期报告和委托书中提供薪酬，并免除就高管薪酬和股东批准之前未获批准的任何黄金降落伞付款进行不具约束力的咨询投票的要求。我们打算利用降低的报告要求和豁免，包括采用新的或修订的财务会计准则的较长分段期，直到这些准则适用于私营公司或我们不再符合新兴成长型公司的资格。我们选择使用这次选举允许的分阶段期限，可能会使我们的财务报表很难与那些将遵守新的或修订的财务会计准则的公司进行比较。如果我们随后选择遵守这些上市公司的生效日期，这样的选择将是不可撤销的。
在一定程度上，由于我们减少了报告和豁免，投资者发现我们的普通股吸引力下降，我们的普通股可能会有一个不那么活跃的交易市场，我们的股价可能会更加波动。
此外，我们预计将在2023年因IPO满五周年而失去“新兴成长型公司”的地位。从“新兴成长型公司”地位的转变将要求我们的独立注册会计师事务所根据萨班斯-奥克斯利法案第404(B)节的要求在截至2023年12月31日的年度报告Form 10-K中证明我们的内部控制的有效性。此外，我们将不再有资格推迟采用适用于上市公司的此类新的或修订的会计公告。除了额外的费用，我们的管理层可能需要投入大量的时间和精力来实施和遵守适用于我们失去“新兴成长型公司”地位的额外标准、规则和法规，这可能会将这些时间从我们的日常业务运营中分流出来。
我们对财务报告的内部控制目前并不需要满足萨班斯-奥克斯利法案第404条所要求的所有标准，但如果未能根据萨班斯-奥克斯利法案第404条实现并保持对财务报告的有效内部控制，可能会对我们的业务和股价产生重大不利影响。
《萨班斯-奥克斯利法案》第404条要求我们提供财务报告内部控制有效性的年度管理评估。然而，在我们不再是一家“新兴成长型公司”之前，我们的独立注册会计师事务所将不再被要求根据萨班斯-奥克斯利法案第404条证明我们对财务报告的内部控制的有效性。我们预计将于2023年12月31日失去“新兴成长型公司”的地位。
有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、保护我们的资产和防止欺诈是必要的。如果我们不能提供可靠的财务报告，保护我们的资产或防止欺诈，我们的声誉和经营业绩可能会受到损害。管理我们管理层评估财务报告内部控制所必须达到的标准的规则很复杂，需要大量的文件、测试和可能的补救措施。
在完成有效的内部控制的实施方面，我们可能会遇到问题或拖延。此外，未能实现并维持有效的内部控制环境可能会对我们的业务和股价产生重大不利影响，并可能限制我们准确和及时报告财务业绩的能力。
我们的公司注册证书和章程的某些条款可能会使股东很难改变我们董事会的组成，并可能阻碍、推迟或阻止一些股东可能认为有益的合并或收购。
如果我们的董事会认为控制权的变更不符合我们和我们的股东的最佳利益，我们的公司注册证书和章程中的某些条款可能会延迟或阻止控制权的变更。有关更多信息，请参阅我们年度报告的表格10-K的附件4.4。
例如，我们的公司注册证书和章程包括：(I)授权我们的董事会发行“空白支票”优先股，并确定价格和其他条款，包括优先股和投票权
未经股东批准的那些股份的权利，以及(Ii)建立提名董事或在股东大会上陈述事项的预先通知程序。
这些规定可以使董事会能够推迟或阻止一些或大多数股东可能认为符合其最佳利益的交易，在这种情况下，可能会阻止或阻止罢免和更换现任董事的尝试。这些规定还可能阻止或阻止股东试图更换或撤换我们目前的管理层，因为这会增加股东更换董事会成员的难度，董事会负责任命我们的管理层成员。
我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们的股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东在与我们或我们的董事、高级管理人员、员工或代理人的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。
我们的公司注册证书规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则特拉华州衡平法院将在适用法律允许的最大范围内，成为(I)代表我们提起的任何派生诉讼或法律程序，(Ii)任何声称违反我们任何董事、高管或其他员工对我们或我们股东的受信责任的索赔的诉讼，(Iii)根据特拉华州通用公司法的任何规定对我们、我们的董事、高管或员工提出索赔的任何诉讼，吾等的公司注册证书或吾等的附例或(Iv)任何针对吾等、吾等的董事、高级职员或雇员而提出的申索受内部事务原则管辖的任何诉讼，在每个该等案件中，均受该衡平法院管辖，而该法院对被指名为被告的不可或缺的当事人具有标的司法管辖权及属人司法管辖权。这种法院条款的选择可能会限制股东在司法法院提出其认为有利于与我们或我们的董事、高级管理人员或其他员工发生纠纷的索赔的能力，这可能会阻止针对我们和这些人的此类诉讼。或者，如果法院发现我们的公司注册证书中的这些条款不适用于一种或多种指定类型的诉讼或法律程序，或者不能强制执行，我们可能会在其他司法管辖区产生与解决此类问题相关的额外费用。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目3.法律诉讼
我们在正常业务过程中涉及各种法律和行政程序，管理层认为，这些程序的最终解决方案预计不会对我们的运营结果、流动资金或财务状况产生实质性影响。
证券诉讼事项
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义并代表一个可能的团体向美国德克萨斯州北区地区法院提起证券集体诉讼(“Torres诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级管理人员(统称为“被告”)。起诉书代表所有购买或以其他方式收购(I)根据公司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(“类别期间”)期间购买或以其他方式收购的普通股的推定类别的人，声称违反了1933年证券法第11和第15条以及交易法第10(B)和第20(A)条。特别是，起诉书称，被告在班级期间和首次公开募股的发售材料中，就公司的业务、运营效率和稳定性以及合规政策做出了虚假和误导性的陈述，人为地抬高了公司的股价，导致班级成员在2020年11月3日发布其2020年第三季度财务业绩后普通股价值下降时受到伤害。
2021年11月1日，法院指定的联合首席原告提交了一份修订后的起诉书，代表同一推定类别根据1933年证券法第11和15条以及交易所法案第10(B)和20(A)条提出索赔，其中指控公司和个别被告在2018年7月26日至2020年11月3日期间就公司的许可和许可程序做出了虚假和误导性的陈述。修改后的起诉书没有量化指控的损失，但寻求追回因这些指控的证券违规行为以及律师费和费用而导致的推定类别遭受的所有损害。被告于2022年1月24日提交了驳回动议，2022年9月13日，法院发布了驳回该动议的命令。这起案件现在正在发现中。
我们对这些说法提出异议，并打算积极为此事辩护。鉴于诉讼的不确定性、案件的早期阶段，以及除其他事项外，等级认证和胜诉所必须满足的法律标准，我们无法合理估计这一行动可能造成的损失或损失范围。
2022年10月20日，美国德克萨斯州北区地区法院提起股东派生诉讼，据称股东乔治·阿萨德代表本公司利用上述证券集体诉讼提起诉讼，该诉讼目前正在同一法院待决。衍生品起诉书将某些现任和前任高管和董事列为被告，并普遍指控他们违反了受托责任，导致或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为。衍生品起诉书还指控针对所有被告的不当得利索赔，以及根据《交易法》第10(B)和21D条提出的分担和赔偿索赔。2023年1月27日，法院批准了当事人的共同约定请求，即暂停衍生品诉讼，等待相关证券集体诉讼的解决。本公司及个别被告认为股东衍生诉讼中的申索并无根据，并拟就该等申索作出有力抗辩，但无法就结果作出保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
2023年1月20日，第二起股东派生诉讼，这一次是在特拉华州美国地区法院，据称是假定股东Molly Karp代表公司提起的，再次利用了上文提到的证券集体诉讼。这项投诉与第一宗衍生工具投诉类似，是针对本公司若干现任及前任高级人员及董事提出的，指被告违反受托责任、协助及教唆及供款申索，而被告被指已导致或未能阻止证券集体诉讼中所指的证券违法行为。此外，起诉书根据《交易法》第14(A)条提出索赔，声称Berry的2022年委托书是虚假和误导性的，因为它暗示公司的内部控制充分，董事会充分监督公司面临的重大风险，而根据衍生原告的说法，情况并非如此。被告认为股东派生诉讼中的索赔没有根据，并打算对其进行强有力的辩护，但结果无法得到保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
其他事项
关于法律程序的更多信息，见“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动性和资本资源--承付款和或有事项“和”项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动性和资本资源--合同义务.”
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
第II部
项目5.登记人普通股的市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
市场信息
自2018年7月26日以来，我们的普通股一直在纳斯达克上交易，股票代码为Bry。在此之前，我们的普通股还没有建立起公开交易市场。
纪录持有人
截至2023年1月31日，我们的普通股由31名登记在册的股东持有。
股利政策
从历史上看，我们一直并计划继续使用我们的运营现金流来满足我们的利息需求，为持续生产水平的运营提供资金，并通过大宗商品价格周期以季度股息的形式定期向股东返还有意义的资本。
作为一家上市公司，我们于2018年第一季度开始支付季度股息，并在2020年第一季度定期支付股息。在油价历史性下跌和新冠肺炎对经济的影响之后，我们在2020年第二季度暂时停止了季度股息。从2021年第一季度开始，我们恢复了降低利率的季度股息，然后从2021年第三季度开始将税率提高50%，至每股0.06美元，一直持续到2022年底。2023年2月，我们的董事会宣布了每股0.06美元的固定股息，以及基于2022年第四季度业绩的每股0.44美元的可变现金股息。股息将于2023年3月23日支付给2023年3月15日收盘时登记在册的股东。未来股息的支付及金额(如有)须由本公司董事会公布。该等付款将视乎各种因素而定，包括经营的实际结果、流动资金及财务状况、经营活动提供的现金净额、适用法律施加的限制、我们的应课税收入，以及我们董事会认为相关的其他因素。见“第1A项。风险因素--与我们的股本相关的风险--红利的支付将由我们的董事会自行决定。“
我们的股东回报模式于2022年1月1日生效。与我们的商业模式一样，这种股东回报模式很简单，表明了我们对优化资本配置和向股东回报的承诺。该模型基于我们的调整自由现金流(以前称为自主自由现金流)，其定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指优化特定年度产量所需的资本支出，在适用时不包括(I)与战略业务扩张相关的勘探及开发资本支出，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动，以提高产量以超越上一年的年产量；(Ii)油井维修及废弃部门的资本支出；(Iii)与辅助可持续发展措施相关的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及与维持核心业务无关的支出。2022年调整后自由现金流的初始分配预期为：(A)60%主要以季度支付的可变现金股息的形式支付，以及机会性债务回购；以及(B)40%可用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。我们2022年的调整后自由现金流为2亿美元。根据我们2022年的股东回报模型，我们将支付与2022年业绩相关的总计1.89亿美元，其中包括：(I)1.19亿美元用于可变现金股息，(Ii)1900万美元用于固定现金股息和(Iii)5100万美元用于股票回购。
2023年2月初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的计划。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年第一季度开始，调整后自由现金的分配将是(A)80%主要以机会性债务或股票回购的形式；以及(B)20%以可变股息的形式。任何实际支付的股息(固定或可变)将由我们的董事会根据当时的现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
2018年6月27日，我们的董事会批准了我们第二次修订和重述的2017年综合激励计划(《2017综合激励计划》)。这些计划的说明见项目8.财务报表和补充数据--附注6--权益。2022年3月1日，本公司董事会批准了2022年综合激励计划(简称2022年综合激励计划)，随后于2022年5月25日获得股东批准。该计划授权增发230万股普通股，使2017年综合计划至2022年综合计划之间的总股份达到12,300,000股。截至2022年12月31日，已发行或保留的股票约为10,700亿股。
下表汇总了截至2022年12月31日与我们的股权补偿计划相关的信息，根据这些计划，我们的股权证券被授权发行。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | | 行使未偿还期权和权利时将发行的证券数量(#)(1) | | 未到期期权和权利的加权平均行权价(美元)(2) | | 股权补偿计划下未来可供发行的证券数量(#)(3) | | |
未经证券持有人批准的股权补偿计划(4) | | 5,810,302 | | 不适用 | | — | | |
证券持有人批准的股权补偿计划(5) | | 2,300,000 | | 不适用 | | 1,573,402 | | |
| 总计 | | 8,110,302 | | 不适用 | | 1,573,402 | | |
________________
(1)本栏反映截至2022年12月31日，在按最高派息水平计算未偿还限制性股票单位奖励后，本公司普通股中受未偿还限制性股票单位(“RSU”)奖励和基于业绩的限制性股票单位(“PSU”)奖励的股票数量。由于在解决PSU未清偿赔偿时将发行的股票数量受业绩条件的限制，实际发行的股票数量可能大大少于本专栏反映的数量。根据2022年综合计划，没有授予任何期权或认股权证.
(2)《2022年综合计划》没有授予任何期权或认股权证，(A)栏中反映的RSU和PSU奖励没有反映在本栏中，因为它们没有行使价。
(3)本栏反映截至2022年12月31日根据2022年综合计划可供发行的普通股总数，计算了截至2022年12月31日归属未完成的RSU和PSU奖励时将发行的证券数量，并将PSU计算在最高支付水平。在最高派息时保留的股份，不在最高派息时授予，可用于未来的授予。
(4) 关于我们的首次公开募股，我们的董事会批准了Berry Petroleum Corporation第二次修订和重新启动的2017年综合激励计划，从2018年6月27日起生效。2017年综合激励计划允许我们向为公司提供服务的公司及其关联公司的员工、顾问和董事授予基于股权的薪酬奖励(包括股票期权、股票增值权、限制性股票、限制性股票单位、股票奖励、股息等价物和其他类型的奖励)，奖励金额最高可达10,000,000股普通股(包括根据先前计划发行的普通股数量，或根据先前计划未到期或终止的奖励而发行)。
(5)2022年3月1日，我们的董事会批准了2022年综合计划，随后于2022年5月25日由股东批准。该计划授权发行2300,000股普通股。
出售未登记的证券
没有。
股票回购计划
在截至2022年12月31日的一年中，我们以约5100万美元的价格回购了500万股票。截至2022年12月31日，本公司根据股份回购计划共回购了10,528,704股股份，总金额约为1.04亿美元，占截至2022年12月31日的已发行股份的14%。正如此前披露的那样，公司在2022年初实施了股东回报模式，为此，公司打算将调整后的自由现金流的一部分用于机会性股票回购。
2022年4月，我们的董事会批准将公司的股份回购授权增加1.02亿美元，使公司剩余的股份回购授权达到1.5亿美元。截至2022年12月31日，公司剩余的总股份回购权限为9800万美元。2023年2月，董事会批准将公司股份回购授权增加1.02亿美元，使公司剩余的股份授权达到2亿美元。董事会的授权允许本公司根据市场状况和其他因素，不时在公开市场和私下协商的交易中购买普通股，最高可达董事会批准的总金额。董事会的授权没有到期日。
本公司的收购方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来决定，可以在任何时间开始或暂停，而无需通知，并且不要求Berry Corp.在任何时期或根本没有义务购买股票。收购的任何股份都将用于一般公司用途。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 购买的股份总数 | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数 | | 根据该计划可能尚未购买的股份的大约美元价值 |
October 1 – 31, 2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
November 1 – 30, 2022 | | 1,000,000 | | | $ | 9.60 | | | 1,000,000 | | | $ | 98,261,000 | |
December 1 – 31, 2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 总计 | | 1,000,000 | | | $ | 9.60 | | | 1,000,000 | | | $ | 98,261,000 | |
第六项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析应与本报告其他部分所列财务报表和相关说明一并阅读。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的前瞻性陈述。前瞻性陈述取决于可能超出我们控制范围的事件、风险和不确定性。我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果大不相同。可能导致或促成这种差异的因素在“项目1A”中作了说明。风险因素“包括在本报告的前面部分。请看“-有关前瞻性陈述的警示说明。”
表格10-K的这一节一般讨论2022年和2021年的项目以及这两年之间的年度比较。有关我们截至2020年12月31日的年度以及截至2021年的年度与截至2020年的年度的比较，请参阅本公司2021年年报10-K表第二部分第7项“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”.
高管概述
我们是美国西部一家独立的上游能源公司，专注于加州圣华金盆地(100%石油)和犹他州尤塔盆地(石油和天然气)的陆上、低地质风险、长期常规储量，在加州拥有油井维护和废弃能力。自2021年10月1日以来，我们经营两个业务部门：(I)勘探和生产(“E&P”)和(Ii)油井服务和废弃(“CJWS”)。
总体而言，我们勘探和开发业务中的资产具有高石油含量的特点(我们在加州的资产是100%石油)，并且主要位于人口较少的农村地区。在加利福尼亚州，我们专注于常规的浅层油藏，与非常规资源相比，这些油藏的钻井和完井成本相对较低。加州石油市场的定价主要受布伦特原油的影响，通常实现了相对于西德克萨斯中质原油的溢价。我们在加州的所有资产都位于圣华金盆地富含石油的储油层中，该盆地有150多年的生产历史，仍有大量石油储量。由于盆地漫长的历史产生了大量的数据，其储集层特征和低地质风险机会得到了很好的理解。我们还在犹他州乌伊塔盆地富含石油的储油层中拥有上游资产。
2021年10月1日，我们完成了对加州最大的上游油井维修和报废业务之一的收购，该业务以C&J油井服务(“CJWS”)的形式运营，构成了我们的油井维修和报废部门。CJWS在加州为石油和天然气生产公司提供油井现场服务，重点是油井维修、油井废弃服务和水上物流。CJWS的服务包括基于钻井平台和连续油管的油井维护和修井服务、重完井服务、流体管理服务、捕鱼和租赁服务，以及其他辅助油田服务。此外，CJWS在油井生产寿命结束时对油井进行封堵和废弃服务，我们相信这将基于闲置油井的巨大市场为Berry创造战略增长机会。
我们的股东回报模式于2022年1月1日生效。与我们的商业模式一样，这种股东回报模式很简单，表明了我们对优化资本配置和向股东回报的承诺。该模型基于我们的调整自由现金流(以前称为自主自由现金流)，其定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指优化特定年度产量所需的资本支出，在适用时不包括(I)与战略业务扩张相关的勘探及开发资本支出，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动，以提高产量以超越上一年的年产量；(Ii)油井维修及废弃部门的资本支出；(Iii)与辅助可持续发展措施相关的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及与维持核心业务无关的支出。预计2022年调整后自由现金流量的初始分配为：(A)60%，主要为按季度支付的可变现金股息，以及机会性债务回购；(B)40%，可
用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。我们在2022年调整后的自由现金流为2亿美元。根据我们2022年的股东回报模型，我们将支付与2022年业绩相关的总计1.89亿美元，其中包括：(I)1.19亿美元用于可变现金股息，(Ii)1900万美元用于固定现金股息和(Iii)5100万美元用于股票回购。
2023年2月初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的计划。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年第一季度开始，调整后自由现金的分配将是(A)80%主要以机会性债务或股票回购的形式；以及(B)20%以可变股息的形式。任何实际支付的股息(固定或可变)将由我们的董事会根据当时的现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。
我们相信，在我们低下滑的石油加权生产基地成功执行我们的战略，再加上具有吸引力的全周期经济的已确定钻探地点的广泛库存，将支持我们产生自由现金流的目标，这将为我们的运营提供资金，优化资本效率并最大化股东回报。我们还努力保持低杠杆形象，并通过大宗商品价格周期探索有吸引力的有机和战略增长。我们的战略包括主动参与推动我们行业和影响我们运营的多种力量，无论是积极的还是消极的，以最大限度地利用我们的资产，为股东创造价值，并支持与安全、更高效和更低排放的运营相一致的环境目标。作为为股东创造长期价值的承诺的一部分，我们致力于以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护环境，照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。我们相信，石油和天然气仍将是未来能源格局的重要组成部分，我们的目标是安全、负责任地开展业务，同时通过与利益相关者的接触来支持经济稳定和社会公平。我们认识到石油和天然气行业在能源转型中的作用，主张可再生能源和常规能源共存。我们致力于成为能源过渡解决方案的一部分，继续为我们的社区提供安全和负担得起的能源。
作为我们为股东创造长期价值的承诺的一部分，我们致力于以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护环境，照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。
我们如何规划和评估运营
我们使用以下指标来管理和评估我们的经营业绩：(A)调整后的EBITDA；(B)股东回报的调整后的自由现金流量；(C)我们勘探和销售业务的产量；(D)勘探和生产现场业务的措施；(E)HSE结果；(F)一般和行政费用；以及(G)基于活动水平、定价和所提供的每项服务的相对业绩，我们的油井维修和废弃业务的业绩。
调整后的EBITDA
调整后的EBITDA是我们的管理层用来分析和监控我们的E&P业务和CJWS的运营业绩的主要财务和运营指标。我们还使用调整后的EBITDA来规划我们的资本分配，以维持生产水平，并确定我们的战略对冲需求，除了2021年RBL贷款机制的对冲要求(定义见下文流动性和资本资源)。调整后的EBITDA是一项非GAAP财务衡量指标，我们将其定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益(“DD&A”)、衍生产品收益或亏损(扣除因预定衍生产品结算而收到或支付的现金)、减值、股票补偿支出以及不常见和不常见项目。关于调整后的EBITDA与经营活动提供的净(亏损)收入和现金净额的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务措施”，这是我们最直接的可比较财务指标
根据公认会计原则计算和列报的计量。我们财务报表的管理层和外部用户，如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构，都使用这一补充的非公认会计准则财务指标。
股东回报
从2022年开始，我们实施了基于调整后自由现金流的股东回报模型，调整后自由现金流是一种非GAAP衡量标准，我们将其定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指维持石油及天然气年产量不变所需的资本支出，定义为资本支出，如适用，不包括与战略业务扩张有关的勘探及开发资本支出，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动以增加产量，超过上年的年产量及油井维修及废弃分部的资本支出，以及与附属可持续发展计划或其他可酌情及与维持核心业务无关的支出有关的资本支出。调整后自由现金流量并不代表我们现金余额的全部增加或减少，不应推断调整后自由现金流量的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购或其他可自由支配支出，因为我们有未从这一衡量标准中扣除的非可自由支配支出。有关调整后的自由现金流量与经营活动提供的现金的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，这是我们根据GAAP计算和列报的最直接可比财务计量)。根据我们于2023年2月修订的股东回报模式, 我们计划每季度支付0.12美元的固定股息。我们还将调整后自由现金流量的分配调整为(A)80%主要以机会性债务或股票回购的形式；以及(B)20%以可变股息的形式。任何实际支付的股息(固定或可变)将由我们的董事会根据当时的现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。
我们对股东回报的关注也体现在我们的基于业绩的限制性股票奖励上，其中包括基于公司平均投资资本现金回报以及相对和绝对股东总回报的业绩衡量标准。我们的短期激励计划还包括调整后的自由现金流业绩目标。
生产
石油和天然气生产是我们经营业绩的关键驱动力，是我们业务成功的重要因素，并用于预测未来的发展经济。我们不断测量和密切监测产量，并根据结果调整我们的房地产开发努力。我们按商品类型跟踪产量，并将其与前几个季度和预期结果进行比较。
E&P现场行动(前营运开支)
我们改变了我们以前所说的运营支出或运营费用的列报方式。总体而言，管理层通过考虑核心E&P运营费用以及我们的热电联产、营销和运输活动来评估我们E&P现场运营的效率。特别是，我们在加州勘探和开采业务的核心组件是蒸汽，我们使用蒸汽将重油抬到地面。我们运营着几个热电联产设施，以生产我们运营所需的一些蒸汽。在比较我们热电厂与我们运营中的其他蒸汽来源的成本效益时，管理层考虑了热电厂的运营成本，包括为运营设施而购买的天然气成本，以及我们在E&P现场运营中使用的蒸汽和电力的价值，以及我们从向电网出售多余电力所获得的收入。我们努力通过天然气购买套期保值将我们加州蒸汽业务的燃料气成本的变异性降至最低。因此，我们E&P现场业务的效率受到我们从这些衍生品收到或支付的现金结算的影响。我们还有从落基山脉运输燃气的合同，这在历史上一直比加州的市场便宜。关于运输和营销，管理层在评估E&P业务的整体效率时还考虑了增量能力的机会性销售。
租赁业务费用包括燃料、劳动力、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修井费用。发电费包括我们两个热电联产设施分配给发电费的燃料、人工、维护以及工具和用品部分；其余的热电联产费用计入租赁运营费用。交通费与我们在自家物业内生产的石油和天然气的运输成本或将其运往市场的成本有关。营销费用主要涉及从第三方购买的天然气，这些天然气通过我们的收集和加工系统，然后出售给第三方。电力收入来自以市场价格根据长期合同将我们两个热电联产设施的过剩电力出售给加州一家公用事业公司。这些热电联产设施的规模可以满足各自油田的蒸汽需求，但相应产生的电力超过了这些油田目前作业所需的电力。运输销售与我们代表第三方在我们的系统上运输的水和其他液体有关，营销收入是指从第三方购买和出售给第三方的天然气的销售。
健康、安全和环境
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的E&P业务和CJWS的运营都受到复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规管理着健康和安全、材料的释放或排放，以及土地使用或环境保护，这些法律和法规可能会限制我们的物业和业务的使用，增加我们的成本，或者降低或限制我们的产品和服务的使用。请参阅“第一部分，第1项”管理事项“和第I部分，第1A项。本年度报告中的“风险因素”，以讨论政府法规(包括有关HSE事项的法规)可能对我们的业务、运营、资本支出、收益和竞争地位产生的潜在影响。
作为我们致力于创造长期股东价值的一部分，我们努力以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护环境，照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。我们还寻求与监管机构、我们开展业务的社区和我们的其他利益攸关方进行积极和透明的接触，以便及时实现我们资源的全部潜力，保护人民和环境，并遵守现有法律和法规。我们通过各种措施监控我们的HSE表现，并对我们的员工和承包商保持高标准。满足企业HSE指标，包括HSE事件和泄漏预防方面的指标，是我们针对所有员工的短期激励计划的一部分。
一般和行政费用
我们监控我们的现金一般和行政费用，作为衡量我们间接管理活动效率的指标，只有不到10%的此类成本被资本化，这远远低于行业标准。诸如此类
费用是我们的公司和专业团队为我们的资产开发和日常运营提供适当水平支持的关键组成部分。
油井维护和废弃作业绩效
我们一直通过服务和客户的收入以及调整后的EBITDA来监测我们的油井维修和报废业务的业绩。
营商环境和市场状况
我们的经营和财务业绩以及整个石油和天然气行业的经营业绩和财务业绩受到商品价格的严重影响，其中包括差价，这些差价已经并可能继续由于许多与市场有关的变量而大幅波动，这些变量包括全球地缘政治、经济状况以及当地和区域市场因素和混乱。尽管油价在2022年大幅改善，但它们已经并仍可能保持波动。
我们的油井服务和废弃业务依赖于石油和天然气公司的支出，这在一定程度上可以反映大宗商品价格的波动。由于现有油井和天然气井需要持续支出以维持生产，石油和天然气公司用于现有油井维护的支出历来相对稳定和可预测。此外，我们客户封堵和废弃油井的要求在很大程度上是由监管要求推动的，监管要求对大宗商品价格的依赖程度较低。
目前，全球石油库存相对于历史水平较低，预计欧佩克+和其他产油国的供应不足以满足未来几年预测的石油需求增长。据信，由于过去几年缺乏开发增量石油供应的资本投资，许多欧佩克+国家将无法提高产量水平，甚至无法达到预期水平。2022年10月，由于全球经济和石油市场前景的不确定性，欧佩克+决定从2022年11月到2023年12月每天减产200万桶。此外，各国针对乌克兰战争实施了对俄罗斯石油的制裁和进口禁令，进一步影响了全球石油供应。尽管如此，石油和天然气价格最近已从2022年上半年的高点回落，并可能随着需求的任何变化而下降或上涨，原因包括中国2022年12月取消对新冠肺炎的限制、乌克兰持续的冲突、国际制裁、对欧佩克+未来行动的猜测、新冠肺炎变体的开发以及新冠肺炎大范围爆发的可能性、更高的天然气价格、通胀和政府降低通胀的努力，以及全球经济整体健康状况可能发生的变化，包括长期衰退。此外，石油和天然气价格的波动可能会加速摆脱化石燃料的过渡，导致较长期的需求减少。这些和其他外部因素(如政府在气候变化监管方面的行动)最终在多大程度上影响我们未来的业务、流动性、财务状况和经营结果是高度不确定的，并取决于许多因素，包括未来的发展。, 这不在我们的控制范围之内，也无法准确预测。
在过去的几年里，发生了无数对油气环境产生重大影响的全球性事件，如新冠肺炎疫情、俄罗斯和乌克兰战争的影响，以及欧佩克+的行动。新冠肺炎疫情导致石油需求严重下降，从2020年开始，石油和天然气行业出现了显著的波动和不确定性。在石油及相关产品供应过剩的情况下，油价在2020年上半年大幅下降。尽管出现了一些波动，但总体油价自2020年经历的低点以来一直在稳步改善，这与需求的增长一致，尽管疫情仍在继续，围绕新冠肺炎变种的不确定性。石油和天然气价格在2022年期间大幅上涨，达到每桶近128美元的高点，这主要是由于全球供需失衡，包括乌克兰战争的结果。截至2022年12月31日的一年，布伦特原油价格比截至2021年12月31日的一年高出40%。
商品定价和差价
我们的收入、成本、盈利能力、股东回报和未来增长在很大程度上取决于我们从石油和天然气生产中获得的价格，以及我们为购买天然气所支付的价格，这些价格受到各种因素的影响，包括第一部分第1A项中讨论的因素。本年度报告中的“风险因素”。我们利用衍生品对我们预测的石油和天然气产量以及天然气购买的一部分进行对冲，以减少石油和天然气价格波动的风险敞口。
如下所述，在截至2022年12月31日的一年中，布伦特原油的平均价格比截至2021年12月31日的一年上涨了28.09美元或40%。尽管加州市场通常受到布伦特原油价格的影响，但加州油价最终还是由当地供需动态决定，包括第三方运输和市场外卖基础设施能力。
对于我们的加州蒸汽业务，我们支付的燃料气购买价格通常是基于西北落基山脉指数和科恩交付指数的落基山脉购买，交付指数的购买在加州进行。目前，我们大部分天然气都是在落基山脉购买的。西北落基山指数的最高价格为每Mmbtu 11.39美元，2022年最低为4.38美元。Kern，Delivered指数的最高价格为每Mmbtu 50.79美元，2022年最低为3.70美元。这一年，我们平均支付了每MMBTU 7.86美元。与截至2021年12月31日的年度相比，我们支付的价格平均上涨了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日的年度布伦特、西德克萨斯中质原油、克恩、西北、落基山脉和Henry Hub的平均价格：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 石油(桶)-布伦特原油 | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
| 石油(桶)-西德克萨斯中质原油 | $ | 94.39 | | | $ | 67.90 | |
| 天然气(MMBTU)-克恩，已交付 | $ | 8.99 | | | $ | 5.65 | |
| 天然气(MMBTU)-西北，落基山脉 | $ | 6.95 | | | $ | 3.90 | |
| 天然气(MMBTU)-Henry Hub | $ | 6.45 | | | $ | 3.89 | |
