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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, 2023
或
| | | | | | | | |
| ☐ | | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
从_
委员会文件编号：001-38606
BERRY CORPORATION（BRY）
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
特拉华州 （注册或组织国） | | 81-5410470 (国际税务局雇主身分证号码) |
达拉斯公园大道16000号, 500套房
达拉斯, 德克萨斯州75248
(661) 616-3900
（主要行政办公室地址，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)节登记的证券：
| | | | | | | | |
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)节登记的证券：无
如果注册人是一个著名的经验丰富的发行人，则通过复选标记进行注册，如《证券法》第405条所定义。 是的 ☐ 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期限内)提交了1934年《证券交易法》第13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 ☒ 没有
用复选标记表示注册人是否已在过去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法规(第232.405节)第405条规则要求提交的每个交互数据文件。是 ☒--没有☐
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。请参阅《交易法》第12B-2条规则中对“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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
大型数据库加速了文件管理器的使用☐ | | 加速文件管理器☒ | | 非加速文件管理器☐ | | 规模较小的新闻报道公司☐ |
*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。☒
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。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐不是，不是。☒
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。449.8百万美元。
截至2024年2月29日已发行普通股的股票：包括：*。76,333,111
以引用方式并入的文件
本公司与股东年度大会（将于2024年5月23日举行）有关的最终委托书将在本公司截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并在本文所述的范围内通过引用纳入第三部分。
目录表 | | | | | |
第一部分 | |
项目1和2.业务和物业 | 1 |
我公司 | 1 |
贝瑞的优势 | 3 |
我们的业务策略 | 4 |
我们的资本计划 | 6 |
我们的业务领域—E & P | 7 |
我们的良好服务和废弃业务 | 9 |
我们的资产和生产信息 | 10 |
我们的储备 | 12 |
回收方法和销售安排 | 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 | 38 |
企业信息 | 39 |
第1A项。风险因素 | 40 |
项目1B。未解决的员工意见 | 69 |
项目1C。网络安全 | 69 |
项目3.法律诉讼 | 71 |
项目4.矿山安全信息披露 | 72 |
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 | 73 |
项目6.保留 | 74 |
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 75 |
高管概述 | 75 |
我们如何规划和评估运营 | 77 |
营商环境、市场状况及展望 | 79 |
通货膨胀率 | 82 |
某些运营和财务信息 | 83 |
| |
经营成果 | 85 |
流动性与资本资源 | 89 |
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 |
| |
有关前瞻性陈述的注意事项 | 106 |
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 | 115 |
合并业务报表 | 116 |
股东权益合并报表 | 117 |
合并现金流量表 | 118 |
合并财务报表附注 | 119 |
补充石油和天然气数据（未经审计） | 151 |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 157 |
第9A项。控制和程序 | 157 |
项目9B。其他信息 | 158 |
第三部分 | |
项目10.董事、高级管理人员和公司治理 | 159 |
项目11.高管薪酬 | 159 |
项目12.某些受益所有人和管理层的担保所有权 | 159 |
第十三项特定关系和关联交易与董事独立性 | 160 |
项目14.主要会计费用和服务 | 160 |
第IV部 | |
项目15.展品 | 161 |
项目16.表格10-K摘要 | 165 |
常用术语词汇 | 166 |
签名 | 173 |
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”，连同C&J Management，“CJWS”)。当我们在本报告中使用“我们”、“贝瑞”、“公司”或类似的词语时，根据上下文，我们指的是贝瑞公司及其子公司贝瑞有限责任公司、C&J管理公司和C&J公司。截至2023年9月15日，贝瑞有限责任公司还拥有麦克弗森能源有限责任公司(前身为麦克弗森能源公司)及其子公司(“麦克弗森能源公司”)。
我公司
我们是一家价值驱动的美国西部独立上游能源公司，专注于陆上、低地质风险、长期石油和天然气储量。我们经营两个业务部门：(I)勘探和生产(“勘探和生产”)和(Ii)油井服务和废弃。我们的勘探和开发资产位于加利福尼亚州和犹他州，具有石油含量高的特点，主要位于人口较少的农村地区。我们的加州资产在圣华金盆地(100%石油)，而犹他州的资产在乌伊塔盆地(60%石油和40%天然气)。
至于我们在加州的勘探和勘探业务，我们专注于常规的浅层油藏。与非常规资源相比，此类油井的钻井和完井成本相对较低。加州石油市场主要与受布伦特原油影响的定价挂钩，后者通常实现了相对于西德克萨斯中质原油(WTI)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。由于盆地漫长的生产历史所产生的数据，其储集层特征和低地质风险机会通常被很好地理解。
2023年9月，我们完成了对麦克弗森能源公司(Macpherson Energy)的收购，这是一家私人持股的加利福尼亚州克恩县运营商。麦克弗森能源公司的资产是高质量、低递减的产油资产，位于加利福尼亚州克恩县农村的现有Berry资产附近。2023年12月，我们在加利福尼亚州克恩县获得了额外的、高度协同的工作权益。这些资产与我们收购增值、生产补充物的战略相一致，以支持我们的目标，即保持每年的单位产量。
我们在犹他州也有上游资产，位于乌伊塔盆地，在4000英尺到8000英尺的深度生产石油和天然气。我们对现有的种植面积(99,000英亩)拥有高度的运营控制权，这为额外的开发和重新完成提供了巨大的上行空间。
在我们的油井维修和报废部门，我们经营着加州最大的上游油井维修和报废业务之一，其运营名称为C&J C&J为加州的石油和天然气生产公司提供油井现场服务，包括油井维修和水物流。此外，C&J在油井的生产寿命结束时对油井进行封堵和废弃服务，我们相信这将基于加州闲置油井的巨大市场为贝瑞创造一个战略增长机会。
我们战略的核心是通过产生超出运营成本的大量自由现金流来创造价值，同时优化资本效率。在这样做的过程中，我们寻求通过整体回报实现股东价值最大化。自2018年7月首次公开招股(IPO)以来，我们展示了我们对
股东价值最大化，并通过分红和股份回购向股东返还大量自由现金流。我们还进行了能增加现金流的收购。
我们的股东回报模式于2022年1月1日生效，我们最近一次更新分配是在2023年初。具体地说，2023年，调整后自由现金流量的年度累计分配最初设定为(A)80%，主要以债务回购、股票回购、战略增长和收购生产补充性资产的形式；以及(B)20%的可变股息形式。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条件和情况来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、业务状况和其他因素。我们在2023年的调整后自由现金流为9,700万美元，其中1,900万美元(约20%)用于支付可变现金股息，1,000万美元用于股票回购，5,100万美元用于补充性收购，最引人注目的是麦克弗森收购，其余1,700万美元用于其他收购和非E&P资本。于2023年，在落实于2024年3月宣布的2023年第四季度股息后，我们将直接向股东返还总计6500万美元，其中包括：(I)1900万美元的浮动现金股息，(Ii)3600万美元的固定现金股息和(Iii)1000万美元的股票回购。
这一股东回报模式很简单，表明我们致力于优化自由现金流配置和股东的长期回报，包括通过增强现金流和减少债务来去杠杆化。作为我们战略的一部分，我们机会主义地考虑补充性收购，这有助于我们维持现有产量的目标(特别是在当前监管环境下，因为获得新油井钻探许可的能力受到限制)，甚至可能适度增加产量。根据规模的不同，补充性收购可能全部或部分来自资本支出的重新分配，作为增加调整后自由现金流的一种方式，并可能利用股东回报模型中规定的80%的调整后自由现金流。
我们根据行业状况、经营业绩和其他因素不时审查我们的股东回报模式下的分配。2024年，我们更新了调整后自由现金流量的定义，这是一种非公认会计准则衡量标准，即运营现金流量减去定期固定股息和资本支出。2022年和2023年，调整后自由现金流的定义是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大致相同所需的资本支出，定义为资本支出，在适用时不包括(I)与战略业务扩张有关的勘探及开发资本支出，例如收购及剥离油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。以前期间调整后的自由现金流量没有针对更新的定义进行追溯调整。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、补充性收购或其他增长机会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。请参阅“非GAAP财务计量”，以对经营活动提供的现金(我们根据GAAP计算和列报的最直接可比财务计量)与调整后自由现金流量的非GAAP财务计量进行对账。
我们相信，在我们以石油为主的低下滑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的钻井、侧钻和修井地点的广泛库存，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价值。我们还努力保持适当的流动性状况和可管理的杠杆状况，使我们能够通过大宗商品价格周期和收购来探索有吸引力的有机和战略增长。除了高效和战略性地运营和开发我们的现有资产外，我们还寻求收购增值、生产补充性物业，以补充我们现有的业务，增强我们的现金流，并使我们能够进一步推进我们的战略，即在必要的许可证和批准的发放延迟的情况下，保持产量基本持平。如需了解更多信息，请参阅《监管事项
--石油和天然气行业的监管。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，并支持与更安全、更高效和更低排放的运营相一致的环境目标。
贝瑞的优势
我们战略的核心是产生超出运营成本的可持续自由现金流，同时优化资本效率和成本结构，将运营安全和合规性作为首要任务。我们拥有明显的竞争优势，这些优势已经为我们的业务战略的执行做出了贡献，我们相信这些优势将继续做出贡献。除了高效和战略性地运营和开发我们的现有资产外，我们还寻求收购增值、生产补充性物业，以补充我们现有的业务，增强我们的现金流，并使我们能够进一步推进我们的战略，即保持产量基本持平。我们还努力保持适当的流动性状况和可管理的杠杆状况，使我们能够通过大宗商品价格周期探索有吸引力的增长机会，无论是有机的还是通过战略收购机会。
•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和天然气的资产上。因此，大多数地质和储层特征都得到了很好的了解，开发井的结果通常是可预测和可重复的，因此比非常规资源开发的风险更低。我们的物业的特点是储量寿命长，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。目前，我们的公司年平均下降率为11%-14%。我们还一直保持着大量的新钻探、侧钻和修井机会的库存，这使我们能够抵消自然递减率，并帮助保持产量年复一年基本持平，前提是我们及时获得开发活动许可。在加利福尼亚州，我们现有油井的基础生产需要有限的维护资金才能继续生产。剩余的产量来自钻探新油井和侧钻、现有油井的修井，偶尔还来自收购生产锚固性资产。2023年，我们的基地产量占我们总产量的95%。我们的资产性质也为我们提供了巨大的资本灵活性，并有能力有效地对冲未来预期产量的大量资金。
•广泛的低地质风险钻探机会库存，具有诱人的全周期经济性、高度的运营控制力和资本灵活性。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。例如，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%。基于DeGolyer和MacNaughton在我们截至2023年12月31日的美国证券交易委员会储备报告中准备的假设。此外，我们目前运营着约98%的生产井，我们预计我们确定的总钻探地点将继续保持这一水平的运营效率。目前，我们的大部分种植面积由生产或作为手续费利息持有，其中包括我们在加州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机、金额和分配。此外，与许多主要从事非传统业务的同行不同，开发和生产我们的资产所需的设备通常更加标准化和可用，这为我们提供了一定程度的保护，以抵御服务成本上涨的压力。我们高度的运营控制和广泛的低地质风险钻探机会库存以及具有吸引力的全周期经济，使我们能够迅速在新钻探和侧钻和修井之间进行资本分配，以应对监管延迟或其他因素，在不确定的市场和监管环境中提供进一步的稳定性，并在典型的大宗商品价格周期中产生可观的现金流。
•适当的流动资金和最低限度的合同义务。自.起2023年12月31日，我们有1.71亿美元的流动资金，其中包括500万美元的现金和1.66亿美元的可供借款
循环信贷安排。此外，我们在这两个业务部门的长期服务和购买承诺都很少，从而为偿还债务带来了稳定的收入。我们也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，从而有助于稳定费用。这种流动性和灵活性使我们能够利用可能出现的机会进行战略收购，就像我们在2023年进行补充性收购时所做的那样。利用生产带来的强劲现金流，我们在第四季度初支付了与第三季度收购麦克弗森相关的RBL余额。然后，我们在年底使用了大约3000万美元的RBL来资助我们的第二次补强。
•优质商品市场。美国西部的石油和天然气交易价格往往高于美国其他市场。我们的大部分收入来自受布伦特原油影响的加州油价。加州炼油商大约75%的需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口，因此加州的价格与布伦特原油价格的相关性比与西德克萨斯中质原油的相关性更密切。我们相信，获得受布伦特原油影响的定价有助于我们继续在加州实现强劲的现金利润率。
•经验丰富、经验丰富、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，并保持可管理的杠杆状况，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，我们的管理团队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。
我们的业务策略
我们业务战略的主要内容包括：
•通过产生超过运营成本的大量可持续自由现金流来创造价值，并优化我们对股东的回报。我们通过投资于我们的业务以保持长期价值和实现卓越的运营来执行我们的战略，专注于资本效率，目标是成为最具成本效益的生产商，保持生产基本持平，并继续合规和安全。此外，我们寻求在大宗商品价格周期中保持资产负债表的强势和灵活性。 我们相信，在我们以石油为主的低下滑生产基地成功执行我们的战略，再加上确定的钻井、侧钻和修井地点的广泛库存以及具有吸引力的全周期经济，将支持我们的目标，即保持产量与去年基本持平，产生超出运营成本的自由现金流，并优化股东回报。作为这一战略的补充，管理层将重点放在整个公司的成本削减举措上，同时保持我们的健康、安全和环境(“HSE”)标准。我们还努力保持可管理的杠杆率状况，以及1.0x至1.5x或更低的长期、贯穿周期的杠杆率。
•评估并战略性地寻求收购机会。我们寻求收购石油和天然气资产，以补充我们的业务，提供提高产量的发展机会，满足我们的增长标准，并增强我们的现金流。我们的资本灵活性支持这一目标，收购麦克弗森就是例证。我们历来追求并将继续追求补充性收购，以支持我们的目标，即在当前的E&P监管环境下保持或适度增长我们现有的生产量，提高我们的资本效率，并实现运营和公司协同效应。我们相信，我们广泛的流域经验和关系使我们在我们拥有运营和技术专长的地区寻找战略收购机会方面具有竞争优势
加强我们在现有或附近盆地的地位。我们还在探索机会，以扩大我们在加州油井维修和废弃行业的市场份额。根据CalGEM的数据，加州大约有34,000口闲置油井需要测试、维修或封堵，其中包括5,300多口废弃和孤立的油井，这些油井将得到补救或封堵。
•通过优化钻井、完井和生产技术，并调查已知生产区以外的储层和区域，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，我们也不断寻求提高我们的钻井、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。我们打算继续推进和使用创新的采油和其他采油技术，以释放额外的价值，并将资本分配给这些我们认为将对我们的业务产生增值的下一代技术。此外，我们打算利用我们运营的盆地的未开发优势，扩大我们对现有正在生产的油气藏之下的面积和邻近面积的油气藏的地质调查。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费用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。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，同时满足我们循环信贷安排的石油对冲要求。
•积极和协作地参与与法规、HSE事务和社区关系相关的事务。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，努力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，是经营我们的业务并保持监管我们业务的机构的信誉的正确方式。在董事会的最终监督下，HSE考量是我们日常运营不可或缺的一部分，并被纳入我们整个业务的战略决策过程。我们努力以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护社区和环境，并遵守现有的法律和法规。我们将继续通过各种措施监测我们的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。
•以降低风险和最大化机会的方式负责任地管理我们的业务。贝瑞是一个令人自豪的能源合作伙伴和生产商。我们相信，我们在提供充足、安全、可靠和负担得起的能源方面发挥着重要作用，同时负责任地管理我们的运营，以减轻潜在的环境影响。我们的大部分业务都在加利福尼亚州，在那里我们的业务遵循世界上最严格的环境、健康、安全和气候要求。我们寻求在我们的业务中尽可能和可行地将这些标准应用于我们的资产及其所在的地理位置。我们认真对待我们作为环境管理者的责任，我们对可持续发展的方法与我们成为一流运营商的承诺密不可分-为我们的股东、利益相关者和我们所依赖的自然资源-以一种寻求降低风险和最大限度增加价值的机会的方式。我们致力于通过投资于经济解决方案和接受产生结果的实践来不断改进我们的运营方式。
要实现我们成为负责任和可持续的能源生产商的目标，关键是保持安全健康的工作环境和为员工赋权的文化。我们为支持当地经济感到自豪，我们寻求支持我们生活和工作的人民和社区，同时为他们提供日常生活所需的能源。
我们的资本计划
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我们的总资本支出分别约为7300万美元和1.53亿美元，包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。2023年，E&P和企业支出为6700万美元(不包括600万美元的油井维修和废弃资本)，而2022年为1.45亿美元。在截至2023年12月31日的一年中，这些资本支出中约有90%和10%分别用于加州和犹他州的业务。与2023年9月完成对麦克弗森的收购有关，从2023年资本支出预算中重新分配了总计3500万美元，为部分收购价格提供资金。资本预算进行了调整，以反映由于增加了生产资产而减少了对遗留Berry资产的钻探活动的需求，使Berry能够实现生产目标，同时减少了遗留Berry资产的钻井、修井和其他活动。2023年，我们在加利福尼亚州钻了5口新井和28口新井，在犹他州没有新井。
我们2024年用于E&P运营、CJWS和公司活动的资本支出预算在9500万至1.1亿美元之间，我们预计这将导致2024年的产量与2023年基本持平。我们目前预计，2024年石油产量将约占总产量的93%，与2023年基本一致。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2024年资本发展计划提供资金。我们目前的2024年资本计划侧重于侧钻、修井和其他与现有井眼相关的活动。我们还预计在2023年底从麦克弗森收购和其他补充性收购中获得的资产中受益于全年的生产，这将有助于我们在2024年保持产量基本持平。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2024年不会在加州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，如果我们开始在加州获得更多新的钻探许可，包括扩大我们资本预算中设想的2024年钻探计划，我们准备重新评估我们的2024年计划。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，2023年全年，我们在封堵和废弃活动上花费了约1800万美元，其中大部分用于履行我们在加州闲置油井管理计划下的年度义务。2024年，我们目前预计将花费约2100万至2400万美元用于此类活动，我们再次计划履行我们作为负责任运营商的承诺，履行我们的年度封堵和放弃义务。
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。
我们的业务领域—E & P
我们的勘探和开发资产位于美国西部，特别是加利福尼亚州和犹他州，具有石油含量高的特点，主要位于人口较少的农村地区。我们的加州资产在圣华金盆地(100%石油)，而犹他州的资产在乌伊塔盆地(60%石油和40%天然气)。
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，在我们圣华金盆地内的作业区内和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、波索克里克和圆山地产。我们还相信，我们在加州的丰富经验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叠置的阶梯，使得继续发现地层、构造和非构造圈闭成为可能。在圣华金盆地发现的大部分石油聚集发生在始新世通过更新世的沉积剖面。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20,000英亩净地，其中91%由生产和费用利息持有。我们加州大约16%的土地位于由土地管理局管理的联邦土地上，其中97%是通过生产持有的。我们在加州的资产中拥有95%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层；以及我们的McKittrack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。
为了回应2019年11月暂停批准新的高压循环蒸汽井的条款，贝瑞已向CalGEM申请通过修订的地下注入控制(UIC)计划恢复该地区的高压循环蒸汽作业，以支持我们未来的发展计划。Berry建议按照我们认为符合劳伦斯·利弗莫尔国家实验室和CalGEM共同领导的研究结果的条款和条件这样做，该研究建议了避免某些运营商在2019年暂停使用表面表情的策略。与此同时，我们已经批准了绕道重建许可证，我们打算在2024年开发这些许可证。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；
◦(3)我们的南贝里奇田野山庄，其特点是两个地质风险较低的已知储集层，其中包含大量钻探前景，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蒸汽注入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；以及
◦(V)我们最近收购的圆山地产，作为麦克弗森收购的一部分。该油田有两个高产砂岩油藏，分别采用注水开发和蒸汽驱开发。
截至2023年12月31日，我们的加州探明储量约占我们总探明储量的87%。截至2023年12月31日的一年中，加州的日均产量为20.7mboe/d，占我们平均日产量的81%。
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10%的蒸汽需求和大约43%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。与前一年相比，蒸汽和电力的贡献率较低，原因是就何时运行热电厂作出了经济决定。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2024年12月和2026年11月。我们还拥有59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。我们加州约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8000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99,000英亩净地，其中91%是通过生产持有的。犹他州约26%的土地位于联邦土地管理局管理的土地上，其中71%由生产部门持有。我们犹他州大约67%的土地是在部落土地上，其中98%是由生产持有的。
截至2023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13%，占截至2023年12月31日的年度平均日产量的470万桶/天或19%。
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，大约88%是从油井中生产的