如上所述，加州油价受到布伦特原油价格的影响，因为加州炼油商大约70%的需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口。在没有通过铁路或超级油轮进口原油的较高成本和潜在环境影响的情况下，我们相信，我们在州内的生产和低成本原油运输选择，再加上受布伦特影响的定价，在适当的油价环境下，应该会继续使我们能够在本周期内在加州实现正的现金利润率。
犹他州的石油价格历来低于西德克萨斯中质原油，因为当地的炼油厂是为犹他州独特的石油特征而设计的，而这些资产的偏远使得进入其他市场在物流上具有挑战性。然而，我们对现有土地拥有高度的运营控制权，这为额外的垂直和/或水平开发和重新完成提供了显著的上行空间。
天然气价格和差价受到当地市场基本面、产区运输能力可获得性和季节性影响的强烈影响。我们对天然气价格的主要敞口是我们的成本。我们为加州的蒸汽洪水和热电联产设施购买的天然气比我们在落基山脉生产和销售的天然气多得多。2022年5月，我们开始在落基山脉购买大部分天然气，并使用我们的克恩河管道能力将其运输到我们的加州业务。2022年，我们购买了大约60,000 MMtu/d，其中12,000 MMtu/d是从我们与克恩河管道签订的48,000 MMtu/d协议开始在加利福尼亚州购买的。我们在落基山脉购买的天然气被运往我们在加州的业务，以帮助限制我们受到加州燃料气购买价格波动的影响。我们努力通过对很大一部分天然气进行套期保值，进一步降低我们蒸汽业务的燃气成本的变异性。
购买。此外，天然气价格上涨对我们加州运营费用的负面影响部分被我们在落基山脉生产和销售的天然气销售增加所抵消。
在其他因素中，极端寒冷的天气条件推动了2022年天然气价格的上涨。在加利福尼亚州，我们在2022年12月中旬经历了一次显著的上涨，天然气价格一度高达每Mmbtu 50.79美元。我们通过暂时关闭我们的一个热电联产设施，并减少了我们运营中其他部分的蒸汽产生，迅速转移并减少了我们在加州的天然气消耗，这对生产产生了负面影响。我们寻求通过以与天然气价格挂钩的价格将热电联产业务的过剩电力出售给第三方，来减轻我们热电厂的相当大一部分天然气购买风险。除了天然气价格对电价的影响外，这些销售通常在夏季月份更高，因为其中包括季节性容量。根据市场价格以及当前和预计的供需平衡，我们目前的预期是，加州的天然气价格将在2023年上半年继续保持高位，并在2023年年中开始走软。我们的对冲策略，加上我们从落基山脉中游获得天然气的机会，也有助于缓解天然气价格高企对我们成本结构的影响。
NGL的价格和差价与组成这些液体的产品的供求有关。其中一些更典型地与石油价格相关，而另一些则受到天然气价格以及对用作原料的某些化学产品的需求的影响。此外，基础设施的限制放大了价格波动。
我们的收益也受到热电联产设施性能的影响。这些热电联产设施为我们的物业提供电力和蒸汽，并为非租赁销售提供电力。虽然我们热电联产设施的部分电力输出在我们的生产设施内使用，以减少运营费用，但我们也根据长期合同销售我们两个热电联产设施产生的电力，合同条款分别于2023年12月和2026年11月结束。热电联产设施最重要的投入和成本是天然气。我们通常在夏季从这些热电联产设施获得显著更多的收入，最明显的是在6月至9月，这是因为我们收到了谈判后的容量付款。
季节性天气状况在过去和未来可能会影响我们的钻井、生产和油井维修活动。极端天气条件可能会对满足钻井和完井目标以及生产目标构成挑战。季节性天气还可能导致对设备、用品和人员的竞争加剧，这可能导致短缺和成本增加或推迟运营。我们的行动一直受到，未来也可能受到冬季冰雪的影响，特别是在犹他州，春季和夏季受到雷暴和高温的影响，以及野火和降雨。此外，异常的暴雨或极端温度可能会导致洪水和停电，这可能会对我们的运营能力产生不利影响，特别是在加利福尼亚州。例如，2022年12月，异常恶劣的天气导致加州面临运营挑战、停产和天然气价格大幅上涨。2023年第一季度，极端不利的天气条件继续存在，影响了我们的生产。
此外，与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的运营受到严格的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律和法规涉及钻井、完井、油井刺激、运营、维护或废弃油井或设施、管理能源、水、土地、温室气体或其他排放、保护健康、安全和环境，或运输、营销和销售我们的产品。联邦、州和地方机构可能会主张在这些领域进行监管的重叠权力。有关影响我们业务的法律和法规的说明，请参阅“项目1和项目2.企业和物业--健康、安全和环境事项的监管”。有关监管风险的更多信息，见“项目1A”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险“。
某些经营和财务信息
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的平均日产量、总产量和平均价格的信息。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
日均产量：(1) | | | |
石油(Mbbl/d) | 24.0 | | | 24.2 | |
天然气(Mmcf/d) | 10.2 | | | 17.1 | |
NGL(Mbl/d) | 0.4 | | | 0.4 | |
总计(mboe/d)(2) | 26.1 | | | 27.4 | |
| 总产量： | | | |
石油(MBbl) | 8,770 | | | 8,825 | |
天然气(Mmcf) | 3,706 | | | 6,224 | |
NGL(Mbbl) | 144 | | | 141 | |
总计(Mboe)(2) | 9,532 | | | 10,004 | |
加权平均已实现价格： | | | |
不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | |
| 预定衍生品和解的影响(美元/桶) | $ | (14.39) | | | $ | (16.45) | |
带套期保值的石油(美元/桶) | $ | 77.59 | | | $ | 50.12 | |
天然气(美元/mcf) | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | |
NGL($/bbl) | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | |
平均基准价格： | | | |
石油(桶)-布伦特原油 | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
石油(桶)-西德克萨斯中质原油 | $ | 94.39 | | | $ | 67.90 | |
天然气(MMBTU)-克恩，已交付(3) | $ | 8.99 | | | $ | 5.65 | |
天然气(MMBTU)-西北，落基山脉(4) | $ | 6.95 | | | $ | 3.90 | |
天然气(MMBTU)-Henry Hub(4) | $ | 6.45 | | | $ | 3.89 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。我们还消耗一部分租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年12月31日的一年里，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶99.04美元和6.45美元。
(3)我们购买的用于产生蒸汽和电力的天然气主要是基于落基山脉的价格指数，包括运输费，因为我们目前大部分的天然气需求都是从落基山脉购买的，其余的在加利福尼亚州购买。Kern，Delivered Index是仅用于加州天然气购买部分的相关指数
(4)西北、落基山脉和Henry Hub是落基山脉天然气销售和购买的相关指数。
下表列出了所示时期内按作业区域划分的平均日产量：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
平均日产量(mboe/d)(1): | | | |
加利福尼亚(2) | 21.3 | | | 22.0 | |
犹他州(3) | 4.7 | | | 4.2 | |
| 26.0 | | | 26.2 | |
| | | |
科罗拉多州(4) | 0.1 | | | 1.2 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
总平均日产量 | 26.1 | | | 27.4 | |
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。
(2)包括Placerita物业的产量，直至2021年10月底剥离。2021年，这些油田的平均日产量约为700 boe/d。
(3)包括从2022年2月收购时到2022年底的羚羊溪地区的产量。
(4)2022年1月，我们剥离了在科罗拉多州的所有天然气资产。
与去年同期相比，我们的整体产量持平，不包括2022年和2021年收购和资产剥离的影响。犹他州的产量增加了0.5mboe/d，或12%，这是由于新的钻探活动和收购Antelope Creek，抵消了自然下降的影响。Anelope Creek的出井产量为1.2mboe/d，大约是收购前的两倍，因为我们发现了表现不佳的油井，并执行了广泛的修井活动，以最大限度地提高它们的性能。截至2021年12月31日的一年中，科罗拉多州资产的日产量为120万桶，加州Placerita资产的日产量为70万桶，该资产于2021年第四季度剥离。
在可比基础上，加州不包括Placerita产量的同比产量持平，为21.3mboe/d。
经营成果 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (单位：千) | | |
收入和其他： | | | | | | | |
石油、天然气和天然气液体销售 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 216,974 | | | 35 | % |
| 服务收入 | 181,400 | | | 35,840 | | | 145,560 | | | 406 | % |
售电 | 30,833 | | | 35,636 | | | (4,803) | | | (13) | % |
(亏损)石油和天然气销售衍生品收益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 19,290 | | | (12) | % |
| 市场营销和其他收入 | 768 | | | 4,398 | | | (3,630) | | | (83) | % |
总收入和其他 | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | | | $ | 373,391 | | | 69 | % |
收入和其他
我们对很大一部分石油销售进行对冲，以保护我们的预期现金流不受油价下跌的影响，并满足2021年RBL贷款机制的对冲要求。2022年，我们的实际油价为每桶91.98美元，对冲价格为每桶77.59美元。相比之下，2021年，我们的实际油价为每桶66.57美元，我们的对冲价格为每桶50.12美元。
与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的一年，石油、天然气和天然气的销售额增加了2.17亿美元，增幅为35%，达到约8.42亿美元。石油和天然气价格分别上涨2.23亿美元和1000万美元，部分抵消了产量下降1600万美元的影响。在这一数量差异中，天然气占1300万美元，这是2022年1月出售我们在科罗拉多州的独家天然气资产的结果，剩余的300万美元差异来自2021年底出售Placerita，扣除Antelope Creek的额外数量。油井维修和报废部门偶尔会为我们的E&P部门提供服务，因此，在合并期间，我们记录了公司间减少了300万美元的收入和支出。2021年的公司间淘汰无关紧要。
2022年的服务收入全部来自我们的油井维修和废弃业务的收入。自我们于2021年10月1日收购该业务以来，2022年是我们活动的第一个完整的一年，而2021年只有一个季度的活动。
与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度的电力销售(即对公用事业公司的销售额)减少了500万美元，降幅为13%，至约3100万美元。这一下降是由于2021年末出售作为Placerita剥离一部分的热电联产设施导致销售量下降所致。在可比基础上，不包括Placerita自2021年以来的Cogen销售额，由于单位收入增加，Cogen收入同比增加了600万美元，增幅为22%。
石油和天然气销售衍生产品的损益包括结算损益和按市价计价的损益。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，和解损失分别为1.26亿美元和1.43亿美元。这一变化是由于2022年的对冲交易量低于2021年。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度按市值计算的非现金亏损分别为1,100万美元和1,400万美元，原因是未来价格相对于每年年底的衍生品固定价格更高。
由于2022年1月出售了我们的Piceance Colorado业务，其中包括第三方营销活动，截至2022年12月31日的年度，营销和其他收入低于截至2021年12月31日的年度。从历史上看，Piceance几乎占据了我们所有的营销收入。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (单位：千) | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
费用和其他： | | | | | | | |
租赁运营费用 | $ | 302,321 | | | $ | 236,048 | | | $ | 66,273 | | | 28 | % |
| 服务成本 | 142,819 | | | 28,339 | | | 114,480 | | | 404 | % |
发电费 | 21,839 | | | 23,148 | | | (1,309) | | | (6) | % |
交通费 | 4,564 | | | 6,897 | | | (2,333) | | | (34) | % |
营销费用 | 299 | | | 3,811 | | | (3,512) | | | (92) | % |
一般和行政费用 | 96,439 | | | 73,106 | | | 23,333 | | | 32 | % |
折旧、损耗和摊销 | 156,847 | | | 144,495 | | | 12,352 | | | 9 | % |
| | | | | | | |
所得税以外的税项 | 39,495 | | | 46,500 | | | (7,005) | | | (15) | % |
| 天然气购买衍生品的收益 | (88,795) | | | (38,577) | | | (50,218) | | | 130 | % |
其他运营费用 | 3,722 | | | 3,101 | | | 621 | | | 20 | % |
总费用和其他 | 679,550 | | | 526,868 | | | 152,682 | | | 29 | % |
其他(费用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (30,917) | | | (31,964) | | | (1,047) | | | (3) | % |
其他，净额 | (142) | | | (247) | | | (105) | | | (43) | % |
其他(费用)收入合计 | (31,059) | | | (32,211) | | | (1,152) | | | (4) | % |
| | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 207,732 | | | (14,129) | | | (221,861) | | | 1,570 | % |
| 所得税支出(福利) | (42,436) | | | 1,413 | | | (43,849) | | | 3,103 | % |
| 净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (265,710) | | | 1,710 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
调整后的EBITDA(1) | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | | | $ | 167,802 | | | 79 | % |
调整后净收益(亏损)(1) | $ | 226,463 | | | $ | 10,722 | | | $ | 215,741 | | | 2,012 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
__________(1)调整后EBITDA和调整后净收益(亏损)是不按照公认会计准则计算的财务指标。关于经营活动提供的现金净额和净收益(亏损)的定义和对账，请参阅“项目7--非公认会计准则财务计量”。
费用
与上一年相比，租赁运营费用按绝对美元计算增长28%。在这一增长中，约60%是由于我们加州蒸汽设施的天然气(燃料)成本上升所致。与2021年相比，天然气平均购买价格每百万吨上涨了39%，扣除消费减少带来的好处，燃料支出增加了34%。不包括燃料的租赁运营费用按绝对美元计算增长23%，原因是油井服务和修井成本、外部服务、化学品和电力成本上升。虽然活动水平自2021年以来有所上升，尤其是油井维修和修井，但我们也遇到了来自服务提供商以及材料和用品的通胀压力，从5%到15%不等。
服务成本包括我们于2021年10月1日收购的油井维修和废弃业务的全部成本。由于2022年是我们运营的第一个完整的一年，所以前一个时期是不可比的。
在截至2022年12月31日的一年中，发电费用下降了1%，从截至2021年12月31日的年度的2.31美元降至每boe 2.29美元，这是由于之前讨论的2021年底出售热电联产设施导致销售量下降，抵消了燃料价格的上涨。包括在发电费用中的燃料成本不包括其他地方讨论的天然气衍生品和解的影响。
在截至2022年12月31日的一年中，运输费用下降了30%，降至每桶0.48美元，而截至2021年12月31日的年度为0.69美元，这主要是由于剥离了我们的Piceance物业。
由于在2022年第一季度出售了我们的Piceance Colorado业务，其中包括第三方营销活动，截至2022年12月31日的年度，营销费用下降了92%，至每BOE 0.03美元，而截至2021年12月31日的年度，营销费用为每BOE 0.38美元。从历史上看，Piceance几乎占据了我们所有的营销收入。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，天然气购买衍生品的收益或亏损分别为8900万美元和3900万美元。截至2022年12月31日的一年，结算收益为3800万美元，或每股BOE 4.00美元，而2021年同期的收益为5100万美元，或每股BOE 5.09美元，主要是由于2022年的对冲交易量低于2021年。2022年结算的对冲平均固定价格为4.21美元，名义数量为每天3.8万Mmbtu，而2021年的平均固定价格为2.80美元，名义数量为4.6万Mmbtu。截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度的按市值计价估值损益分别为收益5,100万元及亏损1,300万元，与期末期货价格变动情况一致。
截至2022年12月31日的一年，与截至2021年12月31日的年度相比，一般和行政费用增加了约2300万美元或32%。同比增长是由于CJWS全年的支出、包括非现金股票薪酬在内的员工成本膨胀以及更高的专业服务。在截至2022年和2021年12月31日的一年中，非现金股票薪酬成本分别约为1600万美元和1300万美元，非经常性成本分别持平于300万美元。2022年的非经常性费用主要包括管理层继任费用，2021年的非经常性费用是与收购活动有关的法律和其他专业服务费用。
我们将“调整后的一般和行政费用”定义为扣除非现金股票补偿费用和非常及不常见成本(“调整后的一般和行政费用”)调整后的一般和行政费用。调整后的一般和行政费用，不包括非现金股票薪酬成本和非经常性成本，与2021年的5700万美元相比，增加了1900万美元，达到7600万美元。同比增长是由于全年的CJWS费用、员工成本膨胀和更高的专业服务。关于调整后的一般和行政费用与一般和行政费用的对账，请参阅“--非公认会计准则财务计量”，这是根据公认会计准则计算和列报的最直接可比的财务计量。
与截至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1200万美元，增幅为9%，达到约1.57亿美元。收购CJWS使折旧增加了1,000万美元，其余部分来自E&P部门略高的损耗率增加。在每个英国央行的基础上，DD&A同比增长2.02美元，从14.44美元增至16.46美元。
所得税以外的税项 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英国央行) | | | |
遣散费税 | $ | 1.46 | | | $ | 0.83 | | | $ | 0.63 | | | 76 | % |
从价税 | 1.68 | | | 1.73 | | (0.05) | | | (3) | % |
温室气体排放限额 | 1.00 | | | 2.09 | | (1.09) | | | (52) | % |
| | | | | | | |
所得税以外的所有税种 | $ | 4.14 | | | $ | 4.65 | | | $ | (0.51) | | | (11) | % |
在截至2022年12月31日的一年中，不包括所得税在内的税收减少了0.51美元，至每桶4.14美元，而截至2021年12月31日的一年为4.65美元。由于犹他州单位收入和销售量增加，遣散税增加。由于2021年末Placerita和2022年1月Piceance的销售，扣除现有房产较高的税率，从价税略有下降。温室气体费用的减少是由于2021年第四季度出售Placerita减少了温室气体排放，以及其余业务的温室气体按市价计价降低。
其他营业费用(收入)
在截至2022年和2021年12月31日的年度中，其他运营费用分别为400万美元和300万美元。在截至2022年12月31日的年度内，其他运营支出主要包括与我们2017年出现和重组前的活动相关的特许权使用费审计费用200万美元，以及剥离Piceance物业的约200万美元亏损。在截至2021年12月31日的年度，其他运营支出主要包括与2017年RBL融资相关的约300万美元的未摊销债务发行成本、约300万美元的补充财产税评估、特许权使用费审计费用和油箱租赁成本，以及200万美元的其他各种成本，如超额放弃成本和法律费用，部分被出售物业的约200万美元收益和超过200万美元的员工留任积分收入所抵消。
利息支出
与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100万美元，这是因为我们在2022年有较低的2021年RBL贷款的期间内营运资金借款。
所得税支出(福利)
在截至2022年12月31日的一年中，我们在2021年获得了约4200万美元的所得税优惠和约100万美元的税收支出。我们的有效税率从截至2021年12月31日的年度的(10.0%)更改为截至2022年12月31日的年度的(20%)，主要是由于确认了与2021年税期相关的2022年美国联邦一般业务抵免并释放了估值免税额。2022年记录的抵免可用于抵消未来的联邦所得税债务。有关我们所得税的更多信息，请参阅合并财务报表的附注8。
E&P现场行动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英国央行) | | | | |
| 外地行动费用 | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | $ | 8.12 | | | 34 | % |
| 发电费 | 2.29 | | | 2.31 | | | $ | (0.02) | | | (1) | % |
| 交通费 | 0.48 | | | 0.69 | | | $ | (0.21) | | | (30) | % |
| 营销费用 | 0.03 | | | 0.38 | | | (0.35) | | | (92) | % |
| 总计 | $ | 34.52 | | | $ | 26.98 | | | $ | 7.54 | | | 28 | % |
| | | | | | | |
| 天然气购买套期保值收到的现金结算 | $ | (4.00) | | | $ | (5.09) | | | $ | 1.09 | | | (21) | % |
| | | | | | | |
| E&P非生产收入 | | | | | | | |
| 售电 | 3.24 | | | 3.56 | | | $ | (0.32) | | | (9) | % |
| 运输销售 | 0.05 | | | 0.05 | | | $ | 0.00 | | | 0 | % |
| 营销收入 | 0.03 | | | 0.39 | | | (0.36) | | | (92) | % |
| 总计 | $ | 3.32 | | | $ | 4.00 | | | $ | (0.68) | | | (17) | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
我们改变了我们以前所说的运营支出或运营费用的列报方式。总体而言，管理层通过考虑核心E&P运营费用以及我们的热电联产、营销和运输活动来评估我们E&P现场运营的效率。特别是，我们在加州勘探和开采业务的核心组件是蒸汽，我们使用蒸汽将重油抬到地面。我们运营着几个热电联产设施，以生产我们运营所需的一些蒸汽。在比较我们热电厂与我们运营中的其他蒸汽来源的成本效益时，管理层考虑了热电厂的运营成本，包括为运营设施而购买的天然气成本，以及我们在E&P现场运营中使用的蒸汽和电力的价值，以及我们从向电网出售多余电力所获得的收入。我们努力通过天然气购买套期保值将我们加州蒸汽业务的燃料气成本的变异性降至最低。因此，我们E&P现场业务的效率受到我们从这些衍生品收到或支付的现金结算的影响。我们还有从落基山脉运输燃气的合同，这在历史上一直比加州的市场便宜。关于运输和营销，管理层在评估E&P业务的整体效率时还考虑了增量能力的机会性销售。
租赁业务费用包括燃料、劳动力、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修井费用。发电费包括我们两个热电联产设施分配给发电费的燃料、人工、维护以及工具和用品部分；其余的热电联产费用计入租赁运营费用。交通费与我们在自家物业内生产的石油和天然气的运输成本或将其运往市场的成本有关。营销费用主要涉及从第三方购买的天然气，这些天然气通过我们的收集和加工系统，然后出售给第三方。电力收入来自以市场价格根据长期合同将我们两个热电联产设施的过剩电力出售给加州一家公用事业公司。这些热电联产设施的规模可以满足各自油田的蒸汽需求，但相应产生的电力超过了这些油田目前作业所需的电力。运输销售与我们代表第三方在我们的系统上运输的水和其他液体有关，营销收入是指从第三方购买和出售给第三方的天然气的销售。
流动性与资本资源
目前，我们预计将用运营现金流为2023年的资本支出提供资金。截至2022年12月31日，我们的流动资金为2.52亿美元，其中包括4600万美元现金，1.93亿美元可用于2021年RBL贷款的借款，CJWS有1300万美元可用于2022年ABL贷款(定义如下)的借款。我们还有4亿美元的本金总额7%的优先无担保票据将于2026年2月到期，如下所述。
我们的股东回报模式于2022年1月1日生效。与我们的商业模式一样，这种股东回报模式很简单，表明了我们对优化资本配置和向股东回报的承诺。该模型基于我们的调整自由现金流(以前称为自主自由现金流)，其定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指优化特定年度产量所需的资本支出，在适用时不包括(I)与战略业务扩张相关的勘探及开发资本支出，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动，以提高产量以超越上一年的年产量；(Ii)油井维修及废弃部门的资本支出；(Iii)与辅助可持续发展措施相关的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及与维持核心业务无关的支出。预计2022年调整后自由现金流的初始分配为：(A)60%主要以每季度支付的可变现金股息的形式支付，以及机会性债务回购；以及(B)40%可用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。我们在2022年调整后的自由现金流为2亿美元。根据我们2022年的股东回报模型，我们将支付与2022年业绩相关的总计1.89亿美元，其中包括：(I)1.19亿美元用于可变现金股息，(Ii)1900万美元用于固定现金股息和(Iii)5100万美元用于股票回购。
2023年2月初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的计划。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年第一季度开始，调整后自由现金的分配将是(A)80%主要以机会性债务或股票回购的形式；以及(B)20%以可变股息的形式。任何实际支付的股息(固定或可变)将由我们的董事会根据当时的现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。
调整后自由现金流量并不代表我们现金余额的全部增加或减少，不应推断调整后自由现金流量的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购或其他可自由支配支出，因为我们有未从这一衡量标准中扣除的非可自由支配支出。调整后的自由现金流量是一种非公认会计准则的财务计量。有关调整后的自由现金流量与经营活动提供的现金的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，我们最直接的可比财务计量是根据GAAP计算和列报的。
我们目前相信，我们的流动性、资本资源和现金将足以在至少未来12个月内开展我们的业务和运营。长期而言，如果油价大幅下跌并保持疲软，我们可能无法继续产生目前产生的调整后自由现金流水平，我们的流动性和资本资源可能不足以开展我们的业务和运营，直到大宗商品价格回升。有关已知的重大风险的讨论，请参阅第二部分第1A项“风险因素”，其中许多风险是我们无法控制的，这些风险可能对我们的业务、流动性、财务状况和经营结果产生不利影响。
2021年RBL设施
2021年8月26日，Berry Corp作为担保人，Berry LLC作为借款人，签订了一项信贷协议，规定提供一笔最高可达5亿美元的循环贷款，但有准备金
借款基数(经“第一修正案”、“第二修正案”和“第三修正案”修正，定义如下：“2021年RBL贷款机制”)。我们最初的借款基数是2亿美元。2021年RBL贷款机制为签发总金额不超过2000万美元的信用证提供了信用证次级贷款。信用证的签发减少了2021年RBL贷款机制下以美元对美元为基础的循环贷款的借款可得性。除非根据2021年RBL融资条款提前终止，否则2021年RBL融资将于2025年8月26日到期。借款基数重新确定通常在每年5月和11月生效，尽管借款人和贷款人可能在预定的重新确定之间各进行一次临时重新确定。于二零二一年十二月，吾等完成首次预定每半年一次的借款基数重新厘定，并订立若干信贷协议第一修正案(“第一修正案”)，以重申借款基数为2亿美元，并修订对冲契诺，在计算最低及最高对冲要求时，不包括空头认沽或类似衍生工具。
2022年5月，作为担保人的Berry Corp.和作为借款人的Berry LLC签订了《信贷协议第二修正案》和《有限同意及豁免》(《第二修正案》)，据此，除其他事项外，2021年RBL融资机制下的必要贷款人(I)同意某些股息和分派，以及Berry LLC在C&J和/或C&J Management进行的某些投资，如其中进一步描述的，(Ii)免除其中所述时间段的某些最低对冲要求，(Iii)放弃任何违约、(V)修订最低对冲契约，在2022年10月1日之前，不要求对2025年1月1日及之后的任何日历月进行对冲，如第二修正案所述。2022年5月，我们还完成了半年一次的借款基数重新确定，并签订了信贷协议第三修正案(“第三修正案”)，其中包括：(1)将借款基数从2亿美元增加到2.5亿美元；(2)初步确定选定的承诺额总额(定义见2021年RBL贷款机制)为2亿美元；及(3)将所有未偿还的欧洲美元贷款(按2021年基准贷款利率的定义)转换为初始利息期为一个月的定期基准贷款，并以1个月的定期SOFR利率取代调整后的LIBOR利率，从而实现从伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)向有担保隔夜融资利率(SOFR)的过渡, 三个月或六个月加0.1%(以0.5%为下限)。
2022年12月，我们完成了预定的半年一次的借款基数重新确定，结果是重新确定了2.5亿美元的借款基数和2亿美元的选定承诺额。
如果由于重新确定借款基数而导致循环贷款的未偿还本金余额和2021年RBL融资机制下所有信用证的面值总额在任何时间超过借款基数，我们可以选择在30天内单独或联合采取以下任何行动：一次性支付弥补缺口、提交储备工程报告和涵盖更多石油和天然气资产的抵押贷款，这些资产在某些贷款人认为足以增加借款基数和弥补缺口，或者开始每月支付相等的本金，以在下一个六个月内弥补缺口。如对借款基数作出某些调整，而不是因重新厘定而作出调整，本行须一次过支付一笔款项，金额相等于循环贷款的未偿还本金余额及2021年RBL贷款机制下所有信用证的面值总额超出借款基数的数额。此外，2021年RBL贷款机制规定，如果有任何未偿还借款，并且在每个日历周结束时合并现金余额超过2000万美元，则这些超出的数额应用于预付信贷协议下的借款。否则，任何未偿还的本金都将在到期时到期。
循环贷款项下的未偿还借款计息，利率等于(I)惯例基本利率加每年2.0%至3.0%的适用保证金，及(Ii)惯例基准利率加每年3.0%至4.0%的适用保证金，两者均视乎借款基准使用率水平而定。此外，我们必须就2021年RBL贷款机制下平均每天未使用的借款金额向贷款人支付0.5%的季度承诺费。我们有权在事先通知的情况下随时提前偿还2021年RBL贷款机制下的任何借款，而不会受到提前还款处罚。
2021年RBL贷款机制要求我们在每个季度末的综合基础上保持(I)不超过3.0比1.0的杠杆率和(Ii)不低于1.0比1.0的流动比率。截至2022年12月31日，我们的杠杆率和流动比率分别为1.2比1.0和1.7比1.0。此外，2021年RBL贷款机制目前规定，如果我们发生无担保债务，包括未来筹集的任何金额，借款基数将减少相当于此类无担保债务金额的25%。截至2022年12月31日，我们遵守了2021年RBL融资机制下的所有财务契约。
2021年RBL贷款机制包含通常和惯例的违约事件以及类似性质的信贷安排的补救办法。2021年RBL融资机制还在以下方面对借款人及其受限子公司施加限制：额外债务、留置权、股息和向股东支付的其他款项、我们普通股的回购或赎回、借款人优先票据的赎回、投资、收购、合并、资产处置、与关联公司的交易、对冲交易和其他事项。
从2022年8月26日起及之后，2021年RBL工具允许我们回购某些债务，只要在给予此类回购形式上的效力之前和之后，不存在违约或违约事件，可获得性等于或大于借款基础的20%，并且我们的形式杠杆率小于或等于2.0至1.0。2021年RBL贷款机制还允许我们进行限制性付款，只要在给予此类分配形式效果之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性超过借款基础的75%，并且我们的形式杠杆率小于或等于1.5至1.0。此外，我们可以进行总额不超过自由现金流100%的其他限制性付款(根据2021年RBL工具的定义)，只要除了2021年RBL工具中描述的其他条件和限制之外，在给予此类分发形式效果之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性大于借款基础的20%，并且我们的形式杠杆率小于或等于2.0至1.0。
我们可以回购股本或向我们的股权持有人进行其他分配，金额等于(I)回购或分配之前最近结束的财政季度的自由现金流(定义见2021年RBL工具)的100%减去(Ii)某些投资的金额，只要除2021年RBL工具中描述的其他条件和限制外，可用性等于或大于所选承诺或借款基础的20%(以有效者为准)，并且我们的形式杠杆率小于或等于2.0至1.0。
Berry LLC是2021年RBL贷款的借款人，Berry Corp.是担保人。除某些例外情况外，Berry Corp.未来的每一家子公司都必须为我们在2021年RBL贷款机制以及某些对冲交易和银行服务安排(“担保义务”)下其他担保人的义务和义务提供担保。2021年RBL贷款机制下的贷款人至少为我们已探明石油和天然气储量现值的90%提供抵押。Berry LLC和担保人的义务也以我们几乎所有个人财产的留置权为担保，但习惯性例外情况除外。
截至2022年12月31日，我们没有未偿还的借款，未偿还的信用证金额为700万美元，2021年RBL贷款机制下的可用借款能力约为1.93亿美元。
2022年ABL设施
于2022年8月9日，C&J及C&J Management作为借款人与Tri Counties Bank(贷款方)订立一项信贷协议，提供循环贷款安排，惟须满足借款前的惯常条件，最高可达(X)1,500万元及(Y)借款基数(“2022年ABL安排”)两者中较低者。“借款基数”是指相当于符合条件的应收账款到期余额的80%的金额，受制于三县银行可根据其合理酌情权执行的准备金。2022年ABL贷款机制下未偿还循环贷款本金的利息，年利率相当于比《华尔街日报》最优惠利率高出1.25%。“华尔街日报最优惠利率”是以年利率为基础的浮动利率，作为其“最优惠利率”不时在“华尔街日报”的“货币利率”部分公布和/或公布。只要《华尔街日报》提供优质利率，利率就会重新确定
改变。从2022年9月30日开始，每季度到期拖欠利息，此后将继续到期并在每个日历季度的最后一天支付拖欠利息。2025年6月5日，2022年ABL贷款机制下循环贷款的全部未付本金余额及其所有未付利息将到期并支付。2022年银行间信用证融资机制为签发总金额不超过750万美元的信用证提供了信用证分融资机制。
2022年ABL贷款机制要求CJWS遵守以下财务契约：(I)在综合基础上，任何时候总负债与有形净值的比率不超过1.5：1.0；(Ii)将2022年ABL贷款机制下未偿还的循环预付款金额减少至不超过以下两者中较小者的90%：(A)最高循环预付款金额，或(B)借款基数，截至三县银行在每个财政季度的最后一天关闭；以及(Iii)在每个财政年度结束时，维持税前净收益不低于1.00美元。截至2022年12月31日，CJWS的总负债与有形净值的比率为0.23比1.0，没有未偿还的预付款，2022财年结束时的净收入为1500万美元。
2022年的ABL贷款包含了通常和惯例的违约事件，以及类似性质的信贷安排的补救措施。2022年ABL融资机制还对CJWS在额外债务、留置权、股息和其他分配、投资、收购、合并、资产处置和其他事项方面施加限制。CJWS在2022年ABL融资机制下的义务不是由Berry Corp.或Berry LLC担保的，Berry Corp.和Berry LLC没有也没有要求为此类义务提供任何信贷支持。截至2022年12月31日，CJWS遵守了2022年ABL融资机制下的所有财务契约。
截至2022年12月31日，CJWS没有借款，2022年ABL贷款机制下有1,300万美元的可用借款能力，未偿还信用证金额为200万美元。
高级无担保票据发售
2018年2月，我们完成了本金总额为4亿美元、2026年2月到期的7.0%优先无担保票据的非公开发行，扣除费用和初始购买者折扣后，我们的净收益约为3.91亿美元。
2026年债券是Berry LLC的优先无担保债务，与我们所有其他优先债务和任何次级债务具有同等的偿债权利。2026年债券由Berry Corp.在优先无担保的基础上提供全面和无条件的担保，并将由我们未来的某些子公司提供担保；C&J Management和C&J不是担保人。2026年票据及相关担保实际上从属于我们所有有担保债务(包括2021年RBL贷款机制下的所有借款和其他债务)，在担保该等债务的抵押品价值范围内，在结构上从属于不为2026年债券提供担保的任何未来子公司的所有现有和未来债务及其他负债(包括贸易应付款项)，包括C&J Management和C&J在2022年ABL贷款机制下的义务。
Berry LLC可以随时选择赎回全部或部分2026年债券。如果我们遇到某种控制权的变化，2026年债券的持有人可能有权要求我们按2026年债券本金的101%回购他们的债券，外加应计和未支付的利息(如果有的话)。
管理2026年票据的契约载有限制性契约和惯常违约事件，包括(A)不付款；(B)不遵守契约(在某些情况下，受宽限期规限)；(C)重大债务项下的付款违约或加速事件；及(D)涉及我们或我们某些附属公司的破产或无力偿债事件。
2026年债券并不限制我们公开市场和其他方式购买此类债券。
债务回购计划
2020年2月，我们的董事会通过了一项计划，花费高达7500万美元用于机会性回购我们的2026年债券。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况的评估、对未完成协议的遵守情况和其他因素来确定，可以在没有通知的情况下随时开始或暂停，并且没有义务在任何时期或根本没有义务购买2026年债券。我们还没有根据这一计划回购任何票据。
套期保值
我们通过我们的大宗商品对冲计划，包括掉期、看跌和看涨期权，保护了我们预期现金流的很大一部分。我们对原油和天然气生产进行对冲，以防止石油和天然气价格下跌，我们还对天然气购买进行对冲，以防止价格上涨。
此外，我们还进行对冲，以满足2021年RBL贷款机制的对冲要求。2021年RBL融资机制要求我们将商品套期保值(三向套期保值除外)维持在以下最低名义交易量：(I)在2021年RBL融资机制生效日期后24个完整历月以及每个日历年的5月1日和11月1日之后，至少75%的我们的PDP储备合理预计原油产量，以及(Ii)从每个此类最低对冲要求日期之后的第25个完整日历月开始并包括每个此类最低对冲要求日期之后的第36个完整日历月期间，我们的PDP储备合理预测的原油产量的至少50%；但就上述第(I)及(Ii)条中的每一项而言，所对冲的名义交易量须视为减去任何卖空或其他类似衍生工具的名义交易量，而该等卖权或其他类似衍生工具的作用是使我们承受“下限”以下的商品价格风险。
除了其中所述的最低套期保值要求和其他有关套期保值的限制外，2021年RBL融资机制还包含对我们的商品套期保值的限制，这些限制阻止我们达成套期保值协议(I)期限超过48个月的对冲协议，或(Ii)名义交易量(当与当时已对冲的交易量的基差掉期合计时)在该套期保值协议签署之日超过我们的PDP储备合理预计原油产量的90%，在该套期保值协议签订后的每个月。前提是上述成交量限制不适用于与相应的看涨、看跌或掉期无关的看跌或看跌期权合约。
我们还签订了犹他州天然气运输合同，以帮助减少价格波动敞口，但这些合同不符合套期保值的要求。我们普遍较低的生产基数，加上我们稳定的运营成本环境，使我们有能力对冲我们未来预期产量的大量资金。我们预计，在当前大宗商品价格下，我们的业务将产生足够的现金流，包括我们目前的对冲头寸。有关与我们的套期保值计划相关的风险的信息，请参阅“项目1A”。风险因素-与我们的运营和行业相关的风险“。
截至2023年1月31日，我们有以下原油生产和天然气购买对冲。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2023 | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | FY 2024 | | FY 2025 | | FY 2026 |
| 布伦特原油产量 | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | | — | | | — | |
| 加权平均价格(美元/桶) | $ | 77.15 | | | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.12 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 放置跨页 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 540,000 | | | 546,000 | | | 552,000 | | | 552,000 | | | 1,281,000 | | | — | | | — | |
| 加权平均价格(美元/桶) | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 制片人领口 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 360,000 | | | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,486,127 | | | 472,500 | |
| 加权平均价格(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 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| Henry Hub-天然气采购 | | | | | | | | | | | | |
| 消费者衣领 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 2,110,000 | | | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 加权平均价格(美元/Mmbtu) | $4.00/$2.75 | | $4.00/$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| NWPL-天然气采购 | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | | — | |
| 加权平均价格(美元/Mmbtu) | $ | 6.40 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | |
| 气基差分 | | | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH-天然气采购 | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 1,180,000 | | — | | | — | | | 610,000 | | — | | | — | | | — | |
| 加权平均价格(美元/Mmbtu) | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
下表总结了我们对冲活动的历史结果。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 原油(每桶)： | | | |
| 衍生产品结算前的已实现销售价格 | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | |
| 衍生工具交收的影响 | $ | (14.39) | | | $ | (16.45) | |
| 衍生产品结算影响后的已实现销售价格 | $ | 77.59 | | | $ | 50.12 | |
| 购买天然气(单位：MMBTU)： | | | |
| 购买价格，在衍生产品结算前的影响 | $ | 7.86 | | | $ | 5.64 | |
| 衍生工具交收的影响 | $ | (1.74) | | | $ | (2.16) | |
| 购买价格，衍生产品结算后的影响 | $ | 6.12 | | | $ | 3.48 | |
现金股利
2022年，该公司将支付每股1.78美元的现金股息，包括固定和可变现金股息。这包括董事会在2023年2月批准的每股0.44美元的可变现金股息，该股息是在2022年第四季度赚取的。此外，2023年2月，我们的董事会批准了每股0.06美元的固定现金股息。
下表为董事会批准的普通股定期固定现金股利和可变现金股利。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | |
| 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 | |
可变股息(1) | 0.13 | | | 0.56 | | | 0.41 | | | 0.44 | | | 1.54 | |
| 总计 | $ | 0.19 | | | $ | 0.62 | | | $ | 0.47 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.78 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
__________(1)可变股息是在业绩期间(根据股东回报模型确定可变股息的期间)之后的一个季度宣布的。该表列出了每个季度获得的股息总额。
公司预计未来将继续按季度派发现金股息。然而，未来股息的支付和金额仍由董事会酌情决定，并将取决于公司未来的收益、财务状况、资本要求和其他因素。
股票回购计划
在截至2022年12月31日的一年中，我们以约5100万美元的价格回购了500万股票。截至2022年12月31日，本公司根据股票回购计划共回购了10,528,704股股票，总金额约为1.04亿美元，占截至2022年12月31日的已发行股份的14%。正如此前披露的那样，公司在2022年初实施了股东回报模式，为此，公司打算将调整后的自由现金流的一部分用于机会性股票回购。
2022年4月，我们的董事会批准将公司的股票回购授权增加1.02亿美元，使公司剩余的股票回购授权达到1.5亿美元。截至2022年12月31日，在2022年进行回购后，公司剩余的总股份回购权限为9800万美元。2023年2月，董事会批准将公司股票回购授权增加1.02亿美元，使公司剩余的股份权限达到2亿美元。
董事会的授权允许本公司根据市场状况和其他因素，不时在公开市场和私下协商的交易中购买普通股，最高可达董事会批准的总金额。董事会的授权没有到期日。
回购可不时在公开市场、私下协商的交易或本公司全权酌情决定的其他方式进行。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停，而不需要通知，并且公司没有义务在任何时期或根本没有义务购买股票。任何回购的股份将反映为库存股，任何收购的股份将可用于一般公司用途。
资本计划
详情见第二部分第1项和第2项--“我们的资本计划”。
收购和资产剥离
Piceance资产剥离(2022)
2022年1月，我们完成了剥离我们在科罗拉多州的所有天然气资产，这些资产位于皮肯斯盆地。资产剥离以大约200万美元的损失结束。我们2021年从这些油田获得的产量为1.2mboe/d。
《收购羚羊溪》(2022)
2022年2月，我们完成了对犹他州Antelope Creek地区石油和天然气生产资产的收购，价格约为1800万美元。这些资产与我们现有的Uinta资产相邻，在我们收购之前，日产量约为0.6mboe。
购买各种石油和天然气资产
在2022年期间，我们还收购了各种石油和天然气资产，其中大部分是未经探明的资产，总价值约为800万美元。
强生油井服务收购(2021)
2021年10月1日，我们收购了加州最大的油井维修和报废业务之一，运营名称为C&J Well Services，LLC。收购价格为5300万美元，包括主要与营运资本相关的结账调整，2021年我们手头的现金为5100万美元，2022年为200万美元。CJWS的交易成本约为300万美元。被收购的业务活动由C&J Well Services拥有和运营，C&J Well Services是Berry Corp.的全资子公司，成立的目的是收购这些业务并建立一家独立的Well Services和放弃公司。
Placerita资产剥离(2021)
2021年10月，我们以大约1400万美元的价格完成了我们位于加利福尼亚州洛杉矶县文图拉盆地的Placerita field地产的出售。我们已经记录了大约200万美元的销售收益。
现金流量表
以下为比较现金流摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
现金净额： | | | |
由经营活动提供 | $ | 360,941 | | | $ | 122,488 | |
用于投资活动 | (164,552) | | | (168,787) | |
用于融资活动 | (165,422) | | | (18,975) | |
现金及现金等价物净增(减) | $ | 30,967 | | | $ | (65,274) | |
经营活动
与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的一年，经营活动提供的现金增加了约2.38亿美元。最显著的增长是销售额增加2.09亿美元(不包括CJWS)，营运资本增加7,000万美元，与CJWS净利润率相关的增加2,300万美元，除所得税外的税项减少7,000,000美元，但被运营费用增加5,900万美元部分抵销，以及一般和行政成本(不包括CJWS)增加1,200万美元。
投资活动
以下是投资活动产生的现金流的对比摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
资本支出 (1) | | | |
| 资本支出 | (152,921) | | | (132,719) | |
| 资本支出应计项目的变动 | 14,286 | | | 482 | |
| 收购，扣除收到的现金 | (25,917) | | | (50,568) | |
| 购置物业和设备及其他 | — | | | (876) | |
| 从资产剥离收到的收益 | — | | | 14,025 | |
| 出售财产、设备和其他财产的收益 | — | | | 869 | |
用于投资活动的现金净额 | $ | (164,552) | | | $ | (168,787) | |
__________
(1)以实际现金支付为基础，而不是应计。
与截至2021年12月31日的年度相比，在截至2022年12月31日的一年中，用于投资活动的现金减少了400万美元，这主要是因为用于收购的现金减少了2500万美元，但被剥离和出售财产和设备的收益减少了1500万美元以及用于资本支出和相关应计项目的现金增加了600万美元所部分抵消。
融资活动
与截至2021年12月31日的年度相比，在截至2022年12月31日的一年中，用于融资活动的现金增加了1.46亿美元。2022年，现金主要用于支付1.09亿美元的股息，购买5100万美元的库存股，以及为支付股权奖励和其他税收而扣留的股票400万美元。2021年，现金主要用于支付1,100万美元的股息，与2017年RBL融资相关的债务发行成本400万美元，购买库存股200万美元，以及为支付股权奖励和其他税收而预扣的股份约100万美元。
承付款和或有事项
在正常业务过程中，我们或我们的子公司是未决或威胁的法律程序、意外事件和承诺的对象或一方，这些法律程序、意外事件和承诺涉及各种事项，要求或可能寻求(其中包括)对据称的人身伤害、违约、财产损坏或其他损失、惩罚性赔偿、罚款和处罚、补救费用、或禁令或声明救济的赔偿。
对于目前未决的诉讼、索赔和法律程序，如果很可能已经产生了责任，并且可以合理地估计该责任，我们就应计该责任。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们没有记录任何准备金余额。我们还评估了这些事件可能导致的合理损失的数额。我们相信，我们的资产负债表上可能发生的超过应计项目的合理亏损对我们的综合财务状况或经营业绩不会产生重大影响。
我们，或我们的子公司，或两者，已就各方未来可能因他们与我们达成的交易而招致的特定责任向这些各方进行赔偿。截至2022年12月31日，我们不知道有物质赔偿要求悬而未决或受到威胁。
证券诉讼事项
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义并代表一个可能的团体向美国德克萨斯州北区地区法院提起证券集体诉讼(“Torres诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级管理人员(统称为“被告”)。起诉书代表所有购买或以其他方式收购(I)根据公司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(“类别期间”)期间购买或以其他方式收购的普通股的推定类别的人，声称违反了1933年证券法第11和第15条以及交易法第10(B)和第20(A)条。特别是，起诉书称，被告在班级期间和首次公开募股的发售材料中，就公司的业务、运营效率和稳定性以及合规政策做出了虚假和误导性的陈述，人为地抬高了公司的股价，导致班级成员在2020年11月3日发布其2020年第三季度财务业绩后普通股价值下降时受到伤害。
2021年11月1日，法院指定的联合首席原告提交了一份修订后的起诉书，代表同一推定类别根据1933年证券法第11和15条以及交易所法案第10(B)和20(A)条提出索赔，其中指控公司和个别被告在2018年7月26日至2020年11月3日期间就公司的许可和许可程序做出了虚假和误导性的陈述。修改后的起诉书没有量化指控的损失，但寻求追回因这些指控的证券违规行为以及律师费和费用而导致的推定类别遭受的所有损害。被告于2022年1月24日提交了驳回动议，2022年9月13日，法院发布了驳回该动议的命令。这起案件现在正在发现中。
我们对这些说法提出异议，并打算积极为此事辩护。鉴于诉讼的不确定性、案件的早期阶段，以及除其他事项外，等级认证和胜诉所必须满足的法律标准，我们无法合理估计这一行动可能造成的损失或损失范围。
2022年10月20日，美国德克萨斯州北区地区法院提起股东派生诉讼，据称股东乔治·阿萨德代表本公司利用上述证券集体诉讼提起诉讼，该诉讼目前正在同一法院待决。衍生品起诉书将某些现任和前任高管和董事列为被告，并普遍指控他们违反了受托责任，导致或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为。衍生品起诉书还指控针对所有被告的不当得利索赔，以及根据《交易法》第10(B)和21D条提出的分担和赔偿索赔。2023年1月27日，法院批准了当事人的共同约定请求，即暂停衍生品诉讼，等待相关证券集体诉讼的解决。本公司及个别被告认为股东衍生诉讼中的申索并无根据，并拟就该等申索作出有力抗辩，但无法就结果作出保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
2023年1月20日，第二起股东派生诉讼，这一次是在特拉华州美国地区法院，据称是假定股东Molly Karp代表公司提起的，再次利用了上文提到的证券集体诉讼。这项投诉与第一宗衍生工具投诉类似，是针对本公司若干现任及前任高级人员及董事提出的，指被告违反受托责任、协助及教唆及供款申索，而被告被指已导致或未能阻止证券集体诉讼中所指的证券违法行为。此外，起诉书根据《交易法》第14(A)条提出索赔，声称Berry的2022年委托书是虚假和误导性的，因为它暗示公司的内部控制充分，董事会充分监督公司面临的重大风险，而根据衍生原告的说法，情况并非如此。被告认为股东派生诉讼中的索赔没有根据，并打算对其进行强有力的辩护，但结果无法得到保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
合同义务
在我们的正常业务过程中，我们作出了某些坚定的承诺，以确保我们的生产和第三方天然气运往市场以及加工，无论是否使用了合同产能，都需要每月支付最低费用。截至2022年12月31日，不可取消购买债务(不包括石油和天然气以及其他矿产租赁、水电费、税金和保险费)的未来最低付款净额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 到期付款 |
| | 总计 | | 不到1年 | | 1-3
年份 | | 3-5
年份 | | 此后 |
| | (单位：千) |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
表外安排： | | | | | | | | | | |
加工和运输合同(1) | | $ | 88,816 | | | $ | 11,343 | | | $ | 17,787 | | | $ | 16,165 | | | $ | 43,521 | |
钻探承诺(2) | | 17,100 | | | 8,400 | | | 8,700 | | | — | | | — | |
总计 | | $ | 105,916 | | | $ | 19,743 | | | $ | 26,487 | | | $ | 16,165 | | | $ | 43,521 | |
__________
(1)数额包括根据长期协议将到期的付款，用于购买在正常业务过程中使用的货物和服务，以确保天然气通过管道运输到市场和市场之间，以及天然气的收集和加工。
(2)金额包括在加利福尼亚州的钻探承诺，为此，我们需要在2024年6月之前钻探57口井，估计成本和最低承诺为1,710万美元。2022年11月，修订了钻探承诺，要求在2023年10月之前钻探其中28口井，最低承诺为840万美元。
资产负债表分析
我们的资产负债表从2021年12月31日到2022年12月31日的变化如下所述。
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| (单位：千) |
现金和现金等价物 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
应收账款净额 | $ | 101,713 | | | $ | 86,269 | |
衍生工具资产--流动和长期资产 | $ | 36,443 | | | $ | 1,070 | |
| | | |
| | | |
其他流动资产 | $ | 33,725 | | | $ | 45,946 | |
物业、厂房和设备、净值 | $ | 1,359,813 | | | $ | 1,301,349 | |
| | | |
| 递延所得税资产-长期 | $ | 42,844 | | | $ | — | |
其他非流动资产 | $ | 10,242 | | | $ | 6,562 | |
应付账款和应计费用 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
衍生工具负债--流动和长期负债 | $ | 44,748 | | | $ | 48,202 | |
| | | |
长期债务 | $ | 395,735 | | | $ | 394,566 | |
| 递延所得税负债--长期 | $ | — | | | $ | 1,831 | |
| | | |
资产报废债务--长期 | $ | 158,491 | | | $ | 143,926 | |
其他非流动负债 | $ | 28,470 | | | $ | 17,782 | |
股东权益 | $ | 800,485 | | | $ | 692,648 | |
关于现金和现金等价物变化的讨论，请参阅“-流动性和资本资源”。
应收账款增加1,500万美元是由于E&P部门的销售价格上涨以及CJWS的活动增加所致。
衍生工具负债净额从2021年的4700万美元变为2022年的净负债800万美元。于每期期末按市值计价衍生工具价值的变动是由于远期曲线价格相对于合约固定价格的差异、所持仓位的变化及期间内收付的结算所致。
其他流动资产减少1200万美元，主要原因是预付许可费减少400万美元，收购和剥离应收账款减少800万美元，承诺抵押品返还300万美元，所有这些都被预付保险增加200万美元和石油库存增加100万美元部分抵销。
不动产、厂房和设备增加5800万美元的主要原因是1.53亿美元的资本投资和2400万美元与资产报废债务有关的额外资产以及2600万美元的收购活动，但被1.46亿美元的折旧费用所抵消。
长期递延所得税资产增加4,300万美元是由于我们已经确定有足够的积极证据可以在未来几年实现我们的递延资产，并已撤销了之前记录的估值拨备。
其他非流动资产增加400万美元，主要是由于第一季度采用了新的租赁会计规则，扣除累计摊销后的600万美元，但被100万美元的债务发行成本摊销和对分配给CJWS收购无形资产的临时金额的100万美元的调整部分抵消。
应付账款和应计支出增加4 600万美元，包括因每年年底这些活动水平增加而增加的资本和业务费用应计和支出4 500万美元、因销售价格上涨而应计特许权使用费增加1 300万美元、因温室气体债务当前部分减少约800万美元而被部分抵销，该部分被根据预期到期日重新归类为长期负债的温室气体债务当前部分减少约800万美元以及由于申报日期时间安排而应付股息减少500万美元所抵消。
长期递延所得税负债减少200万美元是由于本年度的所得税优惠。
资产报废债务的长期部分增加了1500万美元，从2021年12月31日的1.44亿美元增加到2022年12月31日的1.58亿美元，这是由于修订后的成本估计为2100万美元，增加了1100万美元，并产生了300万美元的负债。修正后的成本估算反映了通胀和闲置油井监管合规的影响。在此期间，因出售物业而减少的100万美元和结算的2000万美元负债部分抵销了这些增加。
其他非流动负债增加1100万美元是由于与上一年相比增加了非流动温室气体负债，包括将800万美元从流动负债重新分类。
股东权益增加1.08亿美元是由于2.5亿美元的净收入和1800万美元的基于股票的股权奖励，这是税后净额。这些增长被宣布的1.05亿美元普通股股息、5100万美元的库存股和400万美元的预扣股票(用于支付股权奖励的税款)部分抵消。
非公认会计准则财务指标
调整后的EBITDA、调整后的自由现金流量、调整后的净收益(亏损)以及调整后的一般和行政费用
调整后的净收益(亏损)不是衡量净收益(亏损)的指标，调整后的自由现金流量不是衡量现金流的指标，调整后的EBITDA在所有情况下都不是由公认会计准则确定的衡量净收益(亏损)或现金流的指标。调整后的EBITDA、调整后的自由现金流、调整后的净收入(亏损)以及调整后的一般和行政费用是管理层和财务报表外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的非GAAP补充财务指标。
我们将调整后的EBITDA定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金后的衍生产品收益或损失、减值、股票补偿费用以及不常见和不常见的项目。我们的管理层认为，调整后的EBITDA为评估我们的财务状况、运营结果和现金流提供了有用的信息，并被业界和投资界广泛使用。该措施还使我们的管理层能够更有效地评估我们的经营业绩，并比较不同时期的结果，而无需考虑我们的融资方式或资本结构。我们还使用调整后的EBITDA来规划我们的资本分配，以维持生产水平，并确定我们的战略对冲需求，而不是2021年RBL融资机制的对冲需求。
我们将调整后净收益(亏损)定义为经衍生产品收益或亏损调整后的净收益(亏损)，扣除为预定衍生产品结算而收到或支付的现金、不寻常和不常见项目，以及使用我们的法定税率进行这些调整的所得税费用或收益。调整后净收益(亏损)不包括影响收益的不寻常和不常见项目的影响，这些项目差异很大且不可预测，包括非现金项目，如衍生工具损益。管理层在比较不同期间的结果期间时使用此衡量标准。我们相信调整后的净收益(亏损)对投资者是有用的，因为它反映了管理层在剔除某些交易后如何评估公司持续的财务和经营业绩
以及影响指标可比性且不能反映公司核心业务的活动。我们相信，这也让投资者更容易将我们的季度业绩与同行进行比较。
我们将调整自由现金流定义为运营现金流量减去定期固定股息和维护资本，这是一种非公认会计准则财务指标。维护资本是指维持石油及天然气年产量不变所需的资本开支，定义为资本开支，如适用，不包括与战略业务扩张有关的勘探及开发资本开支，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动以增加产量，超过上一年度的年产量，以及与辅助可持续性计划或其他可酌情及与维持核心业务无关的其他开支有关的油井维修及废弃及公司分部的资本开支。管理层相信，调整后的自由现金流可能有助于投资者分析我们在维持现有石油和天然气资产基础的现有产量以向股东返还资本、通过收购或投资现有资产基础为进一步业务扩张提供资金以增加产量并支付其他非可自由支配费用后，从现有石油和天然气资产基础的经营活动中产生现金的能力。管理层还使用调整后的自由现金流量作为确定季度可变股息的主要指标。根据我们的股东回报模型，2022年，我们预计将调整后自由现金流的60%分配给直接股东回报，主要以现金可变股息的形式，以及机会性债务回购。我们预计将剩余的40%用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购, 资本保留和资金强制性偿债要求或其他非可自由支配的支出。2023年初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息增加一倍，至每股0.12美元。任何实际支付的股息将由我们的董事会根据现有条件来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、商业状况和其他因素。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年开始的分配将是：(A)80%主要以债务或股票回购的形式；(B)20%以可变现金股息的形式。
调整后自由现金流量不代表我们现金余额的全部增加或减少，不应推断调整后自由现金流量的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购或其他可自由支配支出，因为我们有强制性偿债要求和其他非可自由支配支出，不能从这一指标中扣除。
我们将调整后的一般和管理费用定义为扣除非现金股票补偿费用和非常及不常见成本调整后的一般和管理费用。管理层认为，调整后的一般和行政费用是有用的，因为它使我们能够更有效地比较不同时期的业绩。我们认为，调整后的一般和行政费用对投资者是有用的，因为它反映了管理层在扣除非现金股票补偿后如何评估公司持续的一般和行政费用，以及影响指标可比性的不寻常或罕见成本，而不反映公司的行政成本。我们相信，这也让投资者更容易将我们的季度业绩与同行进行比较。
虽然经调整的EBITDA、经调整的自由现金流量、经调整的净收益(亏损)及经调整的一般及行政开支均为非通用会计准则计量，但计算经调整的EBITDA、经调整的自由现金流量、经调整的净收益(亏损)及经调整的一般及行政费用的金额则按照通用会计准则计算。这些计量是对按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的补充，而不是替代，不应被视为按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的替代，或比按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量更有意义。调整后EBITDA中不包括的某些项目是了解和评估我们的财务业绩的重要组成部分，例如我们的资本成本和税收结构，以及可折旧和可耗尽资产的历史成本。我们对调整后的EBITDA、调整后的自由现金流、调整后的净收益(亏损)以及调整后的一般和行政费用的计算可能无法与其他公司使用的其他类似名称的衡量标准进行比较。调整后的EBITDA、调整后的自由现金流量、调整后的净收益(亏损)以及调整后的一般和行政费用应与我们根据公认会计准则编制的财务报表中包含的信息一起阅读。
下表列出了非公认会计准则财务计量调整后的EBITDA与公认会计准则财务计量的净收益(亏损)和经营活动提供(使用)的现金净额之间的对账，视情况而定。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)： | | | |
净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
加(减)： | | | |
利息支出 | 30,917 | | | 31,964 | |
所得税(福利)费用 | (42,436) | | | 1,413 | |
折旧、损耗和摊销 | 156,847 | | | 144,495 | |
| | | |
| | | |
衍生品损失 | 48,314 | | | 117,822 | |
为预定的衍生品结算支付的现金净额 | (88,023) | | | (87,625) | |
其他运营费用 | 3,722 | | | 3,101 | |