我们在做手术。该加工厂目前的生产能力为11-15 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从2003年的36mbl/d增加到2023年10月的1200mbl/d，增长了两倍多。截至2023年10月，犹他州约90%的石油产量来自杜切斯内县和犹他州的乌伊塔盆地。
我们的良好服务和废弃业务
C&J是我们的油井维修和报废部门，经营着加州最大的上游油井维修和报废业务之一。强生在加州为石油和天然气生产公司提供油井现场服务，包括油井维修和水上物流。此外，C&J在油井生产寿命结束时对油井提供封堵和废弃服务，我们认为这是基于加州境内孤立、废弃和闲置油井的巨大市场对贝瑞来说是一个战略增长机会。C&J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，C&J对于推进我们的战略至关重要，即与加利福尼亚州合作，减少孤立的闲置油井的逃逸排放--包括甲烷和二氧化碳--因为加州利用新获得的州和联邦资金来补救这些油井。根据CalGEM的数据，加州估计有大约34,000口闲置油井，其中包括5,300多口废弃和孤儿油井。凭借强生在废弃油井方面的专业知识和经验，我们有机会帮助补救孤立的闲置油井，这些闲置油井是加利福尼亚州的负担，此外，我们还可以为强生的客户安全封堵和废弃闲置油井。
2023年，强生平均运营着71台修井钻机，也被称为修井钻机，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、修复进出井作业所需的套管或从井筒中移走设备；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利用我们214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1360台租赁设备。
我们的资产和生产信息
在截至2023年12月31日的一年中，我们的平均净产量约为25.4mboe/d，其中约93%为石油，约81%在加利福尼亚州。在加利福尼亚州，截至2023年12月31日的一年，我们的平均产量为20.7百万桶/天，其中100%是石油。我们于2022年1月剥离了我们在科罗拉多州皮肯斯盆地的所有财产。
下表汇总了截至2023年12月31日、2022年和2021年的年度的平均净产量： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 日均净生产量(1) 截至12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) |
加利福尼亚(2) | 20.7 | | | 100 | % | | 21.3 | | | 100 | % | | 22.0 | | 100 | % |
犹他州(3) | 4.7 | | | 59 | % | | 4.7 | | | 58 | % | | 4.2 | | 51 | % |
| 25.4 | | | 93 | % | | 26.0 | | | 92 | % | | 26.2 | | | 88 | % |
| | | | | | | | | | | |
科罗拉多州(4) | — | | | — | % | | 0.1 | | | — | % | | 1.2 | | 2 | % |
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总计 | 25.4 | | | 93 | % | | 26.1 | | | 92 | % | | 27.4 | | 88 | % |
__________ （1） 产量指期内的销量。
（二） 包括直至二零二一年十月底出售的Placerita物业的生产。该等物业于二零二一年的平均日产量约为0. 7百万桶油当量╱日。截至2023年12月31日止年度的产量包括于2023年9月收购的Round Mountain地区的0. 5百万桶油当量/日。
（3） 包括Antelope Creek地区从2022年2月（当它被收购时）到2023年12月31日的生产。该等资产于二零二三年及二零二二年分别贡献约1. 1百万桶油当量╱日及1. 0百万桶油当量╱日。
（4） 我们在科罗拉多州的物业位于Piceance盆地，所有这些物业均于二零二二年一月出售。
生产数据
下表载列截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度的生产资料：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
日均产量(1): | | | | | |
| 石油（mbbl/d） | 23.5 | | | 24.0 | | | 24.2 | |
天然气（百万立方英尺/天）(3) | 8.8 | | | 10.2 | | | 17.1 | |
| NGL（mbbl/d） | 0.4 | | | 0.4 | | | 0.4 | |
总计(mboe/d)(2)(3) | 25.4 | | | 26.1 | | | 27.4 | |
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__________(1)年度产量指期内的销售量。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)以6mcf天然气对1桶石油的能量含量为基础，将现有的天然气产量转换为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2023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82.18美元和2.53美元。
(3)从2022年1月开始，我们剥离了我们生产天然气的Piceance盆地资产。
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2023年12月31日，我们在我们的资产基础上确定了9216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”。
我们生产油井的平均工作权益约为96%。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2023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3%，其中50%在犹他州。我们高度的运营控制，加上我们大部分的生产面积，以及我们能够在加州钻探和完成油井的速度，使我们能够灵活地执行我们的开发计划，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。尽管我们有高度的运营控制和灵活性，但持续的许可问题可能会阻碍我们按计划执行开发计划。
下表汇总了截至2023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：
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| 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 | 24,877 | | 19,895 | | 91 | % | | 2,731 | | | 95 | % | | 95 | % | | 7,827 | | | 7,816 | |
犹他州 | 110,010 | | 99,349 | | 91 | % | | 1,250 | | | 96 | % | | 78 | % | | 1,389 | | | 1,389 | |
总计 | 134,887 | | 119,244 | | 91 | % | | 3,981 | | | 96 | % | | 88 | % | | 9,216 | | | 9,205 | |
__________
(1)它代表我们对我们种植面积的加权平均权益。.
(2)其中约16%为加利福尼亚州的BLM英亩，26%为犹他州的BLM英亩。
(3)这包括加利福尼亚州和犹他州的584口蒸汽驱和注水井。
(4)它代表我们在活跃油井中的加权平均工作利益。
(5)**代表我们截至2023年12月31日止年度的加权平均净收入利息。
(6)截至2023年12月31日，我们总共确定的钻探地点包括与油井相关的大约701个总(696个净)位置，包括164个总(163个净)蒸汽驱和注水井。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2023年12月31日，我们估计总探明储量为103 mm boe，而截至2022年12月31日的总探明储量为110 mm boe。在生产九个Mmboe之前，我们的总已探明储量在2023年增加了两个Mmboe，或2%，这主要是由于收购和扩建我们的加州物业，但部分被先前估计的修订所抵消。
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2023年12月31日，我们已探明储量和已探明储量PV-10的未来现金流折现标准化指标分别约为17亿美元和20亿美元，而2022年12月31日分别为21亿美元和26亿美元。PV-10价格的下降在很大程度上是由于基于美国证券交易委员会的已提供储备价格计算方法的商品定价下降。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2023年12月31日，我们已探明储量的约87%和已探明储量PV-10价值的约97%来自我们在加州的资产。我们还在犹他州的Uinta盆地拥有约13%的已探明储量和约3%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2023年12月31日的我们估计的已探明储量和相关的PV-10： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023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)(百万美元) | | PV-10(4) (百万美元) |
| PDP | 46 | | | 18 | | | 1 | | | 50 | | 48 | % | | 88 | % | | 32 | | | 1,032 | |
| PDNP | 6 | | | 3 | | | — | | | 7 | | 7 | % | | 12 | % | | 62 | | | 129 | |
| 布丁 | 46 | | | 5 | | | — | | | 46 | | 45 | % | | — | % | | 464 | | | 888 | |
| 浆果总探明储量 | 98 | | | 26 | | | 1 | | | 103 | | 100 | % | | 100 | % | | 558 | | | 2,049 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
加州总探明储量 | 90 | | | — | | | — | | | 90 | | | | | | 450 | | | 1,977 | |
__________ (1)根据美国证券交易委员会指导，我们估计的净储量是根据前12个月的平均月初价格确定的。截至2023年12月31日，前12个月未加权的每月首日算术平均价格为石油和天然气液体(NGL)每桶布伦特原油82.84美元，天然气每百万桶Henry Hub 2.63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77.30美元，每桶天然气液化天然气26.90美元，每立方厘米天然气3.73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桶石油的转换率进行估计。
(3)*代表截至2023年12月31日估计的未贴现未来资本支出。
(4)PPV-10是一项不按照公认会计准则计算的财务措施。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2023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2023年12月31日的探明储量(1) |
| 加利福尼亚
(San华金盆地） | | 犹他州
（Uinta盆地） | | 总计 |
已探明的已开发储量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 46 | | | 6 | | | 52 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | 21 | | | 21 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
总计(Mmboe)(2)(3) | 46 | | | 11 | | | 57 | |
已探明的未开发储量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 44 | | | 2 | | | 46 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | 5 | | | 5 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | — | | | — | |
总计(Mmboe)(3) | 44 | | | 2 | | | 46 | |
总探明储量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 90 | | | 8 | | | 98 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | 26 | | | 26 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
总计(Mmboe)(3) | 90 | | | 13 | | | 103 | |
| | | | | |
| PV-10(百万美元) | $ | 1,977 | | | $ | 72 | | | $ | 2,049 | |