| | | |
股票补偿费用 | 16,973 | | | 13,783 | |
非经常性成本(1) | 3,466 | | | 2,735 | |
| | | |
调整后的EBITDA | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | |
| | | |
| | | |
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
调整后的EBITDA对账至经营活动提供的现金净额： |
经营活动提供的净现金 | $ | 360,941 | | | $ | 122,488 | |
加(减)： | | | |
现金付息 | 29,792 | | | 29,211 | |
现金缴纳所得税 | 3,633 | | | 699 | |
| | | |
非经常性成本(1) | 3,466 | | | 2,735 | |
| | | |
营运资产和负债变动--营运资本(2) | (21,446) | | | 53,425 | |
其他营业费用净额(非现金部分)(3) | 3,562 | | | 3,588 | |
| | | |
调整后的EBITDA | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | |
| | | |
| | | |
__________
(1)非经常性成本包括#年第四季度与收购和剥离活动有关的法律和专业服务费用
2021年和2022年第一季度，以及2022年第四季度的高管换届费用。
(2)其他资产和负债的变动包括营运资金和各种无形项目。
(3)指损益表中的其他营业费用(收入)，减去现金流量表中的非现金部分。
下表显示了非GAAP财务计量调整后自由现金流量与GAAP财务计量在所示期间的经营现金流的对账。我们使用调整后的自由现金流作为我们的股东回报模型，始于2022年。
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | |
| | | |
| (单位：千) | | |
| 调整后的自由现金流： | | | |
经营活动提供的净现金(1) | $ | 360,941 | | | |
| 减去： | | | |
维修资本(2) | (141,930) | | | |
固定股息(3) | (19,245) | | | |
调整后自由现金流(4) | $ | 199,766 | | | |
__________(1)在合并的基础上。
(2)维护资本是指保持年度产量持平所需的资本，计算方法如下：
| | | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的年度 | | |
| | | | | | | |
| | | | | (单位：千) |
综合资本支出(a) | | | | | $ | (152,921) | | | |
排除的项目(b) | | | | | 10,991 | | | |
| 维修资本 | | | | | $ | (141,930) | | | |
__________
(A)资本支出包括资本化间接费用和利息，不包括购置和资产报废支出。
(B)包括与战略业务扩张相关的勘探与开发部门的资本支出，例如收购及剥离石油及天然气资产及任何勘探及开发活动以提高产量，以超越上一年度的年产量及油井维修及废弃部门的资本支出，以及与附属可持续性措施有关的公司支出或其他可酌情及与维持核心业务无关的支出。在截至2022年12月31日的一年中，我们排除了油井维修和报废部门约800万美元的资本支出。在此期间，我们还排除了大约300万美元的公司资本支出，我们认为这些支出与维持我们的基线生产无关。
(三)代表已申报的固定股息，计入合并股东权益表中“已申报普通股股利”一栏。
(4)调整后自由现金流不是本公司在2022年前使用的指标。
下表显示了非GAAP财务指标调整后净收益(亏损)与GAAP财务指标调整后净收益(亏损)和调整后每股净收益(亏损)-摊薄为每股净收益-摊薄后的对账。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) | | 每股-稀释后 | | (单位：千) | | 每股-稀释后 |
调整后净收益(亏损)对账净收益(亏损)： | | | | |
净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | 3.03 | | | $ | (15,542) | | | $ | (0.19) | |
| | | | | | | |
加(减)： | | | | | | | |
衍生品损失 | 48,314 | | | 0.59 | | | 117,822 | | | 1.41 | |
为预定的衍生品结算支付的现金净额 | (88,023) | | | (1.07) | | | (87,625) | | | (1.05) | |
其他运营费用 | 3,722 | | | 0.04 | | | 3,101 | | | 0.05 | |
| | | | | | | |
非经常性成本(1) | 3,466 | | | 0.04 | | | 2,735 | | | 0.03 | |
| | | | | | | |
总加法(减法)，净额 | (32,521) | | | (0.40) | | | 36,033 | | | 0.44 | |
| | | | | | | |
调整后的所得税收益(费用)(2) | 8,816 | | | 0.11 | | | (9,769) | | | (0.12) | |
调整后净收益(亏损) | $ | 226,463 | | | $ | 2.74 | | | $ | 10,722 | | | $ | 0.13 | |
| | | | | | | |
| 调整后净收益的基本每股收益 | $ | 2.88 | | | | | $ | 0.13 | | | |
| 调整后净收益的摊薄每股收益 | $ | 2.74 | | | | | $ | 0.13 | | | |
| | | | | | | |
| 加权平均流通股-基本 | 78,517 | | | | | 80,209 | | | |
| 加权平均流通股-稀释 | 82,586 | | | | | 83,496 | | | |
__________
(1)非经常性成本包括#年第四季度与收购和剥离活动有关的法律和专业服务费用
2021年和2022年第一季度，以及2022年第四季度的高管换届费用。
(2)2022年和2021年都使用了联邦和州法定税率。我们更新了2021年的披露，以反映法定税率，而不是之前使用的实际税率。
下表列出了非公认会计准则财务计量“调整后的一般和行政费用”与“公认会计准则”财务计量的一般和行政费用之间的对账。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2022 | | 2021 | |
| (单位：千) | |
| 将一般费用和行政费用调整为一般费用和行政费用： | | $/boe | | $/boe |
| 一般和行政费用 | $ | 96,439 | | | $ | 73,106 | | |
| 减去： | | | | |
| 非现金股票薪酬支出(G&A部分) | (16,498) | | | (13,356) | | |
非经常性成本(1) | (3,466) | | | (2,735) | | |
| 调整后的总务和行政费用 | $ | 76,475 | | | $ | 57,015 | | |
| | | | |
| E&P部门和企业 | $ | 63,500 | | $ | 6.66 | | $ | 53,822 | | $ | 5.38 | |
| 修井报废段 | $ | 12,975 | | | $ | 3,193 | | |
| | | | |
__________
(1)非经常性成本包括#年第四季度与收购和剥离活动有关的法律和专业服务费用
2021年和2022年第一季度，以及2022年第四季度的高管换届费用。
关键会计政策和估算
按照公认的会计原则编制财务报表的过程要求管理层选择适当的会计政策，并对某些项目和交易作出知情的估计和判断。事实和情况的变化或新信息的发现可能会导致修订估计和判断，而实际结果可能与结算时的估计不同。我们认为以下是我们最重要的会计政策和估计，涉及管理层的判断，由于主观性和判断的程度，这可能会对财务报表产生实质性影响。
石油和天然气的性质
已证明的性质
我们按照成功努力法核算石油和天然气的性质。根据这一方法，所有已探明财产的购置成本均按生产单位资本化，并在探明储量的剩余寿命内摊销。已探明物业的所有开发成本均按已探明已开发储量的剩余寿命按生产单位予以资本化及摊销。构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本扣除收益后计入或贷记累计折旧、损耗和摊销，除非这样做严重影响生产单位摊销率，在这种情况下，损益在本期确认。处置其他财产的收益或损失在本期确认。对于收购的资产，我们以收购日的公允价值为资本化成本。我们支出维持物业运营状况所需的维护和维修费用，以及发生的年度租赁租金。估计拆卸和放弃成本按其估计净现值资本化，并在相关资产的剩余寿命内摊销。利息只在这些资产投入预期用途的期间资本化。我们只对与符合条件的资本支出相关的成本份额相关的借入资金的利息进行资本化。
当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，我们一般以油田为单位或在可识别现金流的最低水平评估我们已探明的石油及天然气资产的减值。我们将已证实财产的账面价值降低到公允价值，当
预期未贴现的未来现金流低于账面净值。我们使用与收益法一致的估值技术来计量已探明财产的公允价值，将未来现金流转换为单一贴现金额。用于确定已探明物业公允价值的重要投入包括：(1)储量；(2)未来运营和开发成本；(3)未来商品价格；(4)经风险调整的贴现率。这些投入需要我们的管理层在评估时做出重要的判断和估计。我们的石油和天然气储量的变化或其已探明资产的减值对财务报表的最大影响将是DD&A比率。例如，石油和天然气储量每增加或减少5%，将使DD&A费率每Mmboe改变约0.70美元，这将使按当前生产率计算的税前收入每年增加或减少约700万美元。此外，基础商品价格嵌入我们的估计现金流，是以相关远期曲线定价开始的过程的产物，该定价根据估计的位置和质量差异以及我们管理层认为将影响可变现价格的其他因素进行调整。公允价值是使用第3级公允价值计量的投入来估算的。
未经证明的属性
我们的石油和天然气资产的账面价值的一部分可归因于未经证实的资产。截至2022年12月31日和2021年12月31日，这两个时期的未探明物业的净资本化成本约为2.48亿美元。未经证实的数额在被归类为已探明财产并按生产单位摊销之前，不计入折旧、损耗和摊销。当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，我们会评估未探明石油及天然气资产的减值。如勘探及开发工作不成功，或管理层因商品价格较低、开发及营运成本较高、合约条件或其他因素而决定不进行该等物业的开发，则该等物业的资本化成本将会入账。任何未探明物业的减记时间(如有需要)，取决于管理层的计划、未来勘探及开发活动的性质、时间及范围及其结果。我们相信，我们目前的计划以及勘探和开发努力将使我们能够在2022年12月31日实现我们未经证实的财产余额的账面价值。
收购收购价格分配
我们使用收购会计方法对企业收购进行会计核算，这要求根据收购资产和负债的公允价值分配收购价格对价。我们使用公认的估值方法估计收购资产和负债的公允价值，在许多情况下，该等估计是基于我们对收购资产在其估计可用年限内预期产生的未来营运现金流的判断。在2021年10月1日收购CJWS之后，我们根据我们对其公允价值的估计，对作为代价收购和发行的各种资产和负债进行了会计处理。我们对被收购业务的公允价值的估计和判断可能被证明是不准确的，使用不准确的公允价值估计可能导致收购收购价格对价不正确地分配到收购资产和负债，这可能导致资产减值、记录以前未记录的负债和其他财务报表调整。在经济不确定时期，估计购置资产和负债的公允价值的难度增加。
资产报废义务
我们确认资产报废债务(“ARO”)的公允价值是在确定存在拆除资产并在其使用年限结束时对该财产进行补救的法律义务，并且该债务的成本可以合理估计的期间内。
负债金额基于未来退休成本估计，并纳入了许多假设，如放弃时间、技术变化、未来通货膨胀率和经风险调整的贴现率。当负债最初入账时，我们通过增加相关财产、厂房和设备(“PP&E”)余额来资本化成本。如果ARO的估计未来成本发生变化，我们将记录ARO和
随着时间的推移，负债增加，费用通过增值确认，资本化成本在资产的使用年限内折旧。
公允价值计量
我们已根据估值技术的投入，将按公允价值计量的资产和负债分类为三级：第一级--使用活跃市场对资产或负债的报价；第二级--使用资产或负债的报价以外的可见投入；以及第三级--使用不可观察的投入。各级别之间的调动，如果有的话，在每个报告期结束时确认。我们主要采用市场法进行经常性公允价值计量，最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。当无法获得可观察到的投入时，我们通常使用收益法来计量公允价值。这种方法利用管理层对预计现金流的预期的判断，并使用风险调整贴现率对这些现金流进行贴现。
我们使用估值技术，利用市场报价和定价分析来确定我们的石油和天然气销售和天然气购买衍生品的公允价值。投入包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期价格曲线。我们将这些衡量标准归类为第二级。
所得税
我们在财务会计和报告中使用资产负债法来核算所得税。所记录的所得税数额需要对联邦和州税务当局的复杂规则和条例进行解释。我们已经确认了暂时性差异、营业亏损和税收结转的递延税项资产和负债。我们评估实现递延税项资产未来收益的可能性，并为未来实现所得税收益的可能性不符合更有可能确认的标准的任何递延税项资产部分提供估值准备。
我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持税务头寸之后，才确认税务头寸的财务报表收益，以计入所得税的不确定性。对于更可能达到起征点的税务头寸，财务报表中确认的金额是最终与相关税务机关达成和解后实现可能性大于50%的利益。关于新会计事项的讨论，见本报告第二部分--第8项.财务报表和补充数据合并财务报表附注8。
基于股票的薪酬
我们已发行长期授予的限制性股票单位(“RSU”)和基于业绩的限制性股票单位(“PSU”)，其中包括(I)以业绩期间的绝对股东总回报(“绝对TSR”)和相对股东总回报(“相对TSR”)(“TSR PSU”)为衡量市场目标的奖励；以及(Ii)基于公司在业绩期间的平均投资现金回报(“CROIC PSU”和“ROIC PSU”)的奖励。CROIC PSU授予某些Berry员工，而ROIC PSU授予某些CJWS员工。基于股票的奖励的公允价值在授予之日确定，不会重新计量。RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允价值是使用授予日期的股票价格确定的。TSR PSU的公允价值乃采用蒙特卡罗模拟分析方法厘定，以估计本公司的股东总回报排名，包括与同业集团在业绩期间的比较。蒙特卡洛估值模型中使用的估值被认为是高度复杂和主观的。RSU和PSU的补偿费用，减去实际没收后的净额，是在必要的服务期内以直线方式确认的，这一服务期超过了奖项各自的归属或履约期限，从一年到三年不等。
重大会计和信息披露变化
关于新会计事项的讨论，见本报告第二部分--第8项.财务报表和补充数据合并财务报表附注1。
通货膨胀率
自2021年以来和2022年的大部分时间里，美国的通货膨胀率一直在稳步上升。与我们行业内的其他公司一样，本公司的成本也经历了通胀压力-即通胀压力导致我们的商品、服务和人员成本增加，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。这种通胀压力是由COVID疫情造成的供应链中断、需求增加、劳动力短缺等因素造成的，包括2022年2月下旬开始的俄罗斯和乌克兰之间的冲突。2022年末，通货膨胀率已经开始稳定，甚至比今年早些时候经历的水平有所下降。我们无法准确预测这种通胀压力和促成因素是否会持续到2023年。
这种对我们运营成本的通胀压力反过来又影响了我们的现金流和运营结果。虽然我们无法在没有不合理努力的情况下准确地衡量通胀的影响，但我们注意到，我们的计划在2022年全年的成本总体上有所增加，这在一定程度上是由于通胀。例如，公司2022年每口井的钻井成本，不包括我们的油井维修和报废部门，比前一年高出约13%，其中2022年犹他州钻井项目的资本成本比我们最初的计划增加了约25%。与前一年相比，推动这些成本上升的主要因素是钢铁成本(增长约50%)和服务成本(增长约5%至10%)。在最严重的通胀影响之前，我们购买了2022年使用的相当一部分钢铁，从而缓解了一部分钢铁成本通胀。然而，我们减轻通胀影响的能力因项目而异，并取决于必要资本支出的时间安排。此外，由于通货膨胀和某些成本活动的增加，2022年我们的E&P运营成本(不包括燃料)比2021年高出约23%。由于天然气价格大幅上涨，2022年我们的燃料成本比2021年高出约39%。通过我们的套期保值计划，我们能够缓解这一增长的很大一部分。然而，我们缓解通胀对燃料价格影响的能力可能会因市场波动和我们对冲协议的条款而异。
有关前瞻性陈述的警示说明
本报告中包含或引用的信息包括前瞻性陈述，这些陈述涉及风险和不确定因素，这些风险和不确定性可能对我们的预期运营结果、流动性、现金流和业务前景产生重大影响。该等陈述具体包括我们对未来财务状况、流动资金、现金流、营运结果及业务策略、潜在收购机会、其他营运计划及目标、持续生产水平的资本、预期生产及营运成本、储备、对冲活动、资本开支、资本回报、改善回收系数及其他指引的预期。实际结果可能与预期结果不同，有时是实质性的，报告的结果不应被视为未来业绩的指示。你通常可以通过诸如目标、预期、可实现、相信、预算、继续、可能、努力、估计、预期、预测、目标、指导、打算、可能、目标、展望、计划、潜在、预测、项目、寻求、应该、目标、将会以及其他类似的词汇来识别前瞻性陈述，这些词汇反映了事件或结果的预期性质。对于任何这类前瞻性陈述，包括陈述此类前瞻性陈述所依据的假设或依据，我们要提醒的是，虽然我们认为这些假设或依据是合理的，并本着诚意作出这些假设或依据，但所假定的事实或依据几乎总是与实际结果大相径庭，有时甚至大相径庭。可能影响我们的重大风险在上文“第1A项”中进行了讨论。风险因素“在本招股说明书、任何适用的招股说明书副刊和通过引用并入的文件中。
可能导致结果不同的因素(但不一定是所有因素)包括：
•监管环境，包括可获得性或时机，以及对、获得和/或维持许可和批准施加的条件，包括钻探和/或开发项目所需的许可和批准；
•现行、待定和/或未来的法律和法规，以及立法和法规变化以及其他政府活动的影响，包括与油井或设施的许可、钻井、完井、油井刺激、操作、维护或废弃、管理能源、水、土地、温室气体或其他排放、保护健康、安全和环境，或运输、营销和销售我们的产品有关的影响；
•通货膨胀水平，特别是最近上升到历史最高水平，以及政府降低通货膨胀的努力，包括提高利率；
•正在进行的新冠肺炎大流行的持续时间、范围和严重程度或出现新的大流行，包括相关公共卫生关切的影响，政府当局和其他第三方针对大流行采取的行动的影响，及其对商品价格、供需考虑、全球供应链中断和劳动力限制的影响；
•全球经济趋势、地缘政治风险以及总体经济和行业状况，如新冠肺炎疫情对经济的影响，包括全球供应链中断和政府对金融市场和经济的干预等因素；
•新冠肺炎疫情和外国生产商的行动造成的影响，特别是欧佩克+和欧佩克+产量水平的变化；
•石油、天然气和天然气价格波动，包括由于政治不稳定、武装冲突或经济制裁；
•加州和全球能源未来，包括预计将塑造它的因素和趋势，例如对气候变化和其他空气质量问题的担忧，向低排放经济的过渡，以及不同能源的预期作用；
•石油、天然气和天然气的供应和需求，包括外国生产商的行动，特别是欧佩克+的行动和欧佩克+产量水平的变化；
•输送石油和天然气的管道系统的中断、能力限制或其他限制，以及其他加工和运输考虑；
•无法从运营中产生足够的现金流，或无法获得足够的融资来为资本支出提供资金，满足我们的营运资金要求或为计划的投资提供资金；
•价格波动、天然气和电力的可获得性以及蒸汽成本；
•我们使用衍生工具管理大宗商品价格风险的能力；
•我们有能力满足我们计划的钻探计划，包括我们有能力及时或完全获得许可，并成功地钻探以商业上可行的数量生产石油和天然气的油井；
•对气候变化和其他空气质量问题的担忧；
•与估计已探明储量和相关未来现金流有关的不确定性；
•我们通过勘探和开发活动替换储量的能力；
•钻井和生产结果、产量低于预期、开发项目的储量或资源或超预期的递减率；
•我们有能力获得及时和可用的钻井和完井设备和船员，以及获得钻井、完井和作业所需资源的能力；
•税法的变化；
•竞争的影响；
•与收购和剥离资产相关的不确定性和负债；
•我们进行收购并成功整合任何被收购企业的能力；
•市场波动的电价和蒸汽成本；
•大宗商品价格下跌导致的资产减值；
•大量或多个客户在合同义务上违约，包括实际或潜在破产造成的违约；
•我们业务的地理集中度；
•我们的交易对手在我们套期保值方面的信誉和表现；
•衍生品立法影响我们的对冲能力；
•风险管理失灵、内部控制不力；
•灾难性事件，包括野火、地震和流行病；
•联邦、州、部落和地方法律法规规定的环境风险和责任(包括补救行动)；
•因未决或未来的诉讼而可能产生的责任；
•我们有能力招聘和/或留住我们的高级管理层和关键技术员工的关键成员；
•信息技术故障或网络攻击；以及
•政府行为和政治条件，以及其他第三方的行为不受我们的控制。
除法律另有规定外，我们不承担任何责任，在前瞻性陈述发表之日起公开发布对前瞻性陈述的任何修改结果。
本报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确地受到本警示声明的限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
我们的主要市场风险归因于大宗商品价格和利率的波动，这可能会影响我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流。以下内容应与本报告其他部分所列财务报表和相关说明一并阅读。本公司持续监测其市场风险敞口，包括与乌克兰武装冲突、利率上升和通胀趋势相关的影响和事态发展，这些因素在2022年期间给金融市场带来了重大的波动和不确定性。
价格风险
我们最重大的市场风险与石油、天然气和天然气的价格有关。管理层预计，能源价格将保持不可预测和潜在的波动性。随着能源价格的大幅下降或上升，收入、某些成本(如燃料气)和现金流也同样受到影响。如果大宗商品价格大幅下跌，我们的石油和天然气资产可能需要额外的非现金减值费用。
历史上，我们对很大一部分预期原油和天然气产量以及天然气采购要求进行了对冲，以减少受大宗商品价格波动的影响。我们使用掉期、看涨、看跌和领口等衍生品进行对冲。我们不以投机交易为目的签订衍生品合约，也没有将我们的衍生品计入现金流或公允价值对冲。我们不断根据各种因素考虑我们的石油生产和天然气购买水平，这些因素包括(其中包括)当前和未来的预期大宗商品价格、我们的预期资本和运营成本、我们的总体风险状况，包括杠杆、规模和规模，以及对当时适用的任何信贷安排或其他债务工具所包含的对冲水平的任何要求或限制。
我们使用估值技术，利用市场报价和定价分析来确定我们的石油和天然气销售和天然气购买衍生品的公允价值。投入包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期价格曲线。我们通过了解所使用的估值输入、从其他定价来源获取市场价值、分析某些情况下的定价数据并确认这些工具在活跃的市场交易来验证由第三方提供的数据。截至2022年12月31日，我们对冲头寸的公允价值约为800万美元的净负债。石油和天然气指数价格比2022年12月31日的价格高出10%，将导致净负债约1.26亿美元；相反，石油和天然气指数价格比2022年12月31日的价格低10%，将导致净资产约1700万美元。有关衍生工具活动的其他资料，请参阅本年度报告第二部分第8项合并财务报表附注内的附注4衍生工具。
与我们的衍生工具合约相关的实际确认收益或亏损完全取决于衍生工具合约规定的特定结算日相关商品的价格。此外，我们不能保证我们的交易对手能够根据我们的衍生品合同履行义务。如果交易对手未能履行义务，衍生品安排被终止，我们的现金流可能会受到负面影响。
信用风险
我们的信用风险主要与贸易和其他应收账款及衍生金融工具有关。对每个客户的信用风险敞口进行监测，以确定未偿还余额和当前活动。对于作为我们套期保值计划的一部分签订的衍生工具，如果交易对手无法履行其结算承诺，我们将受到交易对手信用风险的影响。我们通过选择我们认为财务实力雄厚的客户积极管理这一信用风险，并继续监测他们的财务健康状况。我们会定期检讨信贷风险的集中度，以确保客户的信贷风险充分分散。
截至2022年12月31日，我们有6家大宗商品衍生品交易对手，截至2021年12月31日，我们有5家。我们没有从我们的任何交易对手那里收到抵押品。我们通过限制我们对任何单一交易对手的敞口，将我们衍生品工具的信用风险降至最低。此外，除某些有限的例外情况外，2021年RBL贷款机制
防止我们达成有担保的(与我们的贷款人及其附属公司除外)、有追加保证金要求的对冲安排，否则要求我们提供抵押品，或与没有标准普尔或穆迪A或A2信用评级或更高评级的非贷款人交易对手进行对冲。根据我们的标准惯例，我们的大宗商品衍生品必须根据管理此类衍生品的协议进行交易对手净额结算，因此，由于交易对手不履行义务而造成的损失风险有所减轻。综合考虑这些因素，我们认为，截至2022年12月31日，与我们业务相关的信用损失敞口并不重大，与信用风险相关的损失并不是所有报告期间的重大损失。
利率风险
我们的2021年RBL贷款机制对未偿还余额实行浮动利率。截至2022年12月31日，我们在2021年RBL贷款和2022年ABL贷款下没有借款，因此我们没有利率风险敞口。2026年债券的利率是固定的，因此我们不会在这些工具上承担利率风险。有关未偿债务利率的额外资料，请参阅本年度报告第II部分第8项综合财务报表附注中的附注3“债务”。
项目8.财务报表和补充数据
财务报表和补充数据索引
| | | | | |
| 页面 |
独立注册会计师事务所报告 | 112 |
截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表 | 113 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合业务报表 | 114 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度股东权益综合报表 | 115 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日的合并现金流量表 | 116 |
合并财务报表附注 | 117 |
| |
补充石油和天然气数据(未经审计) | 150 |
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
贝瑞公司(Berry Corporation)：
对合并财务报表的几点看法
我们审计了所附贝瑞公司(Bry)及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益和现金流量，以及相关附注(统称为综合财务报表)。我们认为，综合财务报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日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。本公司并无被要求对其财务报告的内部控制进行审计，我们也没有受聘进行审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告的内部控制，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表达这样的意见。
我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
/s/毕马威律师事务所
自2013年以来，我们一直担任本公司的审计师。
德克萨斯州达拉斯
2023年2月27日
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| (单位为千，不包括份额) |
资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
应收账款，扣除坏账准备净额#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 | | | — | |
| | | |
| | | |
| 其他流动资产 | 33,725 | | | 45,946 | |
| 流动资产总额 | 218,055 | | | 147,498 | |
| 非流动资产： | | | |
| 石油和天然气性质 | 1,725,864 | | | 1,537,894 | |
| 累计损耗和摊销 | (465,889) | | | (340,328) | |
| 石油和天然气的总性质，净额 | 1,259,975 | | | 1,197,566 | |
| 其他财产和设备 | 155,619 | | | 140,710 | |
| 累计折旧 | (55,781) | | | (36,927) | |
| 其他财产和设备合计，净额 | 99,838 | | | 103,783 | |
| 递延所得税 | 42,844 | | | — | |
| | | |
| 衍生工具 | 76 | | | 1,070 | |
| | | |
| 其他非流动资产 | 10,242 | | | 6,562 | |
| 总资产 | $ | 1,631,030 | | | $ | 1,456,479 | |
负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付账款和应计费用 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
| 衍生工具 | 31,106 | | | 29,625 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 流动负债总额 | 234,207 | | | 187,149 | |
| 非流动负债： | | | |
| 长期债务 | 395,735 | | | 394,566 | |
| 衍生工具 | 13,642 | | | 18,577 | |
| | | |
| 递延所得税 | — | | | 1,831 | |
| | | |
| 资产报废债务 | 158,491 | | | 143,926 | |
| 其他非流动负债 | 28,470 | | | 17,782 | |
承付款和或有事项--附注5 | | | |
| 股东权益： | | | |
| | | |
普通股($0.001票面价值；750,000,000授权股份；86,350,771和85,590,417已发行股份；及75,767,503和80,007,149已发行股份，分别为2022年12月31日和2021年12月31日) | 86 | | | 86 | |
| 额外实收资本 | 821,443 | | | 912,471 | |
库存股，按成本计算(10,583,268股票于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(累计亏损) | 82,695 | | | (167,473) | |
| 股东权益总额 | 800,485 | | | 692,648 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 1,631,030 | | | $ | 1,456,479 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| (以千为单位，每股除外) |
收入和其他： | | | | | | | |
石油、天然气和天然气液体销售 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 378,663 | | | |
| 服务收入 | 181,400 | | | 35,840 | | | — | | | |
| | | | | | | |
售电 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | | | |
(亏损)石油和天然气销售衍生品收益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 117,781 | | | |
营销收入 | 289 | | | 3,921 | | | 1,426 | | | |
其他收入 | 479 | | | 477 | | | 150 | | | |
总收入和其他 | 918,341 | | | 544,950 | | | 523,833 | | | |
费用和其他： | | | | | | | |
租赁运营费用 | 302,321 | | | 236,048 | | | 186,348 | | | |
| 服务成本 | 142,819 | | | 28,339 | | | — | | | |
发电费 | 21,839 | | | 23,148 | | | 16,608 | | | |
交通费 | 4,564 | | | 6,897 | | | 6,938 | | | |
营销费用 | 299 | | | 3,811 | | | 1,380 | | | |
一般和行政费用 | 96,439 | | | 73,106 | | | 77,696 | | | |
折旧、损耗和摊销 | 156,847 | | | 144,495 | | | 139,180 | | | |
石油和天然气性质的减值 | — | | | — | | | 289,085 | | | |
所得税以外的税项 | 39,495 | | | 46,500 | | | 35,572 | | | |
(收益)天然气购买衍生品的亏损 | (88,795) | | | (38,577) | | | 1,035 | | | |
其他运营费用 | 3,722 | | | 3,101 | | | 5,781 | | | |
总费用和其他 | 679,550 | | | 526,868 | | | 759,623 | | | |
其他(费用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (30,917) | | | (31,964) | | | (34,295) | | | |
其他，净额 | (142) | | | (247) | | | (28) | | | |
其他(费用)收入合计 | (31,059) | | | (32,211) | | | (34,323) | | | |
| | | | | | | |
所得税前收入(亏损) | 207,732 | | | (14,129) | | | (270,113) | | | |
所得税(福利)费用 | (42,436) | | | 1,413 | | | (7,218) | | | |
净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
每股净收益(亏损)： | | | | | | | |
基本信息 | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | | | |
稀释 | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | | | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并股东权益报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 普通股 | | 额外实收资本 | | 库存股 | | 留存收益(累计亏损) | | 总股本 | |
| | | (单位：千) | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | $ | 85 | | | $ | 901,830 | | | $ | (49,995) | | | $ | 120,528 | | | $ | 972,448 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