__________
(1)根据美国证券交易委员会指导，我们估计的净储量是根据前12个月的平均月初价格确定的。截至2023年12月31日，前12个月未加权的每月首日算术平均价格为，石油和天然气价格为每桶布伦特原油82.84美元，天然气为每Mmbtu Henry Hub 2.63美元。按产量加权的物业寿命平均实现价格为每桶石油和凝析油77.30美元，每桶NGL 26.90美元和每mcf 3.73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—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。”
(2)已探明开发储量的储量约占总储量的12%，占石油总量的12%左右。
(3)以6mcf天然气对1桶石油的能量含量为基础，将现有的天然气产量转换为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2023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82.18美元和2.53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2023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：
| | | | | |
| 2023年12月31日 |
| (单位：百万) |
| 加州PV-10 | $ | 1,977 | |
| 犹他州PV-10 | 72 | |
| 合计公司PV-10 | 2,049 | |
减去：未来所得税的现值以10%的折扣 | (366) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 1,683 | |
新增探明储量
在投产前，我们的总探明储量增加了两Mboe，即2%。这一增长在很大程度上是由于收购和延长了我们在加州的物业，但被先前估计的修订部分抵消。我们用额外的已探明储量取代了加州产量的176%和公司总产量的19%。从2022年12月31日到2023年12月31日，我们已探明储量的总变化如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚
(San华金盆地） | | 犹他州
（Uinta盆地） | | 总计 |
| (Mmboe)(1) |
截至2022年12月31日的期初余额 | 84 | | | 26 | | | 110 | |
扩展和发现 | 5 | | | — | | | 5 | |
对先前估计数的修订 | (1) | | | (11) | | | (12) | |
就地购买矿物 | 9 | | | — | | | 9 | |
| | | | | |
当年产量 | (7) | | | (2) | | | (9) | |
截至2023年12月31日的期末余额 | 90 | | | 13 | | | 103 | |
__________
(1)根据6mcf天然气对1桶石油的能量含量，将现有的天然气产量转换为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2023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82.18美元和2.53美元。
分机。 2023年，由于钻探活动增加了我们的探明面积，我们增加了5 Mmboe的已探明储量，这些储量来自我们在加州物业的扩建，主要是在Hill Belbridge油田。
对先前估计数的修订。
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。2023年底，我们在犹他州的总净负价格修正为3 Mmboe。
其他修订-其他修订可能包括由于对最近地质、产量下降或经营业绩数据的评估或解释，对先前已探明储量估计的向上或向下变化。在2023年底，我们向下修正了加利福尼亚州的1个Mmboe和犹他州的8个Mmboe。加利福尼亚州其他负面修订是由于开发计划时间的变化，但被基于侧道和修井的积极修订所抵消。犹他州其他修订的负面很大程度上是由于发展计划的时间发生了变化。
就地购买矿物。我们于2023年12月通过Macpherson收购和Kern County的一项小型工作权益收购，在加利福尼亚州增加了900万桶石油当量的探明储量。
本年度产量 - 请参阅“项目7。 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析—某些运营和财务信息"讨论我们今年的产量。
已证实未开发储量变化
我们的加利福尼亚州已证实未开发储量在2023年增加了300万桶，主要是由于延长，部分被修订所抵消。于二零二二年十二月三十一日至二零二三年十二月三十一日期间，我们的已证实未开发储量的总变动如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚
(San华金盆地和文图拉盆地） | | 犹他州 （Uinta盆地） | | 总计 |
| (Mmboe)(1) |
截至2022年12月31日的期初余额 | 41 | | | 7 | | | 48 | |
扩展和发现 | 5 | | | — | | | 5 | |
对先前估计数的修订 | (1) | | | (5) | | | (6) | |
重新分类为已证实的开发 | (1) | | | — | | | (1) | |
截至2023年12月31日的期末余额 | 44 | | | 2 | | | 46 | |
__________
(1)根据6mcf天然气对1桶石油的能量含量，将现有的天然气产量转换为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2023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82.18美元和2.53美元。
分机。于2023年，我们从Hill Belbridge油田的未探明地点扩建的已探明未开发储量增加了5 mm boe，这是由于我们根据先前的钻探活动增加了已探明面积。
对先前估计数的修订。
其他修订-2023年底，我们对6个Mmboe的其他修订为负。PUD的负面修正是由于五年发展计划的变化，其中大部分修正在犹他州。
重新分类为已证实的发展。 2023年，我们将很大一部分发展努力转移到回报高、资金效率高的侧线。此外，我们于2023年将约1 Mboe的已探明未开发储量转移至已探明已开发类别，与我们在南中途-日落油田的开发活动有关，耗资约1,200万美元。我们预计，到2023年12月31日，我们将有足够的未来资本来开发我们已探明的未开发储量，并在其最初预订日期的五年内进行开发。如果油价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的未开发储量的数量或开发时机。我们的年末PUD储量是根据美国证券交易委员会五年内开发指南进行确定和分类的。管理层已经作出了必要的承诺，我们预计未来将有足够的资本来开发我们所有已探明的未开发储量，尽管在获得必要许可证的能力方面持续拖延可能需要我们在未来修改我们的预订。风险因素-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程序；油井增产和其他改进的生产技术；以及
流体注入或处置活动，其中任何一项都可能增加成本，限制运营，延迟或导致我们的业务战略和计划的实施。”
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。已探明储量估算是使用石油行业普遍接受的标准地质和工程技术及计算方法建立的。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。储量估计的准备由我们的企业储备和规划董事负责监督，他拥有肯塔基大学化学工程理学学士学位，并拥有20多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，用于估计石油、天然气和天然气液化石油的地下积累，这些积累无法精确测量。更多信息，请参见"项目1A。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与估计的不同。”
确定已确定的钻探地点
已探明的钻井地点
根据我们截至2023年12月31日的储量报告，我们已探明的未开发储量约有701个总(696个净)钻探地点。近期发展计划的重点是加州CEQA覆盖地区的侧钻和钻探，以及犹他州的新油井钻探。已探明钻探地点的减少是基于我们五年发展计划的变化。我们使用生产数据和经验积累
从我们的开发计划中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。管理层已经做出了必要的承诺，我们预计未来将有足够的资本来开发我们所有已探明的未开发储量，尽管在获得必要许可证的能力方面持续拖延可能需要我们在未来修改预订。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”。
未探明的钻探地点
我们还确定了截至2023年12月31日的8,515个未探明钻探地点的多年库存。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。有关与我们的钻井计划相关的风险的讨论，请参见“项目1A”。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。“见下文”监管事项“中对监管环境的额外讨论-加州允许考虑。”
下表载列截至2023年12月31日的已证实未开发钻井位置及未证实钻井位置：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PUD钻孔位置
(毛) | | | | 未经证实的钻井位置（总面积） | | 总钻井位置（总） |
| 石油、天然气井和注入井 | | | | 石油、天然气和注入井 | | | | 石油、天然气和注入井 | | |
| 加利福尼亚 | 668 | | | | | 7,159 | | | | | 7,827 | | | |
| 犹他州 | 33 | | | | | 1,356 | | | | | 1,389 | | | |
| 确定的钻井地点总数 | 701 | | | | | 8,515 | | | | | 9,216 | | | |
下表载列各所示期间内，占我们总探明储量15%或以上的油田的产量资料：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 中途岛日落 | | | | | |
总产量(1): | | | | | |
| 石油（mbbls） | 5,369 | | | 5,630 | | | 5,666 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL（mbbls） | — | | | — | | | — | |
共计（孟加拉国经济及社会理事会）(2) | 5,369 | | | 5,630 | | | 5,666 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| SJV Belridge Hill | | | | | |
总产量(1): | | | | | |
| 石油（mbbls） | 1,459 | | | 1,551 | | | 1,505 | |
| 天然气(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL（mbbls） | — | | | — | | | — | |
共计（孟加拉国经济及社会理事会）(2) | 1,459 | | | 1,551 | | | 1,505 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 尤因塔 | | | | | |
总产量(1): | | | | | |
| 石油（mbbls） | * | | 1,010 | | | * |
| 天然气(Bcf) | * | | 3,502 | | | * |
| NGL（mbbls） | * | | 144 | | | * |
共计（孟加拉国经济及社会理事会）(2) | | | 1,737 | | | |
__________
* 于所示期间，代表少于我们总探明储量的15%。
（1） 产量指期内的销量。
(2)以6mcf天然气对1桶石油的能量含量为基础，将现有的天然气产量转换为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2023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82.18美元和2.53美元。
生产井
截至2023年12月31日，我们总共有3981口生产井(净3811口)(包括584口蒸汽驱和注水井)，其中大约100%是油井。我们在生产油井中的平均工作权益约为96%。我们所有的Uinta盆地油井都生产伴生天然气和NGL。截至2023年底，我们参与了位于圣华金盆地的14个蒸汽防洪项目和3个注水项目，以及位于乌伊塔盆地的两个注水项目。
下表列出了截至2023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
(San华金盆地） | | 犹他州 （Uinta盆地） | | 总计 |
油 | | | | | |
毛收入(1) | 2,731 | | 1,250 | | 3,981 |
网络(2) | 2,606 | | 1,205 | | 3,811 |
燃气(3) | | | | | |
毛收入(1) | — | | — | | — |
网络(2) | — | | — | | — |
__________
(1)列出拥有权益的油井总数。包括总共584口蒸汽驱和注水井，其中572口在加利福尼亚州，12口在犹他州。
(2)取消零碎利息的总和。
(3)在犹他州，我们在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2023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 (San华金盆地） | | | | | | | | 犹他
(Uinta) | | 总计 |
开发(1) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 11,876 | | | | | | | | 47,107 | | 58,983 |