为支付股权奖励的税款而扣留的股票 | | | — | | | (1,039) | | | — | | | — | | | (1,039) | | |
基于股票的薪酬 | | | — | | | 15,086 | | | — | | | — | | | 15,086 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通股宣布的股息，$0.12/共享 | | | — | | | — | | | — | | | (9,564) | | | (9,564) | | |
净亏损 | | | — | | | — | | | — | | | (262,895) | | | (262,895) | | |
| 2020年12月31日 | | | 85 | | | 915,877 | | | (49,995) | | | (151,931) | | | 714,036 | | |
为支付股权奖励的税款而扣留的股票 | | | — | | | (1,543) | | | — | | | — | | | (1,543) | | |
基于股票的薪酬 | | | — | | | 14,434 | | | — | | | — | | | 14,434 | | |
普通股发行 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | |
购买库存股 | | | — | | | — | | | (2,441) | | | — | | | (2,441) | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通股宣布的股息，$0.20/共享 | | | — | | | (16,297) | | | — | | | — | | | (16,297) | | |
净亏损 | | | — | | | — | | | — | | | (15,542) | | | (15,542) | | |
| 2021年12月31日 | | | 86 | | | 912,471 | | | (52,436) | | | (167,473) | | | 692,648 | | |
为支付股权奖励的税款而扣留的股票 | | | — | | | (4,136) | | | — | | | — | | | (4,136) | | |
基于股票的薪酬 | | | — | | | 17,762 | | | — | | | — | | | 17,762 | | |
| | | | | | | | | | | | |
购买库存股 | | | — | | | — | | | (51,303) | | | — | | | (51,303) | | |
普通股宣布的股息，$1.34/共享 | | | — | | | (104,654) | | | — | | | — | | | (104,654) | | |
净收入 | | | — | | | — | | | — | | | 250,168 | | | 250,168 | | |
| 2022年12月31日 | | | $ | 86 | | | $ | 821,443 | | | $ | (103,739) | | | $ | 82,695 | | | $ | 800,485 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
经营活动的现金流： | | | | | |
净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | 156,847 | | | 144,495 | | | 139,180 | |
债务发行成本摊销 | 2,590 | | | 4,430 | | | 5,351 | |
石油和天然气性质的减值 | — | | | — | | | 289,085 | |
基于股票的薪酬费用 | 16,973 | | | 13,783 | | | 14,630 | |
递延所得税 | (45,566) | | | 819 | | | (8,045) | |
增加坏账准备(减少) | — | | | (1,349) | | | 1,112 | |
其他运营费用 | 160 | | | (487) | | | 5,083 | |
| | | | | |
衍生品交易： | | | | | |
合计亏损(收益) | 48,314 | | | 117,822 | | | (116,746) | |
衍生品的现金结算 | (88,023) | | | (91,634) | | | 142,292 | |
| | | | | |
资产和负债变动情况： | | | | | |
应收账款(增加)减少 | (15,409) | | | (15,614) | | | 18,767 | |
其他资产减少(增加) | 6,725 | | | (24,824) | | | (2) | |
增加(减少)应付帐款和应计费用 | 36,100 | | | 4,045 | | | (14,172) | |
其他负债减少 | (7,938) | | | (13,456) | | | (17,111) | |
经营活动提供的净现金 | 360,941 | | | 122,488 | | | 196,529 | |
| | | | | |
投资活动产生的现金流： | | | | | |
资本支出： | | | | | |
资本支出 | (152,921) | | | (132,719) | | | (76,480) | |
资本支出应计项目的变动 | 14,286 | | | 482 | | | (11,336) | |
| 收购，扣除收到的现金 | (25,917) | | | (50,568) | | | — | |
购置物业和设备及其他 | — | | | (876) | | | (5,981) | |
| 从资产剥离收到的收益 | — | | | 14,025 | | | — | |
出售财产、设备和其他财产的收益 | — | | | 869 | | | 177 | |
用于投资活动的现金净额 | (164,552) | | | (168,787) | | | (93,620) | |
| | | | | |
融资活动的现金流： | | | | | |
| | | | | |
RBL信贷安排下的借款 | 247,000 | | | 119,000 | | | 228,900 | |
| 偿还RBL信贷安排 | (247,000) | | | (119,000) | | | (230,750) | |
| 2022年ABL信贷安排下的借款 | 2,000 | | | — | | | — | |
| 偿还2022年ABL信贷安排 | (2,000) | | | — | | | — | |
普通股支付的股息 | (109,455) | | | (11,486) | | | (19,463) | |
购买库存股 | (51,303) | | | (2,440) | | | — | |
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票 | (4,136) | | | (1,543) | | | (1,039) | |
| | | | | |
发债成本 | (528) | | | (3,506) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
用于融资活动的现金净额 | (165,422) | | | (18,975) | | | (22,352) | |
现金及现金等价物净增(减) | 30,967 | | | (65,274) | | | 80,557 | |
现金和现金等价物： | | | | | |
起头 | 15,283 | | | 80,557 | | | — | |
收尾 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | | | $ | 80,557 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注
注1-列报依据和重大会计政策
“贝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，这是一家特拉华州的公司，是其三家特拉华州有限责任公司子公司的唯一成员：(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”)。根据上下文，“公司”、“我们”、“我们”或类似的词语指的是Berry Corp.及其子公司Berry LLC，截至2021年10月1日，这还包括C&J Management和C&J。
业务性质
我们是美国西部一家独立的上游能源公司，专注于加州圣华金盆地(100%石油)和犹他州尤塔盆地(石油和天然气)的陆上、低地质风险、长期常规储量，在加州拥有油井维护和废弃能力。自2021年10月1日以来，我们一直在二业务部门：(I)勘探和生产(“勘探和生产”)和(Ii)油井服务和废弃。
合并和报告原则
综合财务报表乃根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制，该原则要求管理层作出影响财务报表及附注所报金额的估计及假设。我们在合并时消除了所有重大的公司间交易和余额。对于我们拥有直接工作利益的油气勘探和开采合资企业，我们在财务报表的相关项目中按比例计入资产、负债、收入、费用和现金流的份额。
细分市场报告
该公司拥有二可报告的细分市场。可报告分部被定义为企业的组成部分，其独立的财务信息由我们的首席运营决策者(“CODM”)定期评估，以决定如何分配资源和评估业绩。
勘探和勘探部门包括开发和生产陆上、低地质风险、长期存在的常规石油和天然气储量，主要位于加利福尼亚州和犹他州。
油井维修和废弃部门为加州的石油和天然气生产公司提供油井现场服务，重点是油井维修、油井废弃服务和水物流。
预算的使用
根据公认会计原则编制随附的合并财务报表要求公司管理层对未来事件作出知情的估计和假设。这些估计和基本假设影响报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告的收入和费用。
对财务报表特别重要的估计包括对我们石油和天然气储量的估计；来自石油和天然气资产的未来现金流；折旧、损耗和摊销；资产报废义务；商品衍生品的公允价值；基于股票的薪酬；收购资产和承担的负债的公允价值；以及所得税。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
现金等价物
我们将所有原始到期日在三个月或以下的高流动性短期投资视为现金等价物。
盘存
库存包括在其他流动资产中。石油和天然气库存按成本或可变现净值中的较低者进行估值。材料和用品按其加权平均成本计价，并定期审查是否陈旧。
石油和天然气的性质
已证明的性质
我们按照成功努力法核算石油和天然气的性质。根据这一方法，所有已探明财产的购置成本均按生产单位资本化，并在探明储量的剩余寿命内摊销。已探明物业的所有开发成本均按已探明已开发储量的剩余寿命按生产单位予以资本化及摊销。构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本扣除收益后计入或贷记累计折旧、损耗和摊销，除非这样做严重影响生产单位摊销率，在这种情况下，损益在本期确认。处置其他财产的收益或损失在本期确认。对于收购的资产，我们以收购日的公允价值为资本化成本。我们支出维持物业运营状况所需的维护和维修费用，以及发生的年度租赁租金。估计拆卸和放弃成本按其估计净现值资本化，并在相关资产的剩余寿命内摊销。利息只在这些资产投入预期用途的期间资本化。资本化利息的金额约为#美元。1百万，$2百万美元和美元12022年、2021年和2020年分别为100万。我们只对与符合条件的资本支出相关的成本份额相关的借入资金的利息进行资本化。资本化的探井成本金额为零所有期间的资本化间接费用数额约为#美元6百万，$7百万美元和美元62022年、2021年和2020年分别为100万。
当事件或环境变化显示账面价值可能无法收回时，我们一般会逐个油田或在可识别现金流的最低水平评估我们已探明的石油及天然气物业及其他物业及设备的减值。当预期未贴现的未来现金流低于账面净值时，我们将已探明财产的账面价值折算为公允价值。我们使用与收益法一致的估值技术来计量已探明财产的公允价值，将未来现金流转换为单一贴现金额。用于确定已探明物业公允价值的重要投入包括：(1)储量；(2)未来运营和开发成本；(3)未来商品价格；(4)经风险调整的贴现率。这些投入需要我们的管理层在评估时做出重要的判断和估计，这些判断和估计可能会随着时间的推移而发生重大变化。基础商品价格包含在我们的估计现金流中，是以相关远期曲线定价开始的过程的产物，该定价根据估计的位置和质量差异以及我们管理层认为将影响可变现价格的其他因素进行调整。公允价值是使用第3级公允价值计量的投入来估算的。
未经证明的属性
我们的石油和天然气资产的账面价值的一部分可归因于未经证实的资产。截至2022年12月31日和2021年12月31日，可归因于未探明财产的资本化净成本约为#美元。248百万美元和美元292分别为100万美元。未经证实的数额在被归类为已探明财产并按生产单位摊销之前，不计入折旧、损耗和摊销。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，我们会评估未探明石油及天然气资产的减值。如勘探及开发工作不成功，或管理层因商品价格较低、开发及营运成本较高、监管环境不利变化、合约条件或其他因素而决定不进行该等物业的开发，则该等物业的资本化成本将会入账。任何未探明物业的减记时间(如有需要)，取决于管理层的计划、未来勘探及开发活动的性质、时间及范围及其结果。
减损
在2022年和2021年，我们做到了不是不记录已证实和未证实的财产的任何减值费用。
截至2020年3月31日，由于油价在2020年第一季度后期大幅下跌，我们对已探明和未经探明的石油和天然气资产以及其他资产和设备进行了减值测试。我们记录了一笔非现金税前资产减值费用#美元2892020年第一季度，在犹他州和加利福尼亚州某些地点已探明的物业以及其他物业和设备上的100万欧元。我们根据会计指引和公允价值技术，利用期末远期价格曲线评估我们已探明的物业，并评估我们认为在可预见的未来不会在当前环境下进行的项目。我们根据计划和勘探开发努力确定不是减值是我们2020年未经证实的财产余额所必需的。
其他财产和设备
其他财产和设备包括天然气收集系统、管道、热电联产设施、建筑物、油井维修和废弃车辆和设备、软件、数据处理和电信设备、办公家具和设备以及其他固定资产。这些资产按成本记录，使用基于预期使用年限的直线折旧方法，折旧范围为15至39几年来的建筑和改善，20至30热电联产设施、天然气厂和管道建设年限，1至10家具和设备的使用年限，1至10对于油井维修和报废车辆和设备及其他设备，残值被认为是适用的。当事件或环境变化显示某项资产的账面金额可能无法收回时，其他财产及设备资产便会被评估减值。
企业合并
本公司采用会计收购法记录企业合并。根据收购会计方法，收购的可确认资产和承担的负债按收购之日的公允价值入账。购买价格超出估计公允价值(如有)的部分计入商誉。在完成更详细的分析之前记录的收购净资产估计公允价值的变化，但不超过收购之日起一年，将相应调整收购价格分配金额。测算期调整反映在发生调整的期间。
我们使用收购会计方法对企业收购进行会计核算，这要求根据收购资产和负债的公允价值分配收购价格对价。我们使用公认的估值方法估计收购资产和负债的公允价值，在许多情况下，该等估计是基于我们对收购资产在其估计可用年限内预期产生的未来营运现金流的判断。我们对被收购业务的公允价值的估计和判断可能被证明是不准确的，使用不准确的公允价值估计可能导致收购收购价格对价不正确地分配到收购资产和负债，这可能导致资产减值、记录以前未记录的负债和其他财务报表调整。在经济不确定时期，估计购置资产和负债的公允价值的难度增加。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
资产报废义务
我们确认资产报废债务(“ARO”)的公允价值是在确定存在拆除资产并在其使用年限结束时对该财产进行补救的法律义务，并且该债务的成本可以合理估计的期间内。负债金额基于未来退休成本估计，并纳入了许多假设，如放弃时间、技术变化、未来通货膨胀率和经风险调整的贴现率。当负债最初入账时，我们通过增加相关财产、厂房和设备(“PP&E”)余额来资本化成本。如果ARO的估计未来成本发生变化，我们将记录ARO和PP&E的调整。随着时间的推移，负债增加，资本化成本在资产的使用寿命内折旧。随着时间的推移，增加费用也被确认，因为贴现的负债被增加到它们的预期结算值，并包括在营业报表中的折旧、损耗和摊销中。
下表汇总了我们ARO帐户中的活动，其中约有$158百万美元和美元144截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别有100万美元计入长期负债，其余流动部分计入应计负债：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
| (单位：千) |
期初余额 | $ | 163,925 | | | $ | 160,192 | | | | | | |
| 已发生的负债，包括收购引起的负债 | 3,028 | | | 1,350 | | | | | | |
| 结算和付款 | (19,558) | | | (17,900) | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 吸积费用 | 10,848 | | | 10,936 | | | | | | |
| 因物业销售而减少 | (1,210) | | | (22,199) | | | | | | |
| 修订版本 | 21,458 | | | 31,546 | | | | | | |
| | | | | | | | |
期末余额 | $ | 178,491 | | | $ | 163,925 | | | | | | |
收入确认
该公司的大部分收入来自勘探和发电业务，其中包括销售原油、天然气和天然气，以及热电厂的电力。剩余收入来自油井维修和报废业务。有关本公司收入确认政策的资料，请参阅附注12。
公允价值计量
我们已根据估值技术的投入，将按公允价值计量的资产和负债分类为三级：第一级--使用活跃市场对资产或负债的报价；第二级--使用资产或负债的报价以外的可见投入；以及第三级--使用不可观察的投入。各级别之间的调动，如果有的话，在每个报告期结束时确认。我们主要采用市场法进行经常性公允价值计量，最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。当无法获得可观察到的投入时，我们通常使用收益法来计量公允价值。这种方法利用管理层对预计现金流的预期的判断，并使用风险调整贴现率对这些现金流进行贴现。
我们资产负债表上唯一会受到经常性公允价值计量影响的项目是衍生品。我们使用估值技术，利用市场报价和定价分析来确定我们的石油和天然气销售和天然气购买衍生品的公允价值。投入包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期价格曲线。我们将这些衡量标准归类为第二级。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
当可以确定与被估值资产相似的可比交易时，我们使用资产的市场可观察价格。当我们被要求计量公允价值，并且该资产或类似资产没有一个市场可观察到的价格时，收益法是基于管理层对未来净现金流预期的最佳假设。如果我们确定PP&E的价值存在减值，则将其减记为公允价值。公允价值是根据管理层对未来的预期，使用贴现现金流模型在评估之日确定的。投入包括对未来产量的估计、基于截至估计日期的商品远期价格曲线的价格、估计的未来运营和开发成本以及经风险调整的贴现率。然而，使用的假设反映了资产的最高和最佳使用以及市场参与者对长期价格、成本和其他因素的看法，并与我们的业务计划和投资决策中使用的假设一致。我们将这些衡量标准归类为第三级。
基于股票的薪酬
我们已发行长期授予的限制性股票单位(“RSU”)和基于业绩的限制性股票单位(“PSU”)，其中包括(I)以业绩期间的绝对股东总回报(“绝对TSR”)和相对股东总回报(“相对TSR”)(“TSR PSU”)为衡量市场目标的奖励；以及(Ii)基于公司在业绩期间的平均投资现金回报(“CROIC PSU”和“ROIC PSU”)的奖励。CROIC PSU授予某些Berry员工，而ROIC PSU授予某些CJWS员工。基于股票的奖励的公允价值在授予之日确定，不会重新计量。RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允价值是使用授予日期的股票价格确定的。TSR PSU的公允价值乃采用蒙特卡罗模拟分析方法厘定，以估计本公司的股东总回报排名，包括与同业集团在业绩期间的比较。蒙特卡洛估值模型中使用的估值被认为是高度复杂和主观的。RSU和PSU的补偿费用，减去实际没收，在必要的服务期间以直线方式确认，这是在奖励各自的归属或履约期间确认的，范围为一至三年.
其他或有损失
在正常业务过程中，我们涉及诉讼、索赔以及其他环境和法律程序和审计。当负债可能已经产生，且负债可以合理估计时，我们为这些事项计提准备金。此外，如果合理地可能会产生额外的重大亏损，我们将披露超过资产负债表上记录的这些事项的金额的亏损风险(如果是重大的)。我们在持续的基础上审查我们的或有损失。
或有损失是基于管理层对这些事项的可能结果作出的判断，并视情况进行调整。管理层的判断可能会根据新的信息、法律或法规的变化或解释、管理层计划或意图的变化、对法律诉讼结果的意见或其他因素而发生变化。
电费分摊
我们拥有几个热电联产设施。我们对热电联产设施的投资一直是为了明确降低我们在加州的重油业务的蒸汽成本，并确保对各自蒸汽发电的运营控制。热电联产，也被称为热电联产，从涡轮机的排气中提取能量，否则这些能量将被浪费，以产生蒸汽。这样的热电联产操作也能产生电力。我们根据热电联产设施的转换效率加上生产蒸汽的某些直接成本，将蒸汽和电力成本分配给租赁运营费用。我们还分配与我们出售给第三方的电力有关的部分电力生产成本，这部分成本在运营报表中的“发电费用”中报告。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
所得税
递延税项资产和负债按资产和负债账面金额与其计税基础之间的差额可归因于估计的未来税项影响确认。递延税项资产在更有可能变现时予以确认。我们定期评估我们的递延税项资产，并在我们认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现的情况下，按估值拨备减少该等资产。我们确认不确定的税收状况的税收利益，如果根据该状况的技术价值，该状况很可能会在审查后得以维持。与未确认的税收优惠相关的利息和罚金在所得税支出(福利)中确认。
每股收益
每股基本收益(亏损)的计算方法是净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均股份。每股摊薄收益(亏损)的计算方法是将净收益(亏损)除以普通股的加权平均流通股，其中包括潜在摊薄证券的影响。对于基本每股收益(“EPS”)，已发行普通股的加权平均数不包括与未归属限制性股票奖励相关的已发行股票。对于稀释每股收益，基本流通股通过增加潜在稀释证券进行调整，除非它们的影响是反稀释的。在提交的期间内，我们没有任何参与证券。
我们使用参与证券所需的两类方法来计算基本每股收益和稀释每股收益。当普通股具有与普通股相同的不可没收股息权时，普通股奖励被视为参与证券。我们的股息权是可没收的，不被视为参与证券。在两级法下，分配给参与证券的未分配收益从普通股应占净收益中减去，以确定普通股股东应占净收益。在亏损期间，不对参与的证券进行分配，因为参与的证券不分担损失。
业务和信贷集中度
我们将现金存放在银行存款账户中，有时可能会超过联邦保险的金额。我们在这样的账户中没有经历过任何损失。我们相信，我们的现金不存在任何重大的信用风险。
我们向各种类型的客户销售石油、天然气和天然气，包括管道、炼油厂和其他石油和天然气公司，并向公用事业公司出售电力。我们还为石油和天然气公司提供良好的维修和报废服务。基于目前对石油、天然气、NGL的需求，以及我们的油井维修和废弃服务以及其他买家的可用性，我们相信，失去我们的任何一个主要买家不会对我们的财务状况、经营业绩或经营活动提供的净现金产生重大不利影响。
在截至2022年12月31日的一年中，我们的三个最大客户代表大约33%, 16%，以及10占我们销售额的1%。在截至2021年12月31日的年度内，我们的四个最大客户代表30%, 16%, 14%，以及12占我们销售额的1%。在截至2020年12月31日的年度内，我们的三个最大客户代表大约44%, 20%，以及12占我们销售额的1%。所有这些客户都是我们E&P部门的客户。
截至2022年12月31日，来自三个客户的贸易应收账款约为33%, 16%，以及13我们应收账款的%。截至2021年12月31日，来自三个客户的贸易应收账款约为28%, 13%，以及11我们应收账款的%。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
最近采用的会计准则
2016年2月，FASB发布了ASU 2016-02，租赁(主题842)要求承租人在资产负债表上确认所有租期超过12个月的租约产生的权利和义务的资产和负债，并包括关于租约产生的现金流的金额、时间和不确定性的定性和定量披露。2018年1月，FASB发布了ASU 2018-01，租赁(主题842)，这是 对租赁标准的更新，为土地地役权提供了一种可选的过渡方法，允许实体仅评估新的或修改后的土地地役权。2018年7月，FASB发布了ASU 2018-11，租赁(主题842)它提供了可选的过渡救济措施，允许在适用新规则时采取一种前瞻性的做法，不根据新规则的影响调整比较期间的财务信息，也不要求披露生效日期之前的期间。作为一家新兴的成长型公司，我们选择推迟采用这些规则，直到它们适用于非美国证券交易委员会发行人。在2020年第二季度，财务会计准则委员会将这一采用日期进一步推迟到2021年12月15日之后的财年，包括这些财年的过渡期。我们在2022年第一季度前瞻性地采用了这些规则。收养的影响是无关紧要的.
注2-石油和天然气属性及其他属性和设备
石油和天然气资本化成本
与石油、天然气和天然气生产活动有关的资本化总成本以及适用的累计损耗和摊销列示如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
已证明的性质 | $ | 1,477,791 | | | $ | 1,246,380 | |
未证明的性质 | 248,073 | | | 291,514 | |
完全已证明性质和未证明性质 | 1,725,864 | | | 1,537,894 | |
减少累计损耗和摊销 | (465,889) | | | (340,328) | |
已证明和未证明的全部性质，净 | $ | 1,259,975 | | | $ | 1,197,566 | |
其他财产和设备
其他财产和设备包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
热电联产设施、天然气厂和管道 | $ | 58,357 | | | $ | 54,237 | |
车辆和服务设备(1) | 65,195 | | | 55,521 | |
家具和设备 | 23,779 | | | 22,665 | |
土地 | 6,102 | | | 6,101 | |
| 建筑物和租赁设施的改进 | 2,186 | | | 2,186 | |
其他财产和设备合计 | 155,619 | | | 140,710 | |
减去：累计折旧 | (55,781) | | | (36,927) | |
其他财产和设备合计，净额 | $ | 99,838 | | | $ | 103,783 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
__________
(1)包括CJWS车辆和服务设备。
注3-债务
下表汇总了我们的未偿债务：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 | | 利率 | | 成熟性 | | 安防 |
| (单位：千) | | | | | | |
| | | | | | | |
| 2021年RBL设施 | $ | — | | | $ | — | | | 浮动利率9.5% (2022) and 5.3% (2021) | | 2025年8月26日 | | 抵押贷款日期90已探明油气储量现值的百分比和对某些其他资产的留置权 |
| 2022年ABL设施 | — | | | 不适用 | | 浮动利率8.3% (2022) | | June 5, 2025 | | 个人财产资产，但除外账户除外 |
| 2026年笔记 | 400,000 | | | 400,000 | | | 7.0% | | 2026年2月15日 | | 不安全 |
| | | | | | | | | |
| 长期债务-本金金额 | 400,000 | | | 400,000 | | | | | | | |
| 减去：债务发行成本 | (4,265) | | | (5,434) | | | | | | | |
| 长期债务，净额 | $ | 395,735 | | | $ | 394,566 | | | | | | | |
递延融资成本
我们产生了与发行债务相关的法律和银行费用。截至2022年12月31日和2021年12月31日，资产负债表上“其他非流动资产”中报告的2021年RBL贷款和2022年ABL贷款(定义见下文)的债务发行成本约为#美元。4百万美元和美元5百万，分别扣除摊销后的净额。在2021年，我们花费了$3未摊销债务发行费用为100万美元，与修改2017年成果预算安排有关，还产生了约#美元4与发行2021年RBL贷款机制有关的法律和银行费用为100万美元。于2022年12月31日及2021年12月31日，于资产负债表“长期债务净额”中列报的于2026年2月到期的无抵押票据(“2026年票据”)的债务发行成本(扣除摊销后的净额)约为$4百万美元和美元5分别为100万美元。
截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度，2021年RBL贷款、2022年ABL贷款、2017年RBL贷款和2026年票据的摊销费用加起来约为$2百万，$4百万美元，以及$5分别为100万美元。债务发行成本的摊销在合并经营报表的“利息支出”中列示。
公允价值
我们的债务在资产负债表上按账面价值入账。2021年RBL贷款和2022年ABL贷款的账面价值接近公允价值，因为利率是可变的，反映了市场利率。2026年发行的债券的公允价值约为$369百万美元和美元400分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
2021年RBL设施
2021年8月26日，Berry Corp作为担保人，Berry LLC作为借款人，签订了一项信贷协议，规定了一笔高达#美元的循环贷款。500承付款100万美元，但须有一个储备借款基数(经“第一修正案”、“第二修正案”和“第三修正案”修订，其定义如下：“2021年RBL贷款机制”)。我们最初的借款基数是#美元。200百万美元。2021年RBL贷款机制为签发总金额不超过#美元的信用证提供了信用证次级贷款机制。20百万美元。信用证的签发减少了2021年RBL贷款机制下以美元对美元为基础的循环贷款的借款可得性。除非根据2021年RBL融资条款提前终止，否则2021年RBL融资将于2025年8月26日到期。借款基数重新确定通常在每年5月和11月生效，尽管借款人和贷款人可能在预定的重新确定之间各进行一次临时重新确定。2021年12月，我们完成了第一次预定的每半年一次的借款基数重新确定工作，并签订了《信贷协议第一修正案》(以下简称《第一修正案》)，使借款基数再次确定为#美元。200以及在计算最低及最高对冲要求时不包括空头认沽或类似衍生工具的对冲契诺的变动。
2022年5月，作为担保人的Berry Corp.和作为借款人的Berry LLC签订了《信贷协议第二修正案》和《有限同意及豁免》(《第二修正案》)，据此，除其他事项外，2021年RBL融资机制下的必要贷款人(I)同意某些股息和分派，以及Berry LLC在C&J和/或C&J Management进行的某些投资，如其中进一步描述的，(Ii)免除其中所述时间段的某些最低对冲要求，(Iii)放弃任何违约、(V)修订最低对冲契约，在2022年10月1日之前，不要求对2025年1月1日及之后的任何日历月进行对冲，如第二修正案所述。2022年5月，我们还完成了每半年一次的借款基数重新确定工作，并签订了《信贷协议第三修正案》(下称《第三修正案》)，其中包括：(1)将借款基数从200百万至美元250百万美元；(2)将选定的承诺额总额(如2021年成果预算机制所界定)确定为#美元200(3)将所有未偿还的欧洲美元贷款(每笔贷款的定义见《2021年银行同业拆借贷款安排》)转换为初始利率为一个月的定期基准贷款，并以一个、三个月或六个月的有担保隔夜融资利率取代调整后的伦敦银行同业拆借利率，以实现从伦敦银行间同业拆借利率向有担保隔夜融资利率的过渡。0.1%(以下限为0.5%).
2022年12月，我们完成了预定的半年一次的借款基数重新确定，结果是重新确定的借款基数为#美元。250百万美元和美元200百万当选承诺额。
如因重新厘定借款基数而导致循环贷款的未偿还本金余额及2021年储税券贷款机制下所有信用证的面值总额在任何时间超过借款基数，我们有以下选择30采取以下任何一项行动的天数，无论是单独还是合并：一次性支付补救不足，提交储备工程报告和抵押贷款，涵盖某些贷款人认为足以增加借款基数和弥补不足的额外石油和天然气资产，或开始支付等额的月度本金，以在下一个月内弥补不足六个月句号。如对借款基数作出某些调整，而不是因重新厘定而作出调整，本行须一次过支付一笔款项，金额相等于循环贷款的未偿还本金余额及2021年RBL贷款机制下所有信用证的面值总额超出借款基数的数额。此外，2021年RBL贷款机制规定，如果有任何未偿还借款且合并现金余额超过#美元。20在每个日历周结束时，这些超额金额将用于提前偿还信贷协议项下的借款。否则，任何未偿还的本金都将在到期时到期。
循环贷款项下的未偿还借款计息，利率等于：(一)习惯基本利率加适用保证金，范围为2.0%至3.0年利率；及(Ii)惯常基准利率加
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
适用保证金范围为3.0%至4.0在每一种情况下，取决于借款基数利用率的水平。此外，我们必须向贷款人支付季度承诺费0.52021年预算外融资机制下借款可用金额的平均每日未使用金额的%。我们有权在事先通知的情况下随时提前偿还2021年RBL贷款机制下的任何借款，而不会受到提前还款处罚。
2021年RBL贷款机制要求我们在每个季度末的综合基础上保持：(I)杠杆率不超过3.0至1.0及(Ii)不少于1.0设置为1.0。截至2022年12月31日，我们的杠杆率和流动比率为1.2至1.0和1.7分别设置为1.0。此外，2021年RBL贷款机制目前规定，在我们发生无担保债务的程度上，包括未来筹集的任何金额，借款基数将减少相当于25该等无担保债务金额的%。截至2022年12月31日，我们遵守了2021年RBL融资机制下的所有财务契约。
2021年RBL贷款机制包含通常和惯例的违约事件以及类似性质的信贷安排的补救办法。2021年RBL融资机制还在以下方面对借款人及其受限子公司施加限制：额外债务、留置权、股息和向股东支付的其他款项、我们普通股的回购或赎回、借款人优先票据的赎回、投资、收购、合并、资产处置、与关联公司的交易、对冲交易和其他事项。
从2022年8月26日起及之后，2021年RBL贷款机制允许我们回购某些债务，只要在给予此类回购形式上的效力之前和之后，不存在违约或违约事件，可获得性等于或大于20借款基数的%，我们的形式杠杆率小于或等于2.0设置为1.0。2021年RBL贷款机制还允许我们进行限制性付款，只要在给予这种分配形式上的效力之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性超过75借款基数的%，我们的形式杠杆率小于或等于1.5设置为1.0。此外，我们可以支付不超过总额的其他限制付款100分配前最近结束的财政季度自由现金流的百分比(根据2021年RBL机制的定义)，只要除2021年RBL机制中描述的其他条件和限制外，在给予此类分配形式上的效果之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性大于20借款基数的%，我们的形式杠杆率小于或等于2.0 to 1.0.