网络(3) | 11,426 | | | | | | | | 45,332 | | 56,758 |
未开发(4) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 13,001 | | | | | | | | 62,903 | | 75,904 |
网络(3) | 8,470 | | | | | | | | 54,017 | | 62,487 |
__________
(1)英亩的空地或分配给生产井。
(2)我们持有权益的总英亩。
(3)基于工作权益或类似于生产分享合同的安排下的权益而拥有的零碎权益的总和。
(4)未钻探或完成油井的20英亩土地，无论该面积是否包含已探明储量，都可以生产商业数量的石油和天然气。
参与钻探油井
截至2023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。
鉴于麦弗逊收购事项于二零二三年九月完成，我们重新分配二零二三年资本开支预算的大部分，以支付部分收购价的资金。资本预算进行了调整，以反映2023年由于增加生产资产而对遗留Berry资产的钻探活动需求减少，使Berry能够满足生产目标，同时减少对加利福尼亚州和犹他州遗留Berry资产的钻探、修井和其他活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亚 (San华金盆地和文图拉盆地(3)) | | | | | | | | 犹他州
（Uinta盆地） | | | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 33 | | | | | | | | | — | | | | | 33 |
天然气 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
干的 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 72 | | | | | | | | | 13 | | | | | 85 |
天然气 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
干的 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | |
油(1) | 181 | | | | | | | | | 10 | | | | | 191 |
天然气 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
干的 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
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（1） 包括注入井。
（二） 包括2023年和2022年加利福尼亚州尚未与集油系统连接的2口和12口油井。
（3） 自二零二一年十月起，我们完成出售位于加利福尼亚州洛杉矶县文图拉盆地的Placerita Field物业，该物业于二零二一年不包括任何油井。
回收方法和销售安排
我们寻求成为我们的物业的运营商，以便我们可以开发和实施钻探计划和优化项目，不仅取代生产，而且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。我们平均拥有96%的已操作油井的工作权益，并拥有98%的物业的经营控制权。
我们的加州业务主要集中在砂岩（热驱和注水）、热驱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。
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| 状态 | | 项目类型 | | 井型 | | 全型 | | 恢复机制 | | | | | | |
加利福尼亚 | | 热砂岩 | | 垂直/水平 | | 射孔/开槽衬管/砾石充填 | | 连续和循环注汽 | | | | | | |
加利福尼亚 | | 砂岩（非热） | | 垂直/水平 | | 穿孔，开槽内衬 | | 注水，初级 | | | | | | |
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 | | 尤因塔 | | 垂直/水平 | | 低强度水力刺激 | | 压力耗竭 | | | | | | |
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提高采收率
我们在加州的大部分资产包括重质原油，这需要降低粘度，通常是由注入产油层的蒸汽形式提供的热量驱动的，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注汽项目，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。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。这些热采项目一般深度较浅(600至2500英尺)，钻井和完井成本相对较低，每口井约600,000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。该盆地的生产得到了较低的石油粘度的支持，也可以通过中途-日落、南贝里奇和圆山等油田的一次开采和注水来实现。
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产生蒸汽。这种联合过程比单独产生电力或蒸汽更有效率。有关详细信息，请参阅“-营销安排”和“项目1A”。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59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发电设施，可以最大限度地控制蒸汽供应、地点，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75%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。我们相信，获得受布伦特原油影响的定价有助于我们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。 我们以基于市场的短期合同购买天然气。我们有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。我们还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。
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。
在截至2023年12月31日的年度内，我们每天向电网出售约326兆瓦时的热电联产电力，并在租赁业务中平均每天消耗约297兆瓦小时的热电联产电力。这四个热电联产设施平均每天生产约14,000桶蒸汽。在2023年期间的不同时期，我们做出了经济上的决定，通过暂时减少热电联产设施的发电量和蒸汽发电量来减少加州的天然气消耗。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2023年12月31日的一年中，对PBF Holding、雪佛龙和Phillips 66的销售额分别约占我们销售额的41%、20%和10%。截至2023年12月31日，来自两个客户的贸易应收账款约占我们应收账款的31%和25%。
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权益、凌驾于特许权使用费权益之上的特许权使用费权益、经营协议附带的留置权以及适用法律规定的现行税项、义务或关税、开发义务或净利润权益。
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、天气造成的干扰、流行病和总体经济状况。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—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。例如，在2023年第一季度，由于犹他州和加利福尼亚州前所未有的降雪和降雨天气，我们经历了成本增加、生产停机和运输延误。异常的暴雨导致洪水和停电，对我们在加州的运营能力产生了不利影响，而犹他州则受到历史性降雪的影响。从2023年4月开始，天气好转，我们的生产在2023年剩余时间恢复到正常水平。
寒冷的天气条件导致2023年天然气价格居高不下。在加利福尼亚州，我们在2023年第一季度经历了显著的增长，天然气价格一度高达每MMBtu(SoCal Gas City-Gate)54.31美元。我们暂时关闭了一个热电联产设施，并减少了运营中其他部分的蒸汽产生，从而减少了加州的天然气消耗，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。与2022年相比，2023年美国西部天然气价格相对于Henry Hub有所下降。2023年第四季度末，与季度初相比，价格进一步下降。这一趋势一直持续到2024年初。我们目前的预期是，由于天然气产量增加和天然气储存库存水平增加，2024年初天然气价格将继续下降。我们的对冲策略，加上我们从落基山脉中游获得天然气，帮助我们缓解了高天然气价格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E&P业务和CJWS都受到复杂而严格的联邦、州和地方法律法规的约束，而我们的大部分业务和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。联邦、州和地方法律法规管理我们活动的大部分方面，联邦、州和地方机构可能在这些领域主张重叠的监管权力，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，现行法律和法规的效果是通过限制我们的财产的使用来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，包括通过限制性和繁重的许可和批准程序，并产生减少我们可以从我们的油井生产的石油和天然气的效果，潜在地将此类产量降低到原本可能或经济的水平以下。此外，过去行业的监管负担已导致并可能在未来导致成本增加，因此对运营、资本支出、收益和我们的竞争地位产生了不利影响，并可能在未来继续产生这种影响。违反这些法律和条例的行为和责任也可能导致声誉损害和重大的行政、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、运营结果和未来前景产生不利影响。由于对石油和天然气行业实施了严格的环境法规，我们在加州的业务尤其面临更大的监管风险，而加州当前的政治和社会趋势继续增加对石油和天然气行业的限制，并对其施加额外的许可、缓解和排放控制义务等。我们无法预测加州未来可能对我们的运营施加哪些新的环境法律或法规；但是，任何此类未来的法律或法规都可能对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。
CalGEM是加利福尼亚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利益的管理以及其他州和地方机构的额外监督。BLM对加利福尼亚州的联邦土地行使类似的管辖权，CalGEM也对某些活动主张管辖权。近年来，加州立法机构大幅增加了CalGEM、加利福尼亚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对各州的许可决定施加了类似的义务
和当地机构。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的一些事态发展导致在我们所有加州资产所在的克恩县钻探新油井和气井的许可证发放严重延误，以及更加耗时和成本密集的许可过程。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的发放分别根据CEQA和/或NEPA进行环境审查。目前，证明遵守《环境质量和/或国家环境政策法》的要求正在导致(未来可能导致)新油井许可证发放的重大延误，以及缓解措施的可能性和对拟议油田作业的限制等。运营商在加州从事钻探作业之前，必须首先获得从事石油和天然气土地使用的许可。CEQA要求审查的州和地方机构考虑拟议的石油和天然气运营的环境影响，以做出许可决定。在历史上，我们通过遵守克恩县石油和天然气作业分区条例来满足CEQA，该法令得到了克恩县环境影响报告(“克恩县环境影响报告”)的支持。然而，克恩县的EIR在2020年受到了法律挑战，最近的一项决定于2024年3月7日发布，指示克恩县准备一份修订的EIR，纠正某些违反CEQA的行为，传阅修订的EIR以供公众审查和评论，并在认证修订的EIR之前准备和发布对收到的任何评论的回复。克恩县EIR的暂停，以及根据克恩县分区条例审查和批准许可证的规定仍然有效。因此，我们依赖克恩县EIR证明符合CEQA以获得开采新油井的许可和批准的能力受到限制，除非克恩县能够有利地解决诉讼并根据CEQA认证新修订的EIR。作为诉讼的结果，在整个2023年和2024年的今年到目前为止，我们和任何其他运营商都没有获得使用克恩县EIR钻探新油井的许可，以证明符合CEQA。事实上，自2023年1月以来，向任何石油生产商发放的在加州钻探新油井的许可证相对较少。
目前，由于克恩县EIR的法律挑战，为了获得在克恩县钻探新油井的许可证，我们必须通过克恩县EIR以外的方式向CalGEM证明符合CEQA。Berry有一项单独的环境影响分析，涵盖了某些资产，过去我们已经成功地获得了在覆盖地区钻探新油井的许可。然而，我们在2023年第三季度开始在这些地区延迟发放钻探许可证，我们认为这是由于CalGEM的CEQA审查程序发生了变化。此外，在2023年第三季度，我们开始遇到修井和绕道许可审批流程的延误，我们认为这也是由于CalGEM审查流程的变化。虽然最近收到这些许可证的时间不一致，但我们继续收到许可证。
2023年我们大约95%的产量来自我们的基础生产，其余的来自年内在加州钻探的33口井(5口新井和28口侧钻)、修井和其他与现有井眼相关的活动，以及从收购Macpherson获得的产量。与2023年类似，我们的2024年计划假设我们不会获得钻探新油井的许可，而是专注于钻探侧钻和修复现有油井。我们还预计在2023年底从麦克弗森收购和其他补充性收购中获得的资产中受益于全年的生产，这将有助于我们在2024年保持产量基本持平。我们目前手中有足够的许可证，应该可以让我们在2024年7月左右保持旁路活动，并在大约上半年持续开展修井活动。我们正在获得支持我们的2024年计划所需的剩余许可，同时也在努力获得更多的许可，以支持未来的计划。2024年全年产量持平所需的许可申请已提交给CalGEM，正在等待批准。这些申请都不依赖于克恩县的EIR。
关于潜在的未来计划，我们已经提交了新的钻探许可证，正在等待CalGEM的审查；14个是针对我们有单独环境影响分析的地区的油井，75个是在需要克恩县EIR来证明符合CEQA的地区。关于后者，这75份许可证申请已通过发放克恩县许可证获得当地批准，并有助于确保高效
CalGEM对这些许可证的处理和最终批准如果恢复克恩县EIR，我们正在寻求CalGEM有条件地批准这些许可证，但条件是恢复克恩县EIR以确认CEQA合规。见第一部分，第1A项。有关克恩县EIR和其他许可考虑因素的更多信息，请参阅本年度报告中的“风险因素”。
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，也无法预测它是否会导致证明遵守CEQA和许可程序的要求发生变化，即使克恩县的EIR最终被认为足够并恢复。
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2023年12月31日储量报告中确定的2025年12月31日之前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。如果参议院第1137号法案在2024年11月的选举中获得批准，后一项条款将于2025年1月1日生效。
2022年12月，选民公投(“公投”)的支持者收集到的签名超过了将参议院第1137号法案放在2024年11月的投票中供选民批准所需的签名数量。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。
我们的大部分生产都在圣华金盆地的农村地区，如果参议院第1137号法案在2024年11月的选举中获得批准，它不太可能受到影响。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10%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。
未来可能会有额外的立法，这可能会对我们的业务产生不利影响。例如，2023年，一位立法者提出了参议院第556号法案(“SB 556”)，规定拥有石油和天然气生产设施的实体的经营者和所有者对居住在此类设施周围3,200英尺以内的个人经历的某些不利健康状况，如呼吸道疾病、癌症诊断和某些怀孕并发症，负有连带责任，但防御措施有限。参议院第556号法案还规定，对潜在责任方进行民事处罚。虽然SB 556未能通过，但组装
第3155号法案(下称“AB 3155”)于2024年2月16日提交，所载条文与SB 556大致相同。
我们继续评估参议院第1137号法案的影响，以及AB 3155对我们的运营能力和任何增加的责任敞口的潜在影响。
加州气候相关风险公开法
2023年10月，加利福尼亚州州长签署了两项法案，要求在加州开展业务的某些公共和私营公司披露定量和定性的气候信息。参议院第253号法案(“SB 253”)要求每年披露范围1、2和3的温室气体排放，某些排放数据需要第三方保证。该法案要求披露2025年报告年度从2026年开始的范围1和范围2温室气体排放，以及2026年报告年度从2027年开始的范围3温室气体排放。SB 253对年收入总额超过10亿美元的上市公司和私营公司有效。参议院第261号法案(“SB 261”)要求在公司网站上每两年披露一次与气候有关的金融风险，以及公司为减少和适应此类风险而采取的措施。该法案要求披露从2026年开始的2025报告年度与气候相关的金融风险披露。SB 261对年收入总额超过5亿美元的上市公司和私营公司有效。这两项法律都在联邦法院受到了挑战。根据SB 253和SB 261的要求加强与气候相关的披露也可能导致不同利益相关者的声誉或其他损害，或对我们获得资本的机会产生不利影响，因为我们的披露可能与利益相关者的预期不符，并可能增加我们的诉讼风险。
加州地下注水控制条例
联邦安全饮用水法案(“SDWA”)和加州地下注水控制(“UIC”)计划根据安全饮用水法案和相关州法律颁布，对管理采出水(含盐的盐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运营进行监管。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。美国环境保护署(EPA)在一些州直接管理地下水保护项目，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，环境保护局单独向加州自然资源局和州水资源控制委员会发出了一封信，说明加州遵守2015年合规计划的情况，该计划涉及加州根据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。对注水井操作的额外限制、联邦政府对UIC许可过程的更多监督，以及加州缺乏资金管理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，与潜在风险相关的担忧
地下水污染问题导致了对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。我们未来2024年以后的计划可能会受到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的影响，原因是延迟获得必要的UIC许可。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。
加州关于封堵和废弃石油和天然气设施的要求
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。没有可识别的、负责任的经营者并因此成为国家负担的闲置油井被称为孤儿油井。2019年4月，CalGEM发布了最新的闲置油井法规，包括证明闲置油井机械完整性的全面油井测试制度、测试或封堵和废弃闲置油井的合规时间表、收集必要的数据以确定测试和/或封堵闲置油井的优先顺序、对每口闲置15年或更长时间的油井进行工程分析，以及对现役观测油井的要求。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，在2019年，加利福尼亚州州长签署了议会法案1057，立法要求CalGEM研究和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)，最高可达指定的上限。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(“GHG”)排放。
到目前为止，我们已经满足了我们闲置油井管理计划的条件，我们有望在2024年再次做到这一点。2023年，我们在封堵和废弃活动上花费了大约1800万美元。2024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。
2021年第四季度，我们收购了CJWS，作为一条新的业务线，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，能够获得州和联邦资金，帮助修复闲置油井；据CalGEM称，截至2023年12月31日，加州约有34,000口闲置油井，其中约5,300口据信是废弃或孤儿油井。
除了堵住闲置油井的要求外，加州州长还于2023年10月签署了议会法案1167(AB 1167)，使之成为法律，该法案对获得加利福尼亚州油井或生产设施经营权的人施加了更严格的财务保证要求。AB 1167要求这些人满足由国家确定的保证金要求，足以支付全部封堵和废弃成本、退役以及正在收购的所有油井和生产设施的现场修复。在国家确定适当的保证金金额并提交保证金之前，禁止转让油井或生产设施的经营权。在签署AB 1167之后，加利福尼亚州州长呼吁进一步
对收购资产的新要求进行立法修改，以减轻法律实施后成为州债务的孤儿油井数量增加的潜在风险；然而，迄今为止，尚未提出任何法案来满足加利福尼亚州州长的要求。如果法律按成文执行，我们可能会面临与新收购相关的保证金或其他财务保证相关成本的增加，或者可能会发现，由于这些成本，寻求某些收购是不可行的。
影响加州石油和天然气活动的其他行动
近年来，加利福尼亚州州长和加州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，加利福尼亚州州长签署了第1279号参议院法案，使之成为法律，该法案将州长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，加利福尼亚州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：逐步停止销售产生排放的车辆；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在2024年之前制定新的法律，禁止该州进行水力压裂。2024年2月，CalGEM发布了一项拟议的法规，正式结束该州的水力压裂，完全限制了对进行油井增产处理的许可证申请的批准。我们目前在加利福尼亚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，加利福尼亚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。与此相关的是，2024年1月12日，环保局发布了一项实施IRA甲烷排放费要求的拟议规则；即根据该机构温室气体报告规则的石油和天然气系统来源类别要求，对超过指定废物排放门槛的设施每年报告超过2.5万公吨二氧化碳当量温室气体的甲烷排放征收年费。征收这项费用和利率协议的其他规定可能会增加我们的运营成本，从而可能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2023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16%和26%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11%和16%，占我们在加利福尼亚州和犹他州的PUD地点的约10%和12%。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)发布了关于联邦天然气租赁和许可做法的报告
2021年11月，参考了多项建议和联邦石油和天然气租赁计划现代化的总体意图，包括优先在已知资源潜力的地区进行租赁，并避免与娱乐、野生动物栖息地、 保护和历史文化资源发生冲突的租赁。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%。2023年7月，内政部发布了一项拟议规则，整合了2021年11月报告中的建议，修订了陆上联邦石油和天然气租赁计划的各种财务条款--担保要求、特许权使用费和最低出价。虽然目前无法预测拟议规则或这些行动的最终影响，但对联邦石油和天然气活动的此类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”。2023年7月，也就是这一进程的第二阶段，环境质量委员会发布了一项拟议规则，修订了《国家环境政策法》程序条款的实施条例，并实施了《财政责任法》中对《国家环境政策法》的修正案。最终规则预计将在2024年第二季度出台。
部落土地上的行动
截至2023年12月31日，我们在犹他州约67%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78%，约占我们在犹他州PUD地点的76%；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)。我们已经将我们的计划限制在2024年，我们没有任何近期计划，需要在我们的贝尔里奇山硅藻土资产中使用WST。我们确实依赖其他方法来模拟生产，包括使用循环和连续注汽，这是严格监管的。对使用这些模拟生产手段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的四项行动：(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的研究；(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发放地下注入活动的WST许可证和PAL的许可程序进行绩效审计；以及(4)对劳伦斯·利弗莫尔国家实验室未决的WST和PAL申请的技术内容进行独立审查。2020年9月，加利福尼亚州州长发布了一项行政命令，其中除其他行动外，要求CalGEM完成其公共健康和安全审查，并提出额外的法规，并注意到加州州长打算寻求立法，在2024年之前停止发放新的水力压裂许可证。2024年2月，CalGEM发布了一项拟议的法规，正式结束加利福尼亚州的水力压裂；行政命令和提案在上文的“-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，我们钻探了，2024年，我们计划在这些热硅藻土属性中钻探允许的井。
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。最终规则计划在2024年第一季度公布。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2023年12月31日，我们在犹他州已探明储量的约16%位于联邦土地上，约78%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Uinta盆地的作业产生重大影响，包括井场作业的延误和提高油井产量的成本。
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。犹他州的多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。我们处理和重复使用与石油和天然气联产的水，以满足我们在压力管理、蒸汽驱和钻井等活动中的相当大一部分需求，