我们可以回购股权或向我们的股权持有人进行其他分配，金额相当于(I)100回购或分配之前最近结束的财政季度的自由现金流的百分比(根据2021年RBL融资机制的定义)减去(Ii)某些投资额，只要除2021年RBL融资机制中描述的其他条件和限制外，可用性等于或大于20所选承诺或借款基数的%，以有效者为准，且我们的形式杠杆率小于或等于2.0 to 1.0.
Berry LLC是2021年RBL贷款的借款人，Berry Corp.是担保人。除某些例外情况外，Berry Corp.未来的每一家子公司都必须为我们在2021年RBL贷款机制以及某些对冲交易和银行服务安排(“担保义务”)下其他担保人的义务和义务提供担保。2021年RBL贷款机制下的贷款人至少持有抵押贷款90我们已探明的石油和天然气储量现值的%。Berry LLC和担保人的义务也以我们几乎所有个人财产的留置权为担保，但习惯性例外情况除外。
截至2022年12月31日，我们拥有不是未偿还借款，美元7百万美元的未偿信用证，约合美元1932021年RBL贷款机制下可用借款能力的百万美元。
2022年ABL设施
2022年8月9日，C&J和C&J Management是构成油井维修和废弃部分的两个实体，作为借款人，它们与三县银行作为贷款人签订了一项信贷协议，规定在满足借款前的习惯条件的情况下，提供循环贷款安排，金额最高为(X)美元15和(Y)借款基数(“2022年ABL贷款”)。这个
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
“借款基数”的数额等于80合资格应收账款到期余额的%，受制于三县银行可根据其合理酌情权执行的准备金。2022年ABL贷款机制下未偿还循环贷款本金的利息按年利率等于1.25比《华尔街日报》最优惠利率高出1%。“华尔街日报最优惠利率”是以年利率为基础的浮动利率，作为其“最优惠利率”不时在“华尔街日报”的“货币利率”部分公布和/或公布。每当《华尔街日报》优惠利率发生变化时，该利率将被重新确定。从2022年9月30日开始，每季度到期拖欠利息，此后将继续到期并在每个日历季度的最后一天支付拖欠利息。2025年6月5日，2022年ABL贷款机制下循环贷款的全部未付本金余额及其所有未付利息将到期并支付。2022年ABL融资机制为签发总金额不超过#美元的信用证提供了信用证分融资机制。7.5百万美元。
2022年ABL融资机制要求CJWS遵守以下财务契约：(I)在综合基础上保持总负债与有形净值的比率不大于1.5(2)将2022年ABL贷款机制下未清偿循环预付款的数额减少到不超过90(A)最高循环预付款或(B)借款基数中较小者的%，截至三县银行每个会计季度最后一天的营业结束；和(3)维持不低于#美元的税前净收入1.00从每个财政年度结束之日起。截至2022年12月31日，CJWS的总负债与有形净值的比率为0.2 to 1.0, 不是未清偿预付款，2022财年结束时的净收入为#美元15百万美元。
2022年的ABL贷款包含了通常和惯例的违约事件，以及类似性质的信贷安排的补救措施。2022年ABL融资机制还对CJWS在额外债务、留置权、股息和其他分配、投资、收购、合并、资产处置和其他事项方面施加限制。CJWS在2022年ABL融资机制下的义务不是由Berry Corp.或Berry LLC担保的，Berry Corp.和Berry LLC没有也没有要求为此类义务提供任何信贷支持。截至2022年12月31日，CJWS遵守了2022年ABL融资机制下的所有财务契约。
截至2022年12月31日，CJWS拥有不是借款和美元2百万未付信用证，金额为1美元132022年ABL贷款机制下可用借款能力的百万美元。
2017年RBL设施
2017年7月31日，我们达成了一项信贷协议，提供了一笔最高可达5美元的循环贷款。1.5承诺额为10亿美元，但须有储备借款基数(“2017年RBL贷款机制”)。2021年8月26日，我们取消了2017年RBL贷款协议，该协议的借款基数为200百万美元，而且有不是注销时未偿还的借款。
高级无担保票据
2018年2月，Berry LLC完成了1美元的非公开发行400本金总额为百万元7.0%2026年2月到期的优先无抵押票据(“2026年票据”)，为吾等带来净收益约$391扣除费用和初始购买者折扣后的100万美元。
2026年债券是Berry LLC的优先无担保债务，与我们所有其他优先债务和任何次级债务具有同等的偿债权利。2026年债券由Berry Corp.在优先无担保的基础上提供全面和无条件的担保，并将由我们未来的某些子公司提供担保；C&J Management和C&J不是担保人。2026年票据及相关担保实际上从属于我们所有的有担保债务(包括我们2021年RBL贷款机制下的所有借款和其他债务)，在担保该等债务的抵押品价值范围内，在结构上从属于不为2026年债券提供担保的任何子公司的所有现有和未来债务及其他负债(包括贸易应付款项)，包括C&J Management和C&J在2022年ABL贷款机制下的义务。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
Berry LLC可以随时选择赎回全部或部分2026年债券。如果我们经历了某些类型的控制变化，2026年债券的持有人可能有权要求我们以1012026年发行的债券本金的%，另加应计及未付利息(如有的话)
管理2026年纸币的契约包含限制性契约，这些契约可能会限制我们的能力，其中包括：
•产生或担保额外债务或发行某些类型的优先股；
•支付股本股利或赎回、回购或注销股本或次级债务；
•转让、出售或处置资产；
•进行投资；
•创造一定的留置权来保护债务；
•签订协议，限制我们受限制的子公司向我们支付股息或其他款项；
•合并、合并或转让我们的全部或几乎所有资产；以及
•与附属公司进行交易。
管理2026年票据的契约包含常规违约事件，其中包括(A)不付款；(B)不遵守公约(在某些情况下，受宽限期限制)；(C)重大债务项下的付款违约或加速事件；以及(D)涉及我们或我们的某些子公司的破产或资不抵债事件。截至2022年12月31日，我们遵守了所有公约。
债务回购计划
2020年2月，我们的董事会通过了一项计划，75100万美元用于机会性回购我们的2026年债券。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况的评估、对未完成协议的遵守情况和其他因素来确定，可以在没有通知的情况下随时开始或暂停，并且没有义务在任何时期或根本没有义务购买2026年债券。我们还没有根据这一计划回购任何票据。
注4-衍生品
我们利用衍生品，如掉期、看跌期权、看跌期权和套圈来对冲我们预测的石油和天然气产量以及天然气购买的一部分，以减少石油和天然气价格波动的风险，这解决了我们的市场风险。除了满足我们2021年RBL设施的石油对冲要求外，我们的目标是覆盖我们的运营费用和大部分固定费用，其中包括维持产量水平所需的资本，以及适用的利息和固定股息，其中石油和天然气销售对冲的期限最长为三年出去。此外，我们的目标是将我们在蒸汽业务中使用的大部分天然气采购的价格固定在最高三年。我们还签订了犹他州天然气运输合同，以帮助减少价格波动敞口，但这些合同不符合套期保值的要求。我们还不时签订协议，购买我们运营所需的一部分天然气，我们没有将这些天然气按公允价值记录为衍生品，因为它们符合正常购买和正常销售排除的资格。在本报告所述期间，我们没有此类交易。
对于固定价格的石油和天然气销售掉期，我们是卖方，因此我们分别为高于每桶和每Mmbtu的指示加权平均价格支付结算款项，并分别收到低于每桶和每Mmbtu的指示加权平均价格的结算付款。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
对于我们的多头看跌期权价差，除了任何递延的溢价支付外，我们将收到低于多头看跌期权的指定最高价格的结算付款，每桶收到的最大付款等于多头看跌期权的指定价格与空头看跌期权的指示价格之间的差额。对于高于多头看跌期权最高指示价格的价格，将不会支付或收到任何付款。空头卖权价差抵消了多头卖权价差。
生产者领口用于销售我们生产的石油，是买入看跌期权和卖出看涨期权的组合。我们将收到低于看跌期权每桶显示加权平均价格的结算付款，并将为高于显示的看涨期权加权平均价格的价格支付结算付款。在卖权和看涨期权的显示加权平均价格之间的价格将不会支付或收到任何付款。
消费者项圈用于购买燃料气，是买入看涨期权和卖出看跌期权的组合。我们将收到高于看涨期权指示加权平均价格的结算付款，并将支付低于看跌期权指示加权平均价格的结算付款。在卖权和看涨期权的显示加权平均价格之间的价格将不会支付或收到任何付款。
对于天然气基础掉期，如果NWPL和Henry Hub之间的差价低于我们合同的指示加权平均价格，我们将支付和解款项，如果NWPL和Henry Hub之间的差价高于指示的加权平均价格，我们将收到和解款项。
对于我们的一些期权，我们在建立头寸时支付或收到了溢价，而对于其他期权，溢价的支付或接收将推迟到结算时。截至2022年12月31日，我们的应付递延保费净额约为$5100万美元，这反映在按市值计价的估值中，将支付到2024年12月31日。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
截至2022年12月31日，我们有以下原油生产和天然气购买对冲。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2023 | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | FY 2024 | | FY 2025 | | |
| 布伦特原油产量 | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | | — | | | |
| 加权平均价格(美元/桶) | $ | 77.15 | | | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.12 | | | $ | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 放置跨页 | | | | | | | | | | | | | |
长美元50/$40看涨套期保值成交量(BBLS) | 630,000 | | | 637,000 | | | 644,000 | | | 644,000 | | | 1,647,000 | | | — | | | |
短美元50/$40看涨套期保值成交量(BBLS) | 90,000 | | | 91,000 | | | 92,000 | | | 92,000 | | | 366,000 | | | — | | | |
| 制片人领口 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值交易量(BBLS) | 360,000 | | | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,212,500 | | | |
| 加权平均价格(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-天然气采购 | | | | | | | | | | | | | |
| 消费者衣领 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 2,110,000 | | | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加权平均价格(美元/Mmbtu) | $4.00/$2.75 | | $4.00/$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| NWPL-天然气采购 | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | | |
| 加权平均价格(美元/Mmbtu) | $ | 6.40 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.27 | | | |
| 气基差分 | | | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH基差互换 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值成交量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 1,820,000 | | | 1,840,000 | | | 1,840,000 | | | — | | | — | | | |
| 加权平均价格(美元/Mmbtu) | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
除上表外，2023年1月，我们终止了以下基差互换(NWPL/HH)：4,900,000MMBtu(20,000MMBtu/d)，$1.12从2023年3月至2023年10月，以及610,000MMBtu(10,000MMBtu/d)，$1.12从2023年11月到2023年12月。
2023年1月，我们还增加了以下生产商项圈(布伦特)：3,627Bbl(117Bbl/d)，为$60.00/$88.502025年1月，270,000Bbl(3,000Bbl/d)，为$60.00/$88.352025年1月至2025年3月，以及472,500Bbl(5,250Bbl/d)，为$60.00/$82.212026年1月至2026年3月，这是对上表的补充。这些生产商的衣领(布伦特原油)是无现金的。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
我们的商品衍生品按公允价值计量，采用行业标准模型，各种投入包括公开可得的基础商品价格和远期曲线，所有商品衍生品均被归类为所述期间所需公允价值等级中的第二级。这些大宗商品衍生品需要接受交易对手的净额结算。下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日我们的未偿还衍生品的公允价值(毛值和净值)。下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日我们的未偿还衍生品的公允价值(毛值和净值)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 资产负债表分类 | | 确认的总金额为
公允价值 | | 总金额抵销
在资产负债表中 | | 公允净值
在
资产负债表 |
| (单位：千) |
资产： | | | | | | | |
商品合同 | 流动资产 | | $ | 66,974 | | | $ | (30,607) | | | $ | 36,367 | |
商品合同 | 非流动资产 | | 39,886 | | | (39,810) | | | 76 | |
负债： | | | | | | | |
商品合同 | 流动负债 | | (61,713) | | | 30,607 | | | (31,106) | |
商品合同 | 非流动负债 | | (53,452) | | | 39,810 | | | (13,642) | |
总衍生品 | | | $ | (8,305) | | | $ | — | | | $ | (8,305) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| 资产负债表分类 | | 确认的总金额为
公允价值 | | 总金额抵销
在资产负债表中 | | 公允净值
在
资产负债表 |
| (单位：千) |
资产： | | | | | | | |
商品合同 | 流动资产 | | $ | 5,360 | | | $ | (5,360) | | | $ | — | |
商品合同 | 非流动资产 | | 29,828 | | | (28,758) | | | 1,070 | |
负债： | | | | | | | |
商品合同 | 流动负债 | | (34,985) | | | 5,360 | | | (29,625) | |
商品合同 | 非流动负债 | | (47,335) | | | 28,758 | | | (18,577) | |
总衍生品 | | | $ | (47,132) | | | $ | — | | | $ | (47,132) | |
通过使用衍生品工具在经济上对冲大宗商品价格变化的风险敞口，我们将自己暴露在信用风险之下。信用风险是指交易对手未能按照衍生品合同的条款履行义务。当衍生品合同的公允价值为正时，交易对手欠我们的，这就产生了信用风险。我们不从我们的交易对手那里获得抵押品。
我们通过限制对任何单一交易对手的敞口，将衍生品工具的信用风险降至最低。此外，我们的2021年RBL工具阻止我们达成有担保的对冲安排，除非我们的贷款人及其附属公司有追加保证金的要求，否则要求我们提供抵押品或与没有标准普尔或穆迪A或A2信用评级或更高评级的非贷款人交易对手。根据我们的标准惯例，我们的大宗商品衍生品必须根据管理此类衍生品的协议进行交易对手净额结算，这在一定程度上减轻了交易对手的不履行风险。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
(亏损)衍生品收益
现将业务报表所列衍生工具的损益汇总如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
(亏损)石油和天然气销售衍生品收益 | $ | (137,109) | | | $ | (156,399) | | | $ | 117,781 | |
| 天然气购买衍生产品的收益(亏损) | 88,795 | | | 38,577 | | | (1,035) | |
| | | | | |
衍生品收益合计(亏损) | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | | | $ | 116,746 | |
截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，我们支付的现金结算净额约为$88百万美元和美元92分别为100万美元。截至2020年12月31日止年度，我们收到现金结算净额约$142百万美元。
注5-承付款和或有事项
在正常业务过程中，我们或我们的子公司是未决或威胁的法律程序、意外事件和承诺的对象或一方，这些法律程序、意外事件和承诺涉及各种事项，要求或可能寻求(其中包括)对据称的人身伤害、违约、财产损坏或其他损失、惩罚性赔偿、罚款和处罚、补救费用、或禁令或声明救济的赔偿。
对于目前未决的诉讼、索赔和法律程序，如果很可能已经产生了责任，并且可以合理地估计该责任，我们就应计该责任。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们没有记录任何准备金余额。我们还评估了这些事件可能导致的合理损失的数额。我们相信，我们的资产负债表上可能发生的超过应计项目的合理亏损对我们的综合财务状况或经营业绩不会产生重大影响。
我们，或我们的子公司，或两者，已就各方未来可能因他们与我们达成的交易而招致的特定责任向这些各方进行赔偿。截至2022年12月31日，我们不知道有物质赔偿要求悬而未决或受到威胁。
证券诉讼事项
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义并代表一个可能的团体向美国德克萨斯州北区地区法院提起证券集体诉讼(“Torres诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级管理人员(统称为“被告”)。起诉书代表所有购买或以其他方式收购(I)根据公司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(“类别期间”)期间购买或以其他方式收购的普通股的推定类别的人，声称违反了1933年证券法第11和第15条以及交易法第10(B)和第20(A)条。特别是，起诉书称，被告在班级期间和首次公开募股的发售材料中，就公司的业务、运营效率和稳定性以及合规政策做出了虚假和误导性的陈述，人为地抬高了公司的股价，导致班级成员在2020年11月3日发布其2020年第三季度财务业绩后普通股价值下降时受到伤害。
2021年11月1日，法院指定的联合首席原告提交了一份修订后的起诉书，代表同一推定类别根据1933年证券法第11和15条以及交易所法案第10(B)和20(A)条提出索赔，其中指控公司和个别被告在2018年7月26日至2020年11月3日期间就公司的许可和许可程序做出了虚假和误导性的陈述。修改后的申诉没有量化所称的损失，但寻求追回所有损害赔偿
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
由于这些被指控的证券违规行为以及律师费和费用，被推定的类别所承受的费用。被告于2022年1月24日提交了驳回动议，2022年9月13日，法院发布了驳回该动议的命令。这起案件现在正在发现中。
我们对这些说法提出异议，并打算积极为此事辩护。鉴于诉讼的不确定性、案件的早期阶段，以及除其他事项外，等级认证和胜诉所必须满足的法律标准，我们无法合理估计这一行动可能造成的损失或损失范围。
2022年10月20日，美国德克萨斯州北区地区法院提起股东派生诉讼，据称股东乔治·阿萨德代表本公司利用上述证券集体诉讼提起诉讼，该诉讼目前正在同一法院待决。衍生品起诉书将某些现任和前任高管和董事列为被告，并普遍指控他们违反了受托责任，导致或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为。衍生品起诉书还指控针对所有被告的不当得利索赔，以及根据《交易法》第10(B)和21D条提出的分担和赔偿索赔。2023年1月27日，法院批准了当事人的共同约定请求，即暂停衍生品诉讼，等待相关证券集体诉讼的解决。本公司及个别被告认为股东衍生诉讼中的申索并无根据，并拟就该等申索作出有力抗辩，但无法就结果作出保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
2023年1月20日，第二起股东派生诉讼，这一次是在特拉华州美国地区法院，据称是假定股东Molly Karp代表公司提起的，再次利用了上文提到的证券集体诉讼。这项投诉与第一宗衍生工具投诉类似，是针对本公司若干现任及前任高级人员及董事提出的，指被告违反受托责任、协助及教唆及供款申索，而被告被指已导致或未能阻止证券集体诉讼中所指的证券违法行为。此外，起诉书根据《交易法》第14(A)条提出索赔，声称Berry的2022年委托书是虚假和误导性的，因为它暗示公司的内部控制充分，董事会充分监督公司面临的重大风险，而根据衍生原告的说法，情况并非如此。被告认为股东派生诉讼中的索赔没有根据，并打算对其进行强有力的辩护，但结果无法得到保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
其他承诺
在我们的正常业务过程中，我们作出了某些坚定的承诺，以确保我们的生产和第三方天然气运往市场以及加工，无论是否使用了合同产能，都需要每月支付最低费用。截至2022年12月31日，不可取消购买债务(不包括石油和天然气以及其他矿产租赁、水电费、税金和保险费)的未来最低付款净额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 此后 | 总计 |
| (单位：千) |
加工和运输合同(1) | $ | 11,343 | | $ | 9,553 | | $ | 8,234 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 43,521 | | $ | 88,816 | |
钻探承诺(2) | 8,400 | | 8,700 | | — | | — | | — | | — | | 17,100 | |
| 总计 | $ | 19,743 | | $ | 18,253 | | $ | 8,234 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 43,521 | | $ | 105,916 | |
__________
(1)数额包括根据长期协议将到期的付款，用于购买在正常业务过程中使用的货物和服务，以确保天然气通过管道运输到市场和市场之间，以及天然气的收集和加工。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
(2)金额包括在加利福尼亚州的钻探承诺，为此我们需要钻探57估计费用和最低承诺额为#美元的油井17.1到2024年6月将达到100万。2022年11月，钻探承诺被修订为要求28在2023年10月之前钻探的油井中，最低承付款为#美元8.4百万美元。
注6-股东权益
现金股利
我们的董事会批准了季度固定现金股息，总额为$0.242022年每股，以及#美元的可变现金股息1.10每股，这是基于2022年的结果，总计为$1.34每股。2023年2月，我们的董事会批准了固定现金股息#0.06每股，以及可变现金股息#美元0.44基于2022年第四季度业绩的每股收益。
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，我们支付了大约109百万，$11百万美元和美元19分别为我们普通股的现金股息。
公司预计未来将继续按季度派发现金股息。然而，未来股息的支付和数额仍由董事会酌情决定，并将取决于公司未来的收益、财务状况、资本要求和其他因素。
普通股
2022年3月1日，我们的董事会批准了2022年综合激励计划(简称2022年综合激励计划)，随后于2022年5月25日由股东批准。该计划授权发布2,300,000普通股。可发行的最大剩余股数为1,573,402截至2022年12月31日，这是我们普通股的剩余可供发行的股票总数，在计算了在归属未偿还的RSU和PSU奖励时将发行的证券数量，并将PSU计入最高支付水平后。在最大派息时保留的股份，如果没有最大限度地授予，则可用于未来的授予。
2018年6月27日，我司董事会通过了经修订重述的《2017年度综合激励计划》(以下简称《2017年度综合激励计划》)。本计划构成对计划(“先前计划”)的修订和重述，该计划在紧接“重新制定的奖励计划”通过之前有效。先前计划是对最初于2017年6月15日通过的计划(“2017年综合计划”)的修正和重述。重订激励计划规定，董事会或其委员会可不时酌情授予股票期权、股票增值权(“特别行政区”)、限制性股票、限制性股票单位、股票奖励、股息等价物、其他股票奖励、现金奖励和替代奖励。根据重订激励计划的奖励，可发行的普通股的最高数量为10,000,000包括根据先前计划或2017年计划授予的奖励而发行的普通股数量。
投票权。普通股每股有权获得一就普通股持有人有权投票的每一事项进行投票。普通股持有者没有累积投票权。
股息权。普通股持有人将有权从我们的董事会(“董事会”)不时宣布的合法资金中获得股息(如果有的话)。
清算权。在公司清算、解散或清盘时，我们普通股的持有者将有权按比例分享公司的资产，这些资产在偿还公司的债务和其他债务后可以合法地分配给我们普通股的持有者。
优先购买权和转换权。普通股持有者没有优先认购权、转换权或其他认购权。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
注册权协议
2018年6月28日，Berry Corp.与我们普通股和优先股的某些持有人就我们的首次公开募股(IPO)订立了经修订和重述的注册权协议(“注册权协议”)。
根据《注册权协议》，贝瑞公司于2018年12月10日向美国证券交易委员会提交了货架登记声明，并于2018年12月13日宣布生效。货架登记声明登记了所有已被指定持有人及时指定纳入的可登记证券的延迟或连续转售(定义见《登记权协议》)。一般而言，“可登记证券”包括(I)贝瑞公司就首次公开招股向注册权协议一方的股东发行的普通股及优先股，及(Ii)参与者于上述供股中购买的优先股及(Iii)优先股可转换为的普通股，惟“可登记证券”不包括根据有效注册声明或证券法第144条出售的证券。当不再有任何未偿还的可注册证券时，注册权协议将终止。
未偿还股份
截至2022年12月31日，有75,767,503已发行普通股的股份。最多可增加一名8,110,302截至2022年12月31日，根据公司2022年综合激励计划，未归属限制性股票单位和业绩限制性股票单位(假设最大限度地实现业绩目标)可以发行股票。
回购计划
在截至2022年12月31日的年度，我们回购了5百万股，价格约为$51百万美元。截至2022年12月31日，公司已累计回购10,528,704股票回购计划下的股票，价格约为$104总计一百万美元。正如此前披露的那样，公司在2022年初实施了股东回报模式，为此，公司打算将调整后的自由现金流的一部分用于机会性股票回购。
2022年4月，我们的董事会批准将102百万美元的股份回购授权，使公司剩余的股份回购授权达到$150百万美元。截至2022年12月31日，公司剩余的总股份回购权限为$98在2022年第二季度、第三季度和第四季度进行回购后，这一数字为100万美元。2023年2月，董事会批准增加1美元102百万美元用于公司的股票回购授权，使公司剩余的股份授权达到$200百万美元。董事会的授权允许本公司根据市场状况和其他因素，不时在公开市场和私下协商的交易中购买普通股，最高可达董事会批准的总金额。董事会的授权没有到期日。
我们回购了大约$22021年将达到百万股，无 in 2020.
回购可不时在公开市场、私下协商的交易或本公司全权酌情决定的其他方式进行。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停，而不需要通知，并且公司没有义务在任何时期或根本没有义务购买股票。任何回购的股份将反映为库存股，任何收购的股份将可用于一般公司用途。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
基于股票的薪酬
本公司授予的限制性股票单位(“RSU”)完全是基于时间的奖励和以业绩为基础的限制性股票单位(“PSU”)，包括(I)以业绩期间的绝对股东总回报(“绝对TSR”)和相对股东总回报(“相对TSR”)(“TSR PSU”)为衡量市场目标的奖励，以及(Ii)基于公司在业绩期间的平均投资资本现金回报(“CROIC PSU”)的奖励。视乎在三年制履约期间，授予接受者在该期间结束时实际收到的股份数量可能在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年发放的CROIC PSU的百分比，以及0%至2002022年批出的ROIC PSU的百分比。在2021年之前没有授予CROIC PSU，在2022年之前没有授予ROIC PSU。
RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允价值是使用授予日期的股票价格确定的。TSR PSU的公允价值乃采用蒙特卡罗模拟分析方法厘定，以估计本公司的股东总回报排名，包括与同业集团在业绩期间的比较。本公司普通股在授予之日的预期波动率是根据本公司和选定的指导上市公司的平均波动率估算的。股息收益率假设是基于当时的年化宣布股息。无风险利率假设是基于观察到的利率，与三年制绩效考核期。
2022年2月授予的PSU在2022年第一季度被计入责任奖励，但由于股东在2022年5月批准了2022年综合计划，在2022年第二季度被转换为股权奖励。
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，基于股票的薪酬支出约为$18百万，$14百万美元，以及$15分别为100万美元。截至2022年12月31日的年度，所得税优惠为$2百万美元。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，基于股票的薪酬所得税优惠并不是实质性的。
下表汇总了截至2022年12月31日的年度内，根据重新制定的奖励计划发放的与RSU有关的活动。RSU可以按比例分配给三年。截至2022年12月31日，与RSU相关的未确认赔偿成本约为#美元。10百万美元，将在加权平均期间确认，加权平均期约为两年.
| | | | | | | | | | | |
| 股份数量 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| (千股) |
| 截至2021年12月31日未归属 | 2,580 | | | $ | 5.67 | |
| 授与 | 1,317 | | | $ | 8.92 | |
| 既得 | (1,145) | | | $ | 6.36 | |
| 被没收 | (233) | | | $ | 6.97 | |
| 截至2022年12月31日未归属 | 2,519 | | | $ | 6.94 | |
下表汇总了在截至2022年12月31日的年度内，根据修订的奖励计划发放的与PSU有关的活动。截至2022年12月31日，与PSU相关的未确认补偿成本约为#美元。8百万美元，将在加权平均期间确认，加权平均期约为两年.
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
| | | | | | | | | | | |
| 股份数量 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| (千股) |
| 截至2021年12月31日未归属 | 2,085 | | | $ | 11.00 | |
| 授与 | 611 | | | $ | 12.03 | |
| 既得 | (36) | | | $ | 12.75 | |
| 被没收 | (59) | | | $ | 12.51 | |
| 截至2022年12月31日未归属 | 2,601 | | | $ | 11.18 | |
注7-确定缴费计划
我们根据《国税法》第401(K)条发起了一项固定供款退休计划，以帮助所有全职员工为退休或其他未来的财务需求做好准备。员工有资格在受雇之日参加401(K)计划。401(K)计划规定的匹配缴费最高可达6在2020年6月之前，公司因新冠肺炎而暂停匹配。截至2021年1月，公司恢复了该计划的相应缴款100第一个的百分比3参与者延期支付的薪酬的百分比。截至2021年7月，公司将该计划的配套缴款增加到100第一个的百分比6参与者延期支付的薪酬的百分比。
我们花费了大约$6.2百万，$1.6百万美元，以及$1.0根据401(K)计划的规定，截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
注8-所得税
我们的有效汇率从(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，主要是由于确认了与2021年税期相关的2022年美国联邦一般业务抵免，并释放了估值免税额。这些抵免可用于抵消未来的联邦所得税债务。我们的有效汇率从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于不可扣除的股票薪酬、我们税收抵免结转余额的调整和估值津贴的变化。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
所得税支出(福利)由以下部分组成：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
当期税额： | | | | | |
联邦制 | $ | 642 | | | $ | — | | | $ | — | |
状态 | 1,597 | | | 581 | | | 828 | |
当期税额总额 | 2,239 | | | 581 | | | 828 | |
递延税金： | | | | | |
联邦制 | (44,053) | | | 832 | | | 2,653 | |
状态 | (622) | | | — | | | (10,699) | |
递延税金总额 | (44,675) | | | 832 | | | (8,046) | |
当期和递延税额合计 | $ | (42,436) | | | $ | 1,413 | | | $ | (7,218) | |
联邦法定税率与有效税率的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | |
联邦法定利率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % | |
州，扣除联邦税收优惠的净额 | 6.2 | % | | 3.7 | % | | 6.3 | % | |
不可扣除的补偿 | 1.8 | % | | (24.5) | % | | — | % | |
永久性差异的影响 | (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 | % | |
国家退回规定 | (0.3) | % | | (0.2) | % | | (1.1) | % | |
| | | | | | |
更改估值免税额 | (37.3) | % | | 2.7 | % | | (28.8) | % | |
实际税率 | (20.4) | % | | (10.0) | % | | 2.8 | % | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
递延税项资产和负债的重要组成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
递延税项资产： | | | |
净营业亏损结转 | $ | 22,402 | | | $ | 40,846 | |
应计项目 | 10,728 | | | 11,731 | |
资产报废债务 | 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 | |
小计 | 176,194 | | | 174,385 | |
估值免税额 | — | | | (77,546) | |
递延税项资产总额 | 176,194 | | | 96,839 | |
递延税项负债： | | | |
在财产基础上的账面税项差异 | (133,350) | | | (98,670) | |
| | | |
递延税项负债总额 | (133,350) | | | (98,670) | |
递延税项净资产(负债) | $ | 42,844 | | | $ | (1,831) | |
截至2022年12月31日，该公司约有107联邦净营业亏损(NOL)的百万美元结转和不是结转国有净营业亏损。联邦净营业亏损结转没有到期日。此外，截至2022年12月31日，本公司拥有美国联邦一般营业税抵免结转总额为$82百万美元和州税收抵免8百万(美元)7联邦福利净额)，如果不使用，将分别在2037年和2033年结束的纳税年度后到期。
在记录递延所得税资产时，我们考虑部分或全部递延所得税资产变现的可能性是否更大。递延所得税资产的最终变现取决于在递延所得税资产可扣除期间产生的适当性质的未来应纳税所得额。我们考虑了递延所得税负债的预定冲销和这一确定的预计未来收入。截至2022年12月31日，由于本年度收入、已探明储量的公允价值和相关的未来收入预测、基于公布的市场报价的大宗商品价格预测以及现有联邦和州临时差异的逆转，以及基于这些证据的优势，我们确定有足够的积极证据得出结论，我们的递延税项资产更有可能变现。因此，我们在2022年充分释放了估值免税额，从而获得了#美元的所得税优惠。78百万美元。我们之前在截至2021年12月31日的年度记录了我们的递延税项资产的估值准备金，金额为#美元。78百万美元。
我们有不是2022年12月31日或2021年12月31日的重大不确定税收状况。我们认为未确认的福利总额在未来12个月内不会大幅增加。
我们在美国和各个州的司法管辖区都要纳税。我们目前没有受到任何联邦或州所得税当局的审计。根据各自的诉讼时效，2019年至2022年的联邦纳税年度和2018年至2022年的州纳税年度通常仍可供审查。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
注9-资产负债表和现金流量表的补充披露
综合资产负债表中报告的其他流动资产包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
预付费用 | $ | 12,330 | | | $ | 26,840 | |
| | | |
材料和用品 | 8,976 | | | 9,533 | |
| 预付存款 | 7,266 | | | 6,415 | |
石油库存 | 4,036 | | | 2,933 | |
其他 | 1,117 | | | 225 | |
其他流动资产总额 | $ | 33,725 | | | $ | 45,946 | |
截至2022年12月31日的其他非流动资产约包括6经营性租赁使用权资产，扣除摊销后为百万美元4递延融资成本，扣除摊销后的百万美元。截至2021年12月31日，其他非流动资产约包括5递延融资成本，扣除摊销后的百万美元。
综合资产负债表上的应付帐款和应计费用包括：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
应付帐款--贸易 | $ | 40,286 | | | $ | 17,699 | |
应计费用 | 85,360 | | | 62,962 | |
应付特许权使用费 | 38,264 | | | 24,816 | |
| | | |
| 温室气体责任--当前部分 | — | | | 7,513 | |
所得税负债以外的其他税种 | 6,640 | | | 8,273 | |
应计利息 | 10,885 | | | 10,736 | |
应付股息 | — | | | 4,800 | |
资产报废债务--本期部分 | 20,000 | | | 20,000 | |
经营租赁负债 | 1,666 | | | — | |
其他 | — | | | 725 | |
应付账款和应计费用总额 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
截至2022年12月31日，其他非流动负债包括约#美元。232024年到期的百万美元非流动温室气体负债，以及5百万美元的非流动经营租赁负债。在2021年12月31日，我们有$182024年到期的100万非流动温室气体责任。
关于作业说明书的补充资料
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，其他运营费用为4百万，$3百万美元，以及$6分别为百万美元。截至2022年12月31日止年度，其他营运开支主要包括约2在我们2017年出现和重组之前产生的特许权使用费审计费用，约为2剥离Piceance物业造成的百万美元损失。截至2021年12月31日止年度，其他营运开支主要包括开支$3与2017年RBL融资有关的未摊销债务发行成本，约为#亿美元3补充财产税评税、特许权使用费审计费用和坦克租赁费用100万美元；2百万美元的其他费用，如超额放弃费用和法律费用，部分
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
偏移约$2出售物业所得百万元及以上2百万美元的收入来自员工留任积分。截至2020年12月31日止年度，其他营运开支包括3百万美元的超额放弃成本，$2百万美元的油罐储存费，以及1百万台钻机待命充电。
补充现金流信息
综合现金流量表的补充披露如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
重大非现金经营活动的补充披露： | | | | | |
| 温室气体责任--从当前责任到长期责任的重新分类 | $ | 8,000 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 温室气体负债--从长期负债到流动负债的重新分类 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 33,376 | |
重大非现金投资活动的补充披露： | | | | | |
| 材料库存转移到石油和天然气资产 | $ | 2,707 | | | $ | 3,424 | | | $ | 1,596 | |
补充披露现金付款(收据)： | | | | | |
利息，扣除资本化金额后的净额 | $ | 29,792 | | | $ | 29,211 | | | $ | 29,962 | |
缴纳所得税 | $ | 3,633 | | | $ | 699 | | | $ | 222 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
附注10-收购和资产剥离
2022
Piceance剥离
2022年1月，我们完成了剥离我们在科罗拉多州的所有天然气资产，这些资产位于皮肯斯盆地。资产剥离结束时损失约为美元。2百万美元。我们2021年从这些物业生产的产品是1.2Mboe/d。
收购羚羊溪
2022年2月，我们完成了对犹他州Antelope Creek地区石油和天然气生产资产的收购，价格约为美元18百万美元。这些资产与我们现有的Uinta资产相邻，在我们收购之前生产了大约0.6Mboe/d。
购买各种石油和天然气资产
在2022年期间，我们还收购了各种石油和天然气资产，其中大部分是未经探明的资产，价值约为#美元。8总计一百万美元。
2021
C&J Well Services收购
2021年10月1日，我们收购了加州最大的油井维修和报废业务之一，该业务以CJWS的形式运营。买入价是$。53百万美元，包括主要与以下方面有关的结账调整
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
营运资金，我们用手头的现金提供资金512021年为100万美元，22022年将达到100万。CJWS的交易成本约为$3百万美元。被收购的业务活动由C&J Well Services拥有和运营，C&J Well Services是Berry Corp.的全资子公司，成立的目的是收购这些业务并建立一家独立的Well Services和放弃公司。
CJWS交易按收购会计法作为业务合并入账。在确定所取得的资产和承担的负债的公允价值时，管理层作出了重大估计、判断和假设。所取得的资产和承担的负债计入油井维修和报废部分。
下文提供的未经审核备考资料已编制为使CJWS收购生效，犹如收购发生在所述期间的开始时一样。未经审计的备考信息包括分配收购收购价格对折旧和摊销的影响，以及计入2021年期间收益的CJWS收购成本。未经审核的备考资料仅供参考，并基于公司认为适当的估计和假设。以下未经审核的备考资料并不一定代表过去收购CJWS时将会取得的业绩，且不应被用作指示本公司在本报告所述期间开始时进行收购时将会取得的经营业绩，以及我们的经营业绩或未来业绩。
| | | | | | | | | | | | |
| 形式上 | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2021 | | 2020 | |
| (未经审计) (单位：千) | |
| 收入 | $ | 664,549 | | | $ | 657,796 | | |
| 净收益(亏损) | $ | 740 | | | $ | (250,884) | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
Placerita资产剥离
2021年10月，我们的E&P部门完成了我们位于加利福尼亚州洛杉矶县文图拉盆地的Placerita field物业的出售，价格约为$14百万美元。我们记录了大约$的销售收益。22021年将达到100万。
2020
在2020年5月，我们收购了大约740北中途夕阳地块的净英亩价格约为$5百万美元。我们花了$2成交时的百万美元和剩余的美元3在2020年第四季度，我们在这处房产进行了第一次生产，支付了100万英镑。该物业毗邻并延伸了我们现有的生产区，我们已经确定了许多未来的钻探地点。我们相信，在这一资产的其他高产储集层中存在更多的机会。我们还收购了该油田现有的所有闲置油井，我们计划在不久的将来根据价格和战略决定其中一些油井恢复生产。根据我们的加州闲置油井管理计划，我们将封堵和废弃剩余的闲置油井。我们记录了一美元6该财产上现有油井的资产报废债务负债为100万美元。
我们还获得了大约267这将允许我们继续开发21z矿藏和租赁，而不需要获得第三方地面费用所有者的书面批准，用于地面费用物业上或整个地面费用物业的基础设施。收购价并不重要。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
注11-每股收益
我们计算每股基本收益(亏损)的方法是用净收益(亏损)除以每期已发行普通股的加权平均数。根据合同协议满足某些条件后可发行的普通股，被视为已发行普通股，计入每股净收益(亏损)。
RSU和PSU不是参与性证券，因为红利是可以没收的。截至2022年12月31日的年度，4,069,000递增的RSU和PSU份额包括在稀释后的每股收益计算中。截至2021年12月和2020年12月的年度，不是递增的RSU或PSU份额被计入稀释每股收益的计算中，因为它们的影响在“如果转换”方法下是反稀释的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (除每股金额外，以千计) |
基本每股收益计算 | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
加权平均普通股流通股 | 78,517 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
每股基本收益(亏损) | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | |
稀释每股收益计算 | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
加权平均普通股流通股 | 78,517 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
潜在摊薄证券的摊薄效应(1) | 4,069 | | | — | | | — | |
加权平均已发行普通股-稀释 | 82,586 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
每股摊薄收益(亏损) | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | |
__________(1)我们排除了3.3百万美元和0.1分别于截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度的经摊薄加权平均已发行普通股的合并RSU及PSU为百万，因其影响为反摊薄.
附注12-收入确认
我们按照会计准则编纂(“ASC”)606“与客户签订合同所得收入”的规定，采用修改后的追溯法对收入进行会计处理。
在报告期末未履行的履约义务仅与我们尚未销售的未来数量有关。因此，这些是完全未履行的履约义务，因为每个产品单位代表一个单独的履约义务，以及转让构成单一履约义务一部分的独特货物的完全未履行的承诺。
我们的收入来自石油、天然气和天然气液体(“NGL”)的销售，其余收入来自电力销售和营销活动。自2021年10月1日起，我们完成了对油井维修和报废业务CJWS的收购。CJWS的收入主要来自油井维修和报废业务。
以下是对我们的主要活动的描述，我们从中获得收入。当客户获得对承诺的商品或服务的控制权时，收入就被确认，其金额反映了我们期望从这些商品或服务中获得的对价。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
石油、天然气和天然气
当交付发生并将控制权移交给客户时，我们确认出售我们的石油、天然气和NGL生产的收入。我们的石油和天然气合同是短期的，通常不到一年，我们的NGL合同既有短期的，也有长期的。我们认为，一旦商品控制权转移，我们的履约义务即告履行。我们的商品销售合同是以市场价格或平均指数价格为索引的。一旦我们能够充分估计对价(即，当市场价格已知或估计时)，我们将按预期收到的金额确认收入。我们与客户的合同通常要求在以下时间内付款30开具发票后的天数。
服务收入
我们在将服务交付给客户时确认油井维修和报废业务的服务收入。当我们的客户在其网站上提供这些服务时，即可使用这些服务。当获得所有适当的客户批准时，收入被确认为每天都完成了绩效义务。我们没有任何长期服务合同；我们也没有预期在未来任何一年确认的与剩余履约义务有关的收入，也没有与未交付履约义务有关的可变对价合同。我们与客户的合同通常要求在以下时间内付款30-60开具发票后的天数。
售电
我们热电联产设施的电力输出在我们的运营中没有使用，根据市场定价出售给加州市场，其中包括容量支付。我们热电联产设施出售的部分根据市场定价，根据合同出售给加州公用事业公司。当我们与客户的合同条款下的义务得到履行时，收入就会随着时间的推移而确认；通常，这发生在电力交付时。收入是指我们基于平均指数定价预期收到的对价金额，并在交付后一个月到期支付。容量支付是基于每千瓦时固定的年度金额，月费率根据季节性而变化，这与我们赚取容量支付的方式是一致的。运力付款按月结算。我们认为我们的履约义务将在电力交付时履行，或者在容量付款的情况下向客户提供合同金额的能源。我们在合并经营报表中将电力收入报告为电力销售。
营销收入
营销收入主要包括我们与运输和营销第三方卷相关的活动。这些销售是根据与上文讨论的天然气销售相同的买家达成的协议进行的。我们认为，一旦商品控制权转移，我们的履约义务即告履行。收入不包括在将这些卷的控制权移交给客户之前发生的成本，或者当我们担任委托人时购买这些卷的成本。与第三方销售和购买有关的收入和费用在合并经营报表中分别作为营销收入和营销费用列报。2022年1月，我们出售了科罗拉多州的Piceance业务，其中包括第三方营销活动。从历史上看，这些活动几乎占了我们所有的营销收入。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
分类收入
由于采用了这一标准，我们现在被要求按分类披露以下关于与客户签订合同的收入的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 石油销售 | $ | 806,631 | | | $ | 587,613 | | | $ | 362,976 | |
| 天然气销售 | 29,515 | | | 32,679 | | | 14,041 | |
| 天然气液体销售 | 6,303 | | | 5,183 | | | 1,646 | |
| 服务收入 | 181,400 | | | 35,840 | | | — | |
| | | | | |
| 售电 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | |
| 营销收入 | 289 | | | 3,921 | | | 1,426 | |
| 其他收入 | 479 | | | 477 | | | 150 | |
| 与客户签订合同的收入 | 1,055,450 | | | 701,349 | | | 406,052 | |
| (亏损)石油和天然气销售衍生品收益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 117,781 | |
| 总收入和其他 | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | | | $ | 523,833 | |
注13-细分市场信息
截至2021年10月1日，我们已在二业务部门：(I)勘探和维修以及(Ii)良好的服务和报废。勘探和勘探部门主要从事主要位于加利福尼亚州和犹他州的陆上低地质风险、长效常规石油储量的开发和生产。2021年10月1日，我们完成了对位于加利福尼亚州的上游油井维修和报废业务的收购，成为美国公认会计准则下的一个可报告部门(油井维修和报废)。在2021年10月1日之前，我们没有超过一可报告分部，因此没有列报上期分部信息。
油井维修和报废部门偶尔会为我们的E&P部门提供服务，因此，我们记录了公司间减少了#美元。3合并期间的收入和支出为百万美元。2021年的公司间淘汰无关紧要。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
下表列出了有关本公司业务部门的独立列报期间的精选财务信息，以及在合并基础上得出本公司财务信息所需的合并和抵销分录。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| (单位：千) |
收入(1) | $ | 874,190 | | | $ | 184,448 | | | $ | (3,188) | | | $ | 1,055,450 | |
| 所得税前净收益(亏损) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (110,193) | | | $ | 207,732 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 411,811 | | | $ | 26,113 | | | $ | (57,976) | | | $ | 379,948 | |
| 资本支出 | $ | 141,930 | | | $ | 8,455 | | | $ | 2,536 | | | $ | 152,921 | |
| 总资产 | $ | 1,563,251 | | | $ | 83,461 | | | $ | (15,682) | | | $ | 1,631,030 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| (单位：千) |
收入(1) | $ | 665,509 | | | $ | 35,840 | | | $ | — | | | $ | 701,349 | |
| 所得税前净收益(亏损) | $ | 82,826 | | | $ | 1 | | | $ | (96,956) | | | $ | (14,129) | |
| 调整后的EBITDA | $ | 251,146 | | | $ | 4,310 | | | $ | (43,310) | | | $ | 212,146 | |
| 资本支出 | $ | 129,479 | | | $ | 1,029 | | | $ | 2,211 | | | $ | 132,719 | |
| 总资产 | $ | 1,450,157 | | | $ | 81,093 | | | $ | (74,771) | | | $ | 1,456,479 | |
__________
(1)这些收入不包括对冲和解。
调整后的EBITDA是向首席运营决策者(CODM)报告的指标，目的是就向每个部门分配资源和评估业绩做出决定。调整后的EBITDA按扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、衍生产品收益或亏损扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金、减值、股票补偿支出以及不寻常和不常见项目计算。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| (单位：千) |
| 调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)： | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (67,757) | | | $ | 250,168 | |
| 加(减)： | | | | | | | |
| 利息支出 | — | | | 23 | | | 30,894 | | | 30,917 | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | (42,436) | | | (42,436) | |
| 折旧、损耗和摊销 | 139,886 | | | 12,548 | | | 4,413 | | | 156,847 | |
| 衍生品损失 | 48,314 | | | — | | | — | | | 48,314 | |
| 为预定的衍生品结算支付的现金净额 | (88,023) | | | — | | | — | | | (88,023) | |
| 其他营业费用(收入) | 3,827 | | | (1,690) | | | 1,585 | | | 3,722 | |
| 股票补偿费用 | 1,361 | | | 287 | | | 15,325 | | | 16,973 | |
非经常性成本(1) | 3,268 | | | 198 | | | — | | | 3,466 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 411,811 | | | $ | 26,113 | | | $ | (57,976) | | | $ | 379,948 | |
__________
(1)非经常性成本包括2022年第一季度与收购和剥离活动有关的法律和专业服务费用以及2022年第四季度的高管换届成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| (单位：千) |
| 调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)： | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 82,825 | | | $ | 1 | | | $ | (98,368) | | | $ | (15,542) | |
| 加(减)： | | | | | | | |
| 利息支出 | — | | | — | | | 31,964 | | | 31,964 | |
| 所得税费用 | — | | | — | | | 1,413 | | | 1,413 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 136,915 | | | 2,974 | | | 4,606 | | | 144,495 | |
| 衍生品损失 | 117,822 | | | — | | | — | | | 117,822 | |
| 为预定的衍生品结算支付的现金净额 | (87,625) | | | — | | | — | | | (87,625) | |
| 其他运营费用 | 109 | | | — | | | 2,992 | | | 3,101 | |
| 股票补偿费用 | 1,100 | | | — | | | 12,683 | | | 13,783 | |
非经常性成本(1) | — | | | 1,335 | | | 1,400 | | | 2,735 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 251,146 | | | $ | 4,310 | | | $ | (43,310) | | | $ | 212,146 | |
__________
(1)非经常性成本包括#年第四季度与收购和剥离活动有关的法律和专业服务费用
2021.
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
附注14-租契
2022年第一季度，我们采用了ASC 842，采用了修改后的追溯方法，要求我们确定截至采用之日的租赁余额。以前的期间继续根据这些期间的现行会计准则进行报告。
本公司在合同开始时确定一项安排是否为租赁。如果一项安排是一项租赁，相关租赁付款的现值被记录为负债，同等金额在公司的资产负债表上作为使用权资产资本化。使用权资产代表本公司在租赁期内使用标的资产的权利，而租赁负债代表本公司支付租赁所产生的租赁款项的义务。我们一般对写字楼有长期运营租约。本公司于租赁开始日以本公司平均担保借款利率厘定的估计递增借款利率，用于计算现值。
初始租期为12个月或以下的租约不计入资产负债表，本公司按租赁期内的直线原则确认该等租约的租赁费用。
租赁费用的构成如下：
| | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的年度 | |
| | | (单位：千) | |
| 租赁费 | | | | |
| 经营租赁成本 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| 租赁净成本合计 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
下表显示了截至2022年12月31日与租赁相关的综合资产负债表信息。
| | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日 | | 资产负债表分类 |
| (单位：千) | | |
| 租契 | | | |
| 资产 | | | |
| | | |
| 经营性租赁资产 | $ | 6,325 | | | 其他非流动资产 |
| | | |
| 总资产 | $ | 6,325 | | | |
| | | |
| 负债 | | | |
| 经营租赁负债 | $ | 1,666 | | | 应付账款和应计费用 |
| 经营租赁非流动负债 | 5,213 | | | 其他非流动负债 |
| | | |
| 总负债 | $ | 6,879 | | | |
| | | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
合并财务报表附注(续)
| | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| 长期和贴现率 | | |
| 加权平均剩余租期： | | |
| | |
| 经营租赁 | | 4.3年份 |
| 加权平均贴现率： | | |
| | |
| 经营租赁 | | 5 | % |
下表列出了截至2022年12月31日所有经营租赁协议要求的未来最低租赁付款时间表。
| | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| | 经营租约 | | |
| | (单位：千) |
| 2023 | | $ | 1,963 | | | |
| 2024 | | 1,650 | | | |
| 2025 | | 1,542 | | | |
| 2026 | | 1,549 | | | |
| 2027 | | 935 | | | |
| | | | |
| 租赁付款总额 | | 7,639 | | | |
| 扣除计入的利息 | | (760) | | | |
| 租赁债务总额 | | 6,879 | | | |
| 较少的流动债务 | | (1,666) | | | |
| 长期租赁义务 | | $ | 5,213 | | | |
与租赁有关的现金流量信息补充合并报表如下：
| | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日的年度 |
| | (单位：千) |
| 为计入租赁负债的金额支付的现金 | | |
| | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | | $ | 2,128 | |
| | |
| | |
| 以经营租赁负债换取的净收益资产 | | $ | 7,956 | |
| | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
补充石油和天然气数据
(未经审计)
以下内容应与我们的合并财务报表和合并财务报表附注一起阅读。
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的费用
石油和天然气财产购置、勘探和开发所发生的费用，无论是资本化的还是计入费用的，列示如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
物业购置成本： | | | | | |
证明了(1) | $ | 28,144 | | | $ | 1,256 | | | $ | 11,597 | |
未经证实 | — | | | — | | | — | |
勘探成本 | — | | | — | | | — | |
开发成本(2) | 148,465 | | 153,821 | | 96,971 |
已发生的总成本 | $ | 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业收购成本中，包括与本公司油气物业未来资产报废债务估计数分别为220万美元、40万美元和570万美元的非现金增加。
(2)在截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的开发成本中，包括与本公司石油和天然气资产未来资产报废债务的估计相关的非现金增加，分别为2230万美元、3250万美元和1020万美元。
石油和天然气资本化成本
与石油、天然气和天然气生产活动、支助设备和设施以及天然气工厂和管道有关的资本化总成本以及适用的累计折旧、损耗和摊销列示如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 已证明的性质 | $ | 1,545,056 | | | $ | 1,308,378 | |
| 未证明的性质 | 248,073 | | | 291,514 | |
| 完全已证明性质和未证明性质 | 1,793,129 | | | 1,599,892 | |
| 减少累计折旧、损耗和摊销 | (500,578) | | | (356,509) | |
| 净资本化成本 | $ | 1,292,551 | | | $ | 1,243,383 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
补充石油和天然气数据(续)
(未经审计)
石油和天然气生产活动的成果
石油、天然气和天然气生产活动的经营结果(不包括公司间接费用、利息成本和重组项目，净额)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
生产净收入： | | | | | |
石油、天然气和天然气销售 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 378,663 | |
售电 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | |
其他与生产有关的收入 | 601 | | | 4,245 | | | 1,431 | |
生产净收入合计(1) | 873,883 | | | 665,356 | | | 405,907 | |
生产运营成本： | | | | | |
租赁运营费用 | 302,321 | | | 236,048 | | | 186,348 | |
发电费 | 21,839 | | | 23,148 | | | 16,608 | |
交通费 | 4,564 | | | 6,897 | | | 6,938 | |
与生产有关的一般和行政费用 | 962 | | | 1,338 | | | 1,766 | |
所得税以外的税项 | 39,145 | | | 46,278 | | | 34,987 | |
其他与生产有关的成本 | 299 | | | 3,811 | | | 1,380 | |
生产的总运营成本 | 369,130 | | | 317,520 | | | 248,027 | |
其他成本： | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | 141,022 | | | 137,991 | | | 135,361 | |
长期资产减值准备 | — | | | — | | | 289,085 | |
其他运营费用 | 734 | | | 2,353 | | | 5,673 | |
其他成本合计 | 141,756 | | | 140,344 | | | 430,119 | |
税前收益(亏损) | 362,997 | | | 207,492 | | | (272,239) | |
所得税支出(福利) | 74,295 | | | 57,117 | | | (83,467) | |
行动的结果 | $ | 288,702 | | | $ | 150,375 | | | $ | (188,772) | |
__________
(1)不包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度为衍生品和解支付的现金8800万美元和9200万美元，以及截至2020年12月31日的年度收到的现金1.42亿美元。
所得税的计算就好像上述结果代表了一个独立的纳税申报实体，将当前的联邦和州法定税率应用于扣除成本、扣除和扣除与石油和天然气活动相关的税收抵免和扣除后的收入，这些收入反映在本期间的综合所得税中。有关所得税的其他信息，请参阅附注8。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
补充石油和天然气数据(续)
(未经审计)
探明的石油、天然气和天然气储量
该公司已探明的石油、天然气和天然气储量以及相关的所得税前折现未来净现金流是基于独立工程公司DeGolyer和MacNaughton准备的估计。根据美国证券交易委员会规定，2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的探明储量是使用这12个月期间的平均价格来估计的，该价格是每个月的月初价格的非加权平均，不包括基于未来情况的升级。以下是对该公司已探明石油、天然气和NGL储量估计数量的净权益变化的分析，这些储量都可归因于位于美国的资产：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然气
MMCF | | 总计
MBOE |
| 总探明储量： | | | | | | | |
| 年初 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
| 扩展和发现 | 22,787 | | | 546 | | | 13,102 | | | 25,517 | |
| 对先前估计数的修订 | (6,474) | | | 359 | | | 1,481 | | | (5,868) | |
| 就地购买矿物 | 5,300 | | | — | | | 10,706 | | | 7,084 | |
| 矿产销售到位 | (61) | | | — | | | (24,861) | | | (4,205) | |
| 生产 | (8,776) | | | (144) | | | (3,724) | | | (9,541) | |
| 年终 | 98,577 | | | 2,020 | | | 59,158 | | | 110,456 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | |
| 年初 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
| 年终 | 53,632 | | | 1,413 | | | 44,601 | | | 62,478 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | |
| 年初 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
| 年终 | 44,945 | | | 607 | | | 14,557 | | | 47,978 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然气
MMCF | | 总计
MBOE |
总探明储量： | | | | | | | |
年初 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
| 扩展和发现 | 2,937 | | | 60 | | | 2,593 | | | 3,429 | |
| 对先前估计数的修订 | 1,734 | | | 598 | | | 40,574 | | | 9,094 | |
| 就地购买矿物 | 48 | | | — | | | — | | | 48 | |
| 矿产销售到位 | (24) | | | — | | | — | | | (24) | |
| 生产 | (8,829) | | | (141) | | | (6,312) | | | (10,022) | |
年终 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
已探明的已开发储量： | | | | | | | |
年初 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
年终 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
已探明的未开发储量： | | | | | | | |
年初 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
年终 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
补充石油和天然气数据(续)
(未经审计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然气
MMCF | | 总计
MBOE |
总探明储量： | | | | | | | |
年初 | 129,773 | | | 1,180 | | | 44,815 | | | 138,422 | |
| 扩展和发现 | 733 | | | — | | | — | | | 733 | |
| 对先前估计数的修订 | (31,494) | | | (307) | | | (12,352) | | | (33,860) | |
| 就地购买矿物 | 104 | | | — | | | — | | | 104 | |
| 矿产销售到位 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生产 | (9,181) | | | (131) | | | (6,864) | | | (10,456) | |
年终 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
已探明的已开发储量： | | | | | | | |
年初 | 74,102 | | | 1,054 | | | 39,063 | | | 81,667 | |
年终 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
已探明的未开发储量： | | | | | | | |
年初 | 55,670 | | | 127 | | | 5,752 | | | 56,756 | |
年终 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
以上表格包括以6 mcf/1桶的比率显示的以boe表示的天然气储量估计量的变化。
截至2022年12月31日的年度，已探明储量增加约13毫米波至约110毫米波。截至2022年12月31日的一年，包括对先前估计的6Mboe负全面修正。2022年，我们在加利福尼亚州经历了7 mm boe的负修订，这部分被落基山脉1 mm boe的正修订所抵消。负面的其他修订主要是由于我们在北中途-日落油田的热硅藻土开发计划发生了变化。由于大宗商品价格上涨，价格驱动的正向修正为2 mm boe。延伸和发现使已探明储量增加了26Mboe。2022年1月，我们剥离了Piceance盆地的资产，并移走了科罗拉多州约4Mmboe的已探明储量。2022年2月，我们收购了Antelope Creek，并在犹他州增加了7Mboe的已探明储量。
截至2021年12月31日的年度，已探明储量增加约2毫米波至约97毫米波。截至2021年12月31日的一年，包括对先前估计的积极全面修正的9 Mboe。由于大宗商品价格的上涨，价格驱动的正面修正为18 mm boe。2021年，我们在加利福尼亚州经历了10 mm boe的负技术修订，这部分被落基山脉1 mm boe的正技术修订所抵消。负面的技术修订主要是由于我们Hill Tulare物业的开发计划发生了战略性变化，改为更专注于加密钻井，而不是扩大我们已探明的开发区域，以及对我们的热硅藻土开发计划进行了调整。扩建和发现使已探明储量增加了3Mboe。
截至2020年12月31日止年度，已探明储量减少约43毫米波至约95毫米波。截至2020年12月31日的一年，包括对先前估计的34 Mboe负修正。价格驱动的修正为31 mm boe，占总修正的91%，这是由于2020年经历的大宗商品价格大幅下降。性能修订减少了3 mm boe，占总修订的9%。仅在我们加利福尼亚州的物业中进行的扩建和发现，使已探明储量增加了1 Mboe。负面的业绩修正，以及延伸和发现的小幅增长，是2020年开发资本投资非常有限的结果，这是新冠肺炎疫情造成的市场状况所必需的，而欧佩克+在减产问题上的争端加剧了这一情况。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
补充石油和天然气数据(续)
(未经审计)
未来净现金流量贴现的标准化计量
现将有关已探明储量的未来现金流量折现标准计量的资料摘要如下。未来现金流入是通过将与公司已探明储量有关的适用价格应用于这些储量的年终数量来计算的。未来生产、开发、场地恢复和废弃成本是根据假设现有经济状况持续存在的当前成本计算得出的。有关所得税的其他信息，请参阅附注8。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位为千，不包括价格) |
未来现金流入 | $ | 9,501,374 | | | $ | 5,879,599 | | | $ | 3,657,907 | |
未来生产成本 | (3,909,452) | | | (2,589,043) | | | (2,091,021) | |
未来开发成本(1) | (1,068,890) | | | (808,295) | | | (830,028) | |
未来所得税费用(2) | (1,000,268) | | | (484,358) | | | (1,646) | |
未来净现金流 | 3,522,764 | | | 1,997,903 | | | 735,212 | |
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (1,448,999) | | | (764,632) | | | (219,033) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
代表性价格：(3) | | | | | |
布伦特原油(Bbl) | $ | 100.25 | | | $ | 69.47 | | | $ | 41.77 | |
Henry Hub天然气公司(MMBTU) | $ | 6.40 | | | $ | 3.64 | | | $ | 2.03 | |
| | | | | |
__________
(1)未来开发成本包括场地恢复和废弃成本。
(2)未来所得税支出以现行法定税率为基础，并根据石油和天然气资产的计税基础以及适用的税收抵免、扣除和免税额进行调整。
(3)根据美国证券交易委员会的规定，储备是使用12个月期间的平均价格来估计的，该价格是每个月的月初价格的非加权平均，不包括基于未来情况的升级。用于估计储量的平均价格在储量的有效期内保持不变。
目录表
财务报表和补充数据索引
贝瑞公司(Berry Corporation)
补充石油和天然气数据(续)
(未经审计)
下表汇总了未来现金流量贴现的标准化计量的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
标准化措施--年初 | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | | | $ | 1,466,137 | |
与未来生产有关的销售和转让价格以及生产成本的净变化 | 830,294 | | | 1,140,342 | | | (1,135,565) | |
估计未来开发成本的变化 | 42,747 | | | 8,215 | | | 198,009 | |
期间生产的石油、天然气和天然气的销售和转让 | (496,069) | | | (336,031) | | | (149,806) | |
扩展、发现和改进恢复带来的净变化 | 476,114 | | | 56,504 | | | 11,621 | |
就地购买矿物 | 139,637 | | | 830 | | | 1,668 | |
矿产销售到位 | (14,684) | | | (5) | | | — | |
因修改数量估计数而产生的净变化 | (182,173) | | | 217,921 | | | (329,680) | |
在此期间发生的先前估计的开发成本 | 30,358 | | | 48,488 | | | 2,762 | |
折扣的增加 | 151,334 | | | 52,015 | | | 180,673 | |
生产率和其他方面的变化 | 132,917 | | | (195,093) | | | (69,293) | |
所得税净变动 | (269,981) | | | (276,094) | | | 339,653 | |
净增加(减少) | 840,494 | | | 717,092 | | | (949,958) | |
标准化措施--年终 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
折现未来净现金流量的标准化计量并不代表公司石油和天然气资产的重置成本或公允价值。所提供的数据不应被视为代表现有探明储量的预期现金流或现值，因为计算是基于大量估计和假设。随着时间的推移，需要对生产和相关支出进行预测，需要进一步估计管道的可用性、需求率和政府控制。未来的实际价格和成本可能与计算报告数额时使用的当前价格和成本有很大不同。对报告数额的任何分析或评价都应具体认识到所采用的计算方法及其固有的局限性。
下表汇总了平均销售价格和生产成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
加权平均已实现价格： | | | | | | | |
| | | | | | | |
不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | | | $ | 39.56 | | | |
天然气(美元/mcf) | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | | | $ | 2.08 | | | |
NGL($/bbl) | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | | | $ | 12.57 | | | |
| | | | | | | |
生产成本(每桶)： | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | $ | 17.86 | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
根据交易所法案第13a-15和15d-15规则，我们的首席执行官和副总裁总裁、首席财务官和首席会计官监督并参与了我们对截至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)规则所定义)的评估。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们根据交易所法案提交的报告中要求披露的信息已经积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于需要披露的决定，并在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2022年12月31日，我们的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
注册会计师事务所财务报告内部控制管理年度报告及认证报告
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，负责根据《交易所法案》第13a-15(F)条的规定，建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们对财务报告的内部控制旨在为财务报告的可靠性以及根据公认会计原则编制外部综合财务报表提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间的有效性进行任何评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
我们的管理层使用COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中的标准对截至2022年12月31日的公司财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据这项评估，我们的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2022年12月31日起有效。
根据美国证券交易委员会的规则，管理层的报告不需要经过我们的独立注册会计师事务所的认证，该规则允许我们在本年度报告中只提供Form 10-K的管理层报告。因此，这份10-K表格的年度报告不包括这样的证明。
公司财务报告内部控制的变化
公司管理层负责建立和保持对财务报告的充分内部控制，如《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条所定义。在截至2022年12月31日的季度内，公司对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对公司财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9B。其他信息
2022年11月，我们宣布了与新战略相关的变革性领导层继任，并更加关注股东最大化。自2023年1月1日起生效的继任计划包括总裁和首席执行官、首席财务官和首席运营官的角色交接。前董事会主席、首席执行官兼首席执行官总裁辞去总裁和贝瑞公司首席执行官的职务，转任执行主席一职。在史密斯先生过渡到执行主席的同时，董事会任命时任执行副总裁总裁和首席运营官费尔南多·阿劳霍为首席执行官，从2023年1月1日起生效。首席运营官的职位被取消。
在史密斯先生从总裁离职的同时，我们当时的常务副法律顾问兼公司秘书总裁晋升为总裁，从2023年1月1日起生效，负责监督财务(包括内部审计和IT)、法律、人力资源(HR)以及健康、安全和环境(HSE)职能。
此外，时任执行副总裁总裁的首席财务官兼董事会成员凯里·贝茨先生不再担任执行副总裁总裁的首席财务官职务，时任首席会计官的Mike·赫尔姆先生晋升为副首席财务官总裁，自2023年1月1日起生效。赫尔姆还将继续担任首席会计官。自2023年1月1日起，贝茨在过渡期担任赫尔姆的战略顾问。2023年2月21日，董事会决定从2023年3月3日起终止贝茨先生的聘用是合适的；在终止他的任期的同时，他将辞去董事会的职务。他从董事会辞职并不是因为与我们有任何分歧。贝茨先生将获得他有权获得的遣散费和股权奖励，如果公司根据他的雇佣协议以及他与贝瑞公司签订的限制性股票单位和业绩股票奖励以外的原因终止合同，他将获得该公司有权获得的遣散费和股权奖励。他指出，贝茨先生和贝瑞公司已经就由于此次终止而授予的股权奖励达成了共同协议，至少部分将以现金的形式结算，而不是普通股。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
本第10项所要求的信息通过参考我们为2023年股东年会提交的最终委托书而并入本文，该委托书将于2022年12月31日后120天内根据第14A条提交给美国证券交易委员会。
本公司董事会已通过一项适用于所有高级职员、董事及雇员的商业行为守则，该守则可于本公司网站(WWW.Bry.com/可持续性/治理)。吾等拟于本公司修订或豁免商业行为守则条文后四个营业日内，于本公司网站上上述指定地址张贴该等资料，以符合表格8-K第5.05项有关修订或豁免本公司商业行为守则条文的披露规定。
项目11.高管薪酬
本第11项所要求的信息通过参考我们为2023年股东年会提交的最终委托书而并入本文，该委托书将于2022年12月31日后120天内根据第14A条提交给美国证券交易委员会。
项目12.某些受益所有人和管理层的担保所有权
本第12项所要求的信息是通过参考我们为2023年股东年会根据第14A条提交给美国证券交易委员会的最终委托书而纳入的，该委托书将于2022年12月31日起120天内提交。另见第二部分--项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券--根据股权补偿计划授权发行的证券。
第十三项特定关系和关联交易与董事独立性
第13项所要求的信息是参考我们为2023年股东年会提交的最终委托书而纳入的，该委托书将于2022年12月31日后120天内根据第14A条提交给美国证券交易委员会。
项目14.主要会计费用和服务
我们的独立注册会计师事务所是毕马威会计师事务所, 德克萨斯州达拉斯，审计师事务所ID：185.