完成和刺激。我们使用来自不同地方和地区来源的水，特别是用于发电厂和支持某些油田的蒸汽注入等作业。虽然我们的生产迄今为止并未受到废水排放或第三方水源的限制的重大影响，但我们不能保证未来可能不会受到限制。
健康、安全及环境事宜的规管
适用于我们和我们的业务的联邦健康、安全和环境法律法规包括（除其他外）：
•《职业安全和健康法》，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，包括为某些业务编写各种环境影响评估；
•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、生境或其他自然资源的用途、类型或来源，并要求采取养护和填海措施；
•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上限以下，则要求购买额度来说明我们的温室气体排放；
•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。
除本文所述与我们的石油和天然气业务相关的法规外，我们相信，继续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2023年12月31日止年度，我们并无产生任何重大资本开支以安装补救设施或造成污染。
控制我们任何设施中的设备。我们不知道有任何环境问题或索赔需要在2024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，如二氧化碳和甲烷。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。最近，CARB对LCFS计划提出了修正案，包括将2030年的碳强度目标从20%提高到30%，并将2045年的碳强度降低目标延长到90%。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，加利福尼亚州州长要求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(“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，美国和欧洲联盟共同宣布启动全球甲烷承诺，即
该倡议承诺到2030年将全球甲烷排放量从2020年的水平上减少至少30%的集体目标，包括在能源领域的“所有可行的削减”。次年，美国与欧盟和其他伙伴国宣布，将制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度气体市场。在2023年12月由阿拉伯联合酋长国主办的第二十八届缔约方会议上，缔约方签署了一项协议，“以公正、有序和公平的方式在能源系统中放弃化石燃料”，并增加可再生能源的能力，以便到2050年实现净零，尽管没有设定做到这一点的时间表。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，要求加大对油气领域甲烷排放的监管力度。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，2023年10月，美联储、货币监理署和联邦存款保险公司发布了一套最终确定的原则，指导资产在1,000亿美元或以上的金融机构管理与气候变化相关的有形风险和过渡风险。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。我们无法预测规则及其要求的最终形式和实质。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。另外，美国证券交易委员会还宣布，它正在审查现有的公开申报文件中与气候变化相关的披露，这增加了如果美国证券交易委员会声称发行人的气候披露具有误导性、欺骗性或缺陷时的执法可能性。这样的机构行动可能会增加私人诉讼的可能性。
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、运营和生产活动的许可审批程序；油井增产和其他改进的生产技术；以及“-我们的业务受到气候变化威胁所产生的一系列风险的影响，这些风险可能导致运营成本上升，限制我们进行石油和天然气勘探开发活动的领域，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2023年12月31日，我们拥有1,282名员工，全部位于美国。其中，925名员工受雇于我们的CJWS业务，其余的是公司或受雇于我们在加州的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。我们还在整个运营过程中使用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、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。我们的目标是提供发展机会和经济回报，使我们的员工参与并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。我们努力提供全面和有竞争力的福利，以支持我们员工及其家人的健康和福祉，同时持续提供与我们的使命一致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，帮助我们的员工保持充分参与和赋权，以实现他们的潜力，我们致力于吸引、培养和留住一支高素质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，我们利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。参与调查的结果由高级管理层和
然后向我们的员工传达了一份公司行动计划，以解决调查中发现的问题。
我们努力促进包容、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，包括商务旅行、商务活动和公司赞助的活动中进行骚扰和歧视。特别是，我们的行为准则禁止基于受适用法律保护的任何特征的任何形式的有辱人格、攻击性或恐吓性行为，无论是种族、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、医疗状况、遗传信息、年龄、父母状况或怀孕、婚姻状况、宗教、宗教信仰、军人或退伍军人身份。
我们重视反映我们所在社区广泛的文化、人口和哲学差异的劳动力，并努力培养一种支持和保护包容性的文化。作为这方面的一个例子，我们很自豪能够吸引并留住才华横溢、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，我们的董事会有29%是女性，我们的行政领导团队有25%是女性，贝瑞的员工总数大约有9%是女性，其中E&P部门有19%是女性，CJWS有5%是女性。
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，并被纳入我们董事会、管理层和所有员工的决策过程中。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。我们的企业保持健康和安全培训计划，旨在支持安全第一的文化，并允许人员发展适当的技能和对我们的HSE政策的理解。作为员工教育和安全培训的一部分，我们会进行例行和定期的演习。
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。美国证券交易委员会有一个互联网站。www.sec.gov，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明，以及其他有关发行人的信息。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、以色列-哈马斯冲突、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。
•我们的石油和天然气储量以及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我们无法控制的不确定性和风险。
•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。
•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完成收购，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。
•信息技术和运营失败以及网络攻击可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。
•越来越多地关注ESG事项，包括与气候有关的报告义务，可能会影响我们的运营和业务。
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。
•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。
•我们不再是一家“新兴成长型公司”，不再能够利用降低披露要求的机会。由于失去新兴成长型公司的地位，我们预计会产生额外的成本。
•如果未能按照《萨班斯-奥克斯利法案》第404条的标准对财务报告进行有效的内部控制，可能会对我们的业务和股价产生重大不利影响。
•我们的公司注册证书和章程中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。
在过去的几年里，加利福尼亚州和地方各级的一些事态发展导致在我们所有加州资产所在的克恩县钻探新油井和气井的许可证发放严重延误，以及更加耗时和成本密集的许可过程。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的发放分别根据CEQA和/或NEPA进行环境审查。目前，证明遵守《环境质量和/或国家环境政策法》的要求正在导致(未来可能导致)新油井许可证发放的重大延误，以及缓解措施的可能性和对拟议油田作业的限制等。运营商在加州从事钻探作业之前，必须首先获得从事石油和天然气土地使用的许可。CEQA要求审查的州和地方机构考虑拟议的石油和天然气运营的环境影响，以做出许可决定。在历史上，我们通过遵守克恩县石油和天然气作业分区条例来满足CEQA，该法令得到了克恩县环境影响报告(“克恩县环境影响报告”)的支持。然而，克恩县的EIR在2020年受到了法律挑战，最近的一项决定于2024年3月7日发布，指示克恩县准备一份修订的EIR，纠正某些违反CEQA的行为，传阅修订的EIR以供公众审查和评论，并在认证修订的EIR之前准备和发布对收到的任何评论的回复。克恩县EIR的暂停，以及根据克恩县分区条例审查和批准许可证的规定仍然有效。因此，我们依赖克恩县EIR证明符合CEQA以获得开采新油井的许可和批准的能力受到限制，除非克恩县能够有利地解决诉讼并根据CEQA认证新修订的EIR。作为诉讼的结果，在整个2023年和2024年的今年到目前为止，我们和任何其他运营商都没有获得使用克恩县EIR钻探新油井的许可，以证明符合CEQA。事实上，自2023年1月以来，向任何石油生产商发放的在加州钻探新油井的许可证相对较少。
目前，由于克恩县EIR的法律挑战，为了获得在克恩县钻探新油井的许可证，我们必须通过克恩县EIR以外的方式向CalGEM证明符合CEQA。Berry有一项单独的环境影响分析，涵盖了某些资产，过去我们已经成功地获得了在覆盖地区钻探新油井的许可。然而，我们在2023年第三季度开始在这些地区延迟发放钻探许可证，我们认为这是由于CalGEM的CEQA审查程序发生了变化。此外，在2023年第三季度，我们开始遇到修井和绕道许可审批流程的延误，我们认为这也是由于CalGEM审查流程的变化。虽然最近收到这些许可证的时间不一致，但我们继续收到许可证。
2023年我们大约95%的产量来自我们的基础生产，其余的来自年内在加州钻探的33口井(5口新井和28口侧钻)、修井和其他与现有井眼相关的活动，以及从收购Macpherson获得的产量。与2023年类似，我们的2024年计划假设我们不会获得钻探新油井的许可，而是专注于钻探侧钻和修复现有油井。我们还预计在2023年底从麦克弗森收购和其他补充性收购中获得的资产中受益于全年的生产，这将有助于我们在2024年保持产量基本持平。我们目前手中有足够的许可证，应该可以让我们在2024年7月左右保持旁路活动，并在大约上半年持续开展修井活动。我们正在获得支持我们的2024年计划所需的剩余许可，同时也在努力获得更多的许可，以支持未来的计划。为使生产完全持平所需的许可申请
2024年，没有一个依赖于克恩县的EIR，已经提交给CalGEM，正在等待批准。
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，也无法预测它是否会导致证明遵守CEQA和许可程序的要求发生变化，即使克恩县的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2024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。由于克恩县EIR的法律挑战和其他相关的许可不确定性，我们目前的2024年资本预算是在假设2024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。
根据我们截至2023年12月31日的储量，如果我们无法在2024年之前通过克恩县EIR或其他符合CEQA的途径获得新的油井钻探许可证，可能会导致一些已探明的未开发储量在2025年12月31日到期。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、安全和环境事项的规定”。