本第14项所要求的信息是参考我们为2023年股东年会提交的最终委托书而纳入的，该委托书将于2022年12月31日后120天内根据第14A条提交给美国证券交易委员会。
第IV部
项目15.展品
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| | |
| 2.1 | | 修订了Linn Acquisition Company，LLC和Berry Petroleum Company，LLC的第11章联合重组计划，日期为2017年1月25日(通过参考公司S-1表格注册声明(第333-226011号文件)附件2.1并入) |
| 3.1 | | 第二次修订和重新修订的贝瑞石油公司注册证书(通过参考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.1合并而成) |
| 3.2 | | Berry Corporation(Bry)的第三次修订和重新修订的章程(通过参考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.2而并入) |
| 3.3 | | 贝瑞石油公司A系列可转换优先股指定证书(参照公司S-1表格注册说明书附件3.4(第333-226011号文件)) |
| 3.4 | | 指定证书修订证书(参考2018年7月30日提交的表格8-K的附件3.1并入) |
| 4.1 | | Berry Petroleum Corporation普通股证书表格(参照公司S-1表格注册说明书附件4.1(第333-226011号文件)) |
| 4.2 | | 贝瑞石油公司A系列可转换优先股证书格式(引用S-1表格注册说明书附件4.2(第333-226011号文件)) |
| 4.3 | | 作为受托人的Berry Petroleum Company，LLC，Berry Petroleum Corporation和Wells Fargo Bank，N.A.之间日期为2018年2月8日的契约(通过参考公司S-1表格注册说明书附件4.3(文件编号333-226011)合并) |
| 4.4 | | 根据《1834年交易法》第12条注册的注册人证券说明(参考2020年2月27日提交的公司年度报告10-K表的附件4.4) |
| 10.1 | | 修改和重新签署的Berry Petroleum Corporation与某些持股方之间的股东协议(通过参考2018年7月30日提交的Form 8-K表10.1并入) |
| 10.2 | | 2018年6月28日修订和重新签署的Berry Petroleum公司及其持有人之间的注册权协议(通过引用公司S-1表格注册声明的附件10.4(文件第333-226011号)并入) |
| 10.3† | | 贝瑞石油公司和亚瑟·特雷姆·史密斯之间的执行主席协议，2023年1月1日生效。(通过引用2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.1而并入)。 |
| 10.4† | | Berry Petroleum Company，LLC和Cary D.Baetz之间的第二次修订和重新签署的高管雇佣协议，2020年3月1日生效(通过引用2020年3月30日提交的Form 8-K表10.1并入) |
| 10.5† | | Berry Petroleum Company，LLC和Danielle Hunter之间的高管雇佣协议第二次修订和重新签署，2023年1月1日生效。(参考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.3并入) |
| 10.6† | | 由Berry Petroleum Company，LLC和Fernando Araujo修订和重新签署的雇佣协议，2023年1月1日生效。(参考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.2并入) |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| 10.7† | | 贝瑞石油有限责任公司与Mike·赫尔姆之间的修订和重新签署的雇佣协议，2023年1月1日生效。(参考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.4并入) |
| 10.8† | | 修订和重新修订Berry Petroleum Corporation 2017年综合激励计划，日期为2018年3月7日(通过参考公司S-1表格注册说明书(第333-226011号文件)附件10.8并入) |
| 10.9† | | Berry Petroleum Corporation为执行副总裁以外的员工提供的限制性股票单位奖励协议格式(通过引用S-1表格注册声明的附件10.9并入(第333-226011号文件)) |
| 10.10† | | 贝瑞石油公司执行副总裁限制性股票单位奖励协议格式(通过引用S-1表格注册说明书附件10.10并入(第333-226011号文件)) |
| 10.11† | | 贝瑞石油公司形式的董事限制性股票奖励协议(通过引用公司S-1表格注册声明的附件10.11(文件第333-226011号)并入) |
| 10.12† | | 贝瑞石油公司为执行副总裁以外的员工提供的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的格式(通过引用S-1表格注册声明的附件10.12并入(文件编号333-226011)) |
| 10.13† | | 贝瑞石油公司执行副总裁基于业绩的限制性股票奖励协议的格式(通过引用S-1表格注册声明的附件10.13并入(文件编号333-226011)) |
| 10.14† | | 第二次修订和重新修订了Berry Petroleum Corporation 2017年综合激励计划，日期为2018年6月27日(通过引用S-8注册声明附件4.3(文件第333-226582号)并入) |
| 10.15† | | 2017年6月15日的Berry Petroleum Corporation 2017年综合激励计划(通过引用附件10.15并入公司S-1表格注册说明书(第333-226011号文件)) |
| 10.16† | | Berry Petroleum Corporation为高管以外的员工提供的限制性股票单位奖励协议表格(通过引用2019年3月8日提交的公司10-K表格年度报告的附件10.19并入) |
| 10.17† | | Berry Petroleum Corporation针对高管的限制性股票单位奖励协议格式(通过参考公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度报告的附件10.20并入) |
| 10.18† | | Berry Petroleum Corporation的限制性股票单位董事奖励协议格式(通过引用附件10.21并入公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度报告) |
| 10.19† | | Berry Petroleum Corporation为高管以外的员工提供的基于业绩的限制性股票单位奖励协议(通过引用公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度报告的附件10.22而并入) |
| 10.20† | | Berry Petroleum Corporation针对高管的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的格式(通过引用公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度报告的附件10.23并入) |
| 10.21† | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划，日期为2022年3月1日(通过参考2022年5月4日提交的公司10-Q季度报告的附件10.1并入) |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| 10.22† | | Berry Corporation(Bry)2022年综合激励计划-基于业绩的限制性股票单位奖励协议与总股东回报业绩标准的形式(通过引用公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.2并入) |
| 10.23† | | Berry Corporation(Bry)2022年综合激励计划-符合CROIC绩效标准的基于业绩的限制性股票奖励协议的形式(通过引用公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.3并入) |
| 10.24† | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-与C&J Well Services ROCI绩效标准签订的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的形式(高管聘用协议)(通过引用2022年5月4日提交的公司10-Q季度报告的附件10.4纳入) |
| 10.25† | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-与C&J Well Services ROCI绩效标准签订的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的形式(通过引用本公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.5并入) |
| 10.26†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划--高管限制性股票奖励协议格式 |
| 10.27†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-采用绝对股东总回报业绩标准的基于业绩的限制性股票奖励协议形式 |
| 10.28 | | 赔偿协议书表格(参照公司S-1表格注册说明书附件10.16(第333-226011号文件)) |
| 10.29 | | Berry Petroleum Corporation、Oaktree Value Opportunities Fund Holdings，L.P.和Oaktree Opportunities X Fund Holdings(特拉华州)之间的股票购买协议，日期为2018年7月17日(通过参考2018年7月30日提交的Form 8-K表10.2并入) |
| 10.30 | | Berry Petroleum Corporation与Benefit Street Partners的某些附属基金之间的股票购买协议，该协议于2018年7月17日在其附表1中指名(通过参考2018年7月30日提交的表格8-K的附件10.3并入) |
| 10.31 | | 由Berry Petroleum Company，LLC作为借款人，Berry Petroleum Corporation作为担保人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作为行政代理和开证行，以及某些贷款人和其他各方签订的信贷协议，日期为2021年8月26日(通过参考2021年8月27日提交的表格8-K的附件10.1合并而成) |
| 10.32 | | 信贷协议第一修正案，日期为2021年12月8日，由Berry Petroleum Company，LLC作为借款人，Berry Petroleum Corporation作为担保人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作为行政代理和开证行，以及某些贷款人和其他各方(通过参考2021年12月10日提交的Form 8-K的附件10.1合并) |
| 10.33 | | 信贷协议第二修正案，日期为2022年5月2日，由Berry Petroleum Company，LLC作为借款人，Berry Corporation(Bry)作为担保人，JP Morgan Chase Bank，N.A.作为行政代理和贷款人各方(通过参考2022年5月4日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.6合并) |
| 10.34 | | 由Berry Corporation(Bry)作为担保人，与Berry Petroleum Company，LLC作为借款人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作为行政代理人和开证行，以及贷款人之间于2022年5月27日签署的信贷协议第三修正案(通过参考2022年6月1日提交的表格8-K的附件10.1合并而成) |
| 10.35* | | C&J Well Services，LLC和CJ Berry Well Services Management，LLC作为借款人，Tri Counties Bank作为贷款人，于2022年8月9日签订的循环贷款和担保协议，以及2022年8月9日的相关本票 |
| 21.1* | | 贝瑞公司(Bry)子公司名单 |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| 23.1* | | 毕马威有限责任公司同意 |
| 23.2* | | DeGolyer和MacNaughton的同意 |
| 31.1* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官的认证 |
| 31.2* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官的认证 |
32.1* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条颁发首席执行官和首席财务官证书。 |
99.1* | | 截至2022年12月31日的DeGolyer和MacNaughton的报告 |
101.INS* | | 内联XBRL实例文档(该实例文档不会出现在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中) |
101.SCH* | | 内联XBRL分类扩展架构文档 |
101.CAL* | | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
101.DEF* | | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
101.LAB* | | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase数据文档 |
101.PRE* | | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
| | |
__________
(*)随函送交存档。
(†)指管理合同或补偿计划或安排。
项目16.表格10-K摘要
不适用。
常用术语词汇
以下是本报告中可能使用的某些术语的缩写和定义，这些术语在石油和天然气行业中经常使用：
“AROs” 指资产报废义务。
“调整后的EBITDA是一种非GAAP财务衡量标准，定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金后的衍生产品收益或损失、减值、股票补偿支出以及不常见和不常见的项目。
“调整后自由现金流它的定义是运营现金流减去定期固定股息和维护资本。
“调整后的总务和行政费用是一种非GAAP财务衡量标准，其定义为扣除非现金股票补偿支出以及非常和不常见成本调整后的一般和行政费用。
“调整后净收益(亏损)是一种非GAAP财务衡量标准，定义为扣除为预定的衍生品结算而收到或支付的现金、不寻常和不常见项目以及使用我们的有效税率进行这些调整的所得税支出或收益后，经衍生品收益或亏损调整的净收益(亏损)。
“应用编程接口重力是指石油液体的相对密度，以度为单位，以美国石油学会开发的比重标尺为基础。
“海盆“指沉积岩堆积较厚的大片区域。
“Bbl“指一个储油桶，或42美国加仑液体体积，用于指油或其他液态碳氢化合物。
“Bcf“指十亿立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“博莱姆“对美国土地管理局来说。
“英国央行指桶油当量，使用一桶石油、凝析油或天然气液体与六立方英尺天然气的比率来确定。
“BoE/d“是指每天的boe。
“布伦特原油“是指北海英国布伦特油田生产的每桶轻质低硫原油以美元支付的参考价格。
“b图为“指一英制热量单位--一种将一磅水在海平面上升高1华氏度所需能量的测量单位。
“总量管制和交易是由2006年全球变暖解决方案法案在加利福尼亚州建立的全州范围的计划，该法案概述了从2013年温室气体排放开始并目前延长至2030年的可强制执行的遵守义务。
“清洁水规则“指的是美国环保署和美国陆军工程兵团在2015年8月发布的规定，该规定扩大了联邦对湿地和其他类型水域的管辖权范围。
“完成“指为生产石油或天然气而安装永久性设备。
“凝析油“指在原始储集层温度和压力下存在于气相中的碳氢化合物混合物，但当生产时，在表面压力和温度下是在液态中。
“CPUC是加州公用事业委员会的缩写。
“副署长及助理署长“指折旧、耗尽和摊销。
“开发钻探” or “开发井“指在以前发现的油田中钻至已知产油层的井，通常抵消同一或邻近石油和天然气租约上的产油井。
“硅藻土“指主要由硅质硅藻贝壳组成的沉积岩。
“差动“指石油或天然气的价格从既定的现货市场价格调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置的差异。
“向下间距“意味着在已知的生产井之间钻更多的井，以更好地开发油气藏。
“HSE”是健康、安全和环境的缩写。
“环境保护局是美国环境保护局的缩写。
“易办事“是每股收益的缩写。
“勘探活动“指石油和天然气作业的初始阶段，包括开发前景或业务和钻探探井。
“FASB“是财务会计准则委员会的缩写。
“字段“指由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上，或与之有关。
“形成“指具有不同于附近岩石的明显特征的一层岩石。
“压裂指的是在岩石内部机械地引起与变质岩石中的叶理或解理无关的裂缝或表面破裂，以便通过将孔隙连接在一起来增强岩石的渗透性。
“公认会计原则“是美国公认会计原则的缩写。
“燃气” or “天然气“指自然存在于地下水库中的较轻碳氢化合物和相关的非碳氢化合物物质，在大气条件下，这些物质基本上是气体，但可能含有液体。
“温室气体” or “温室气体是温室气体的缩写。
“总英亩” or “格罗斯·韦尔斯“指我们拥有营运权益的总英亩或水井。
“由生产部门持有“指矿产租约所涵盖的面积，只要该物业生产的石油或天然气的最低支付量为零，该租约即可永久保留公司经营该物业的权利。
“亨利·哈勃是路易斯安那州埃拉斯天然气管道系统的配送中心。
“水力压裂“指的是通过在高压下迫使流体和支撑剂(通常是砂)的混合物进入地层来刺激生产的过程。这会在储集岩中产生人工裂缝，从而增加渗透率。
“水平钻井“是指横向钻进的井筒。
“加密钻井“是指在比现有井距小的情况下再钻一口或多口井，以便更充分地排干油层。
“注水井“指注入水、气体或蒸汽的井，其主要目标通常是维持储层压力和/或提高碳氢化合物采收率。
“IOR这意味着提高了石油采收率。
“首次公开募股(IPO)” 是首次公开募股的缩写。
“LCFS是低碳燃料标准的缩写。
“租契“是指在石油或天然气资产中的全部或部分权益，授权租约所有人钻探、生产和销售石油和天然气，以换取任何或所有租金、奖金和特许权使用费。租约通常是从私人土地所有者那里获得的(收费租赁)，以及从联邦和州政府手中获得的土地面积。
“伦敦银行同业拆借利率是伦敦银行间同业拆借利率的缩写。
“mbBLL“指一千桶石油、凝析油或天然气凝析油。
“mb提单/日“表示每天MBbl。
“mboe”的意思是1000桶油当量。
“mboe/d“意思是每天的mboe。
“mCf“指1000立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“MMBBLL“指100万桶石油、凝析油或天然气。
“Mmboe”指的是100万桶油当量。
“MMB图为“是指一百万个BTU。
“MMBTU/d“是指每天MMMTU。
“嗯Cf“指一百万立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“嗯Cf/d“表示每天的Mmcf。
“兆瓦“意思是兆瓦。
“MWHs“意思是兆瓦时。
“纳斯达克“是指纳斯达克全球精选市场。
“《国家环境政策法》是国家环境政策法案的缩写，该法案要求仔细评估石油和天然气生产活动对联邦土地的环境影响。
“净英亩” or “净水井“指在总英亩或油井(视属何情况而定)内所拥有的零碎工作权益的总和，以整数及其分数表示。
“净营收利息“指所有工作利益，减去所有特许权使用费、最高特许权使用费、非参与性特许权使用费、净利润利息或石油和天然气生产的类似负担。
“NGA是《天然气法案》的缩写。
“NGL” or “NGL“指天然气液体，即天然气中所含的碳氢化合物液体。
“NRI是净营收利息的缩写。
“纽约商品交易所“指纽约商品交易所。
“油“指原油或凝析油。
“欧佩克是石油输出国组织的缩写。
“运算符“是指就油井或天然气井的勘探、开发和生产或租赁向工作利益所有人负责的个人或公司。
“场外交易” 意味着场外交易
“朋友们“是项目批准函的缩写。
“PCAOB是上市公司会计监督委员会的缩写。
“PDNP是已探明的开发非生产的缩写。
“PDP“是探明开发生产的缩写。
“渗透性“意味着岩石传输液体的能力，或对岩石能力的测量。
“玩“是指区域分布的石油和天然气聚集区。资源区的特点是连续的、空中广泛的油气聚集。
“PPA“是购电协议的缩写。
“生产成本“指操作和维护油井及相关设备和设施的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本，以及这些油井和相关设备和设施的运营和维护的其他成本。有关生产成本的完整定义，请参阅美国证券交易委员会的S-X规则第4-10(A)(20)条。
“高产井“指正在生产石油、天然气或天然气的油井或能够生产的油井。
“支撑剂“指的是在水力压裂处理后，与压裂液混合以保持裂缝打开的大小颗粒。
“展望“是指根据支持地质、地球物理或其他数据，以及使用合理预期的价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。
“已探明已开发储量“是指在现有设备和作业方法下，可通过现有油井回收的储量。
“已探明已开发生产储量“是指利用现有设备和作业方法通过现有油井开采的储量。
“已探明储量“是指石油、天然气和天然气液体的估计数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，从某一特定日期起，从已知的储油层开始，在现有的经济条件、经营方法和政府条例下，在提供经营权的合同到期之前，石油、天然气和天然气液体的估计数量是经济可行的，除非有证据表明，无论采用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
“已探明的未开发钻探地点“指可在符合间距规则的情况下钻探开发井以回收已探明未开发储量的地点。
“已探明未开发储量” or “布丁“指已探明储量，预计可从未钻探面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理的。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。已探明未开发储量的估计不应归因于考虑应用注液或其他改进开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。
“PSU“指以业绩为基础的限制性股票单位
“PV-10是一种非公认会计准则财务指标，代表已探明石油和天然气储量的估计未来现金流入的现值，减去未来开发和生产成本，以10%的年利率贴现，以反映未来现金流的时间安排，并使用美国证券交易委员会规定的当期定价假设。虽然这一计量不包括所得税的影响，但它确实提供了公司在与其他公司比较的基础上以及在不同时期的相对价值的指示性表示。
“QF“指符合条件的设施。
“已实现价格“意味着现货市场价格减去所有预期的质量、运输和需求调整。
“合理的确定性“意味着高度的自信。有关合理确定性的完整定义，请参阅美国证券交易委员会S-X规则第4-10(A)(24)条。
“重新完成“指在先前已完井的地层以外的地层中完成现有井筒的生产。
“相对TSR“是指股东的相对总回报。
“储量“是指在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计可在经济上生产的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏的已知油藏明显隔开的地区(即，没有油藏、油藏结构较低或测试结果为阴性)。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。
“水库“指一种多孔、可渗透的地下地层，含有可采天然气和/或石油的自然积聚，受到不透水岩石或水屏障的限制，是独立的，与其他储集层分开。
“资源“是指估计存在于自然堆积中的石油和天然气的数量。可以估计资源的一部分是可回收的，而另一部分可以被认为是不可回收的。资源既包括已发现的，也包括未发现的。
“版税“指支付给矿业权所有人的份额，以石油和天然气生产和销售的毛收入的百分比表示，不受与受影响油井的钻探、完成和运营有关的费用的影响。
“专利权使用费权益“是指在石油和天然气财产中的权益，使所有者有权分享石油和天然气生产，而不产生勘探、开发和生产运营的成本。
“RSU“是限制性股票单位的缩写。
“SARS”是股票增值权的缩写。
“美国证券交易委员会定价“是指根据美国证券交易委员会现行指导方针和会计规则确定的石油和天然气价格参数计算的价格，该规则基于截至给定日期止的12个月中每个月的石油和天然气价格的未加权算术平均。
“地震数据指通过向地球发射能量波并记录波反射以指示地下岩层的类型、大小、形状和深度的勘探方法产生的数据。二维地震提供二维信息，三维地震提供三维视图。
“间距“是指同一油层的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位，例如40英亩，通常由监管机构确定。
“汽水泛滥“是指循环或连续注汽。
“标准化测量“指通过将年终价格应用于已探明储量的估计未来产量而估计的贴现未来现金流量净额。未来现金流入减去根据期末成本估计的未来生产和开发成本，以确定税前现金流入。未来所得税(如果适用)是通过对石油和天然气资产税前现金流入超出我们税基的部分适用法定税率来计算的。未来所得税后的现金净流入使用10%的年贴现率进行贴现。
“刺激指的是在岩石内部机械地引起与变质岩石中的叶理或解理无关的裂缝或表面破裂，以便通过将孔隙连接在一起来增强岩石的渗透性。
“脱衣定价指使用美国证券交易委员会当前指导方针和会计规则确定的石油和天然气价格参数计算的价格，但不包括基于某一给定日期有效的洲际交易所(布伦特)石油和纽约商品交易所Henry Hub天然气合约平均价格以反映截至该日期的市场预期的定价。
“超级基金“是CERLA的一个众所周知的术语。
“UIC是地下注水控制程序的缩写。
“非常规资源玩法“是指使用传统垂直井开采以外的方法的资源游戏。非常规资源被困在低渗透率的储层中，这意味着石油或天然气很少或根本没有能力通过岩石流入井筒。举例非常规石油资源包括油页岩、油砂、超稠油、气制油和煤制油。
“未开发面积“指未钻探或完成油井的租赁英亩，不论这些面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的石油和天然气。
“单位“是指将一个储油层或油田的所有或基本上所有权益合并起来，而不是单一的区域，以便在不考虑单独的财产权益的情况下进行开发和运营。此外，统一协议所涵盖的区域。
“未探明储量“指的是被认为比已探明储量更不确定的储量。未探明储量可进一步细分，以表示可采矿性的不确定性逐渐增加，并包括可能储量和可能储量。
“井筒指在已完成的油井上为生产自然资源而配备的钻头所钻的孔。也称为井或井眼。
“工作利益“指石油和天然气租赁权中的权益，持有者有权自费在租赁财产上进行钻探和生产作业，并在扣除土地所有人的特许权使用费、任何最重要的特许权使用费、生产成本、税收和其他成本后，获得可归因于该权益的净收入。
“修井“是指对生产井进行维护，以恢复或增加产量。
“WST是油井刺激治疗的缩写。
“WTI“指的是西德克萨斯中质油。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | |
| | 贝瑞公司(Berry Corporation) |
| | |
| 日期： | 2023年2月27日 | /s/费尔南多·阿劳霍 |
| | 费尔南多·阿劳霍 |
| | 首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | |
| 日期 | 签名 | 标题 |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/费尔南多·阿劳霍 | 首席执行官 |
| 费尔南多·阿劳霍 | (首席行政主任) |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/M.S.舵手 | 总裁副首席财务官兼
首席会计官 |
| 迈克尔·S·赫尔姆 | (首席财务官和
首席会计官) |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/A.T.史密斯 | 执行主席 |
| A.T.《特雷姆》·史密斯 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/Cary Baetz | 董事 |
| 加里·贝茨 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/勒内·霍恩贝克 | 董事 |
| 勒内·霍恩贝克 | |
| | |
| 2023年2月27日 | 安妮·L·马里乌奇 | 董事 |
| 安妮·L·马里乌奇 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /唐纳德·L·保罗 | 董事 |
| 唐纳德·L·保罗 | |
| | |
| 2023年2月27日 | /s/Rajath Shourie | 董事 |
| 拉贾斯·舒里 | |
| | |