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。联邦、州和地方法律法规的结合管理着我们在加州活动的大部分方面，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。总体而言，现行法律和法规的效果是通过限制我们的财产的使用来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，包括通过限制性和繁重的许可和批准程序，并产生减少我们可以从我们的油井生产的石油和天然气的效果，潜在地将此类产量降低到原本可能或经济的水平以下。此外，过去行业的监管负担已导致并可能在未来导致成本增加，因此对运营、资本支出、收益和我们的竞争地位产生了不利影响，并可能在未来继续产生这种影响。违反这些法律和条例的行为和责任也可能导致声誉损害和重大的行政、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的四项行动：(1)暂停批准新的高压循环蒸汽井，等待对解决某些运营商经历的地表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作业附近公共卫生和安全的法规(上文讨论)；(3)对CalGEM为地下注水活动发放WST(也称为水力刺激、水力压裂或水力压裂)许可证和项目批准书(PAL)的许可程序进行绩效审计；以及(4)由劳伦斯·利弗莫尔国家实验室对未决的WST和PAL申请的技术内容进行独立审查。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，加利福尼亚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，加利福尼亚州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：(1)逐步停止销售产生排放的车辆；(2)制定战略，关闭和重新利用加州的石油和天然气设施；以及(3)呼吁加利福尼亚州立法机构在2024年之前制定新的法律，禁止该州的水力压裂。2024年2月，CalGEM发布了一项拟议的法规，正式结束该州的水力压裂，限制批准任何进行油井增产处理(包括水力压裂)的许可证申请。我们目前在加利福尼亚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。
•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。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10%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。
•2023年10月，加利福尼亚州州长签署了AB 1167号法律，对获得加利福尼亚州油井或生产设施经营权的人提出了更严格的财务担保要求。AB 1167要求这些人满足由国家确定的保证金要求，足以支付全部封堵和废弃成本、退役以及正在收购的所有油井和生产设施的现场修复。在国家确定适当的保证金金额并提交保证金之前，禁止转让油井或生产设施的经营权。在签署AB 1167后，加利福尼亚州州长呼吁对新要求进行进一步的立法修改，以减轻在法律实施后孤儿油井数量增加成为州债务的潜在风险。然而，到目前为止，还没有采取进一步的行动。如果法律按成文执行，我们可能会面临与新收购相关的保证金或其他财务保证相关成本的增加，或者可能会发现，由于这些成本，寻求某些收购是不可行的。
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、加州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、面临更大的责任风险，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、加州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。
《气候企业数据责任法案》和《气候相关金融风险法案》都规定了与气候有关的报告义务，包括温室气体排放，这可能会导致额外的合规成本，限制我们获得资金的机会，并增加诉讼和声誉风险。
加州州长于2023年10月7日签署了气候企业数据责任法案(CCDAA)或SB 253，与气候相关金融风险法案(CRFRA)或SB 261一起成为法律。CCDAA要求“在加州开展业务”且年收入总额为10亿美元的美国公共和私营公司每年公开披露和核实温室气体排放范围1、2和3。CRFRA要求每隔一年披露一份与气候有关的金融风险报告(符合气候相关金融披露工作组的建议或国际可持续发展标准委员会与气候有关的披露标准下的同等披露要求)，供“在加州开展业务”且年收入总额为5亿美元的公共和私营公司使用。根据这两项法律提交报告将于2026年开始，尽管加利福尼亚州州长已指示进一步考虑每项法律的实施截止日期。这两项法律都在联邦法院受到了挑战。目前，我们仍在评估这些法律的潜在影响；然而，如果我们的披露不被视为符合温室气体排放和气候相关标准的适用第三方核查，实施可能会导致遵守这些披露要求的额外成本，以及增加获得资金的成本和限制。另外，加强与气候相关的披露要求可能会导致我们与客户、监管机构、投资者或其他利益相关者的关系受到声誉或其他方面的损害。此外，我们还可能面临更高的与气候相关的披露要求，这些要求涉及我们运营中的温室气体排放造成的据称损害，我们或本行业其他人据称已就气候变化风险发表的声明，或与我们未来可能就报告的排放进行的任何披露有关的诉讼风险，特别是考虑到计算和报告温室气体排放的多重重叠温室气体报告法规的内在复杂性。
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，我们收到的价格是
我们的石油和天然气生产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，包括乌克兰持续冲突和以色列-哈马斯冲突、通货膨胀水平上升以及政府努力降低通货膨胀或长期衰退；
•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；
•全球石油和天然气的勘探和开发活动水平；
•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(如乌克兰持续冲突和以色列-哈马斯冲突)、通货膨胀、信贷可获得性和成本以及美国经济增长缓慢的担忧导致经济活动大幅减少，降低了对全球经济的预期。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。
全球地缘政治紧张局势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。
此外，2023年10月7日，美国指认的恐怖组织哈马斯从加沙地带对以色列发动了一系列有组织的袭击。2023年10月8日，以色列正式向哈马斯宣战，截至本文件提交之日，武装冲突仍在继续。以色列和哈马斯之间的敌对行动可能会升级，并涉及中东周边国家。虽然乌克兰与俄罗斯之间以及以色列与哈马斯之间的军事冲突的持续时间、影响和结果极不可预测，但这些冲突可能导致市场和其他方面的重大混乱，包括商品价格和能源供应的大幅波动、金融市场的不稳定、供应链中断、政治和社会不稳定以及其他对宏观经济条件的重大和不利影响。目前无法预测或确定这些区域冲突的最终后果。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长度，而这又将取决于存储空间被填满和不可用的时间长度，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与估计的不同。
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及时或根本不为已探明的未开发储量获得许可证；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实质性影响。例如，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，我们调整了我们的资本发展计划。由于持续的许可问题，我们在2023年和2024年继续实施替代资本发展计划。
见“-在我们所有加州业务所在的克恩县，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业务结果“此外，如果我们无法在2024年之前获得新的钻井许可，可能会导致一些已探明的未开发储量在2025年12月31日之前到期，如果许可问题得不到最终有利的解决，2025年以后的几年还会失去额外的储量。尽管我们受益于2023年与收购相关的生产，如麦克弗森收购，但我们是否能够继续确定或完成有吸引力的收购并不确定。未来对大宗商品的需求和价格低于预期也有可能对我们未来的计划资本支出产生实质性的不利影响，例如我们为应对新冠肺炎和欧佩克+的影响而减少2020年计划资本支出。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：
·中国的生产反应不佳；
·缺乏对回收技术的有效应用；
·增加钻井、完井、刺激、装备、运营、维护和废弃油井的成本；
·防止因设备故障、事故、环境危害、恶劣天气条件、许可或施工延误、所有权纠纷、表面准入纠纷和其他事项造成的延误或成本超支；以及
·存在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：
·避免由于监管要求和程序造成的延误，包括无法获得或其他限制许可的限制，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；
·防止地质构造中的压力或违规行为；
·由于缺乏或延误获得设备、合格人员或用品，包括用于生产或压力维护的蒸汽用水；
·防止进入生产或管道传输设施的延误；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“-在克恩县获得石油和天然气活动的许可存在很大的不确定性，我们在加州的所有业务都是在那里进行的
可能会影响我们的财务状况和运营结果新的法规和立法活动可能会导致根据我们的计划开发我们的物业所需的许可证的批准大大延迟或下降，和/或产生额外的成本。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。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2023年12月31日的总净面积的3%。根据我们截至2023年12月31日的储量，如果我们在2024年之前无法获得新油井的许可证，可能会导致一些已探明的未开发储量在2025年12月31日之前到期。
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。2023年7月，我们宣布了对麦克弗森的收购，并于2023年9月完成了对麦克弗森的收购，并于2023年12月完成了对加利福尼亚州克恩县一个小型、高度协同的额外工作权益的收购。我们2024年的资本支出预算没有为新的石油和天然气资产收购分配任何具体金额。如果我们进行更多的收购，我们将需要使用现金流，寻求额外的资本，或从其他预算用途重新分配资金，所有这些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。
我们可能无法成功整合在收购麦克弗森中收购的业务，也无法实现收购麦克森的预期好处。
两项独立业务的合并是复杂、昂贵和耗时的，我们一直并将需要投入管理层的注意力和资源，将麦克森能源的业务实践和运营整合到我们的业务中。作为一体化进程的一部分，我们可能遇到的潜在困难包括：
·我认为我们无法成功地合并麦克弗森能源的业务，使我们能够及时或根本实现收购麦克弗森预计将带来的更多收入机会和成本节约以及其他好处；
·解决与管理合并后的业务相关的复杂性，包括难以解决运营理念中可能存在的差异，以及以无缝方式整合每家公司的复杂系统、技术、网络和其他资产的挑战，以最大限度地减少对客户、供应商、员工和其他客户的任何不利影响；
·允许以不太优惠或更具限制性的条款承担合同义务；以及
·可能存在潜在的未知债务，以及与收购相关的意外增加的费用或延误。
此外，我们和麦克森能源之前都是独立运营的。整合过程可能会导致：
·帮助转移我们管理层的注意力；以及
·我们正在进行的业务中断或失去动力，或标准、控制程序和政策中的不一致。
这些问题中的任何一个都可能对我们维持与客户、供应商、员工和其他客户的关系或实现收购麦克弗森的预期利益的能力产生不利影响，或者可能减少我们的收益，或者以其他方式对我们的业务和财务业绩产生不利影响。
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了大约10%的蒸汽容量和大约43%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。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、州或地区法律法规的变化、政治风险、我们拥有最丰富运营经验和基础设施的有限收购机会、有限的存储选择、干旱条件和其他地区供需因素，包括收集、管道和运输能力限制、有限的潜在客户、基础设施能力和钻井平台、设备、油田服务、供应和劳动力的可用性。我们在本节的其他部分以及第一部分的第1和第2项中更详细地讨论了我们加州业务面临的此类具体风险。本年报内的“商业及物业-规管事宜”。
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。
我们目前在加州已知的野火、泥石流地区和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。极端的，不利的
天气状况，包括2023年第一季度的洪水，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诉讼。
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。这样的法律程序本质上是不确定的，其结果也无法预测。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可能会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。
信息技术和运营失败以及网络攻击可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。
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。如果这些系统和网络没有准确的数据和访问权限，我们沟通、控制和管理业务的能力可能会受到不利影响。
我们面临各种网络安全威胁，包括试图未经授权访问敏感信息，或使数据无法使用，或系统无法使用。我们的设施、第三方设施和运营技术以及加工厂和管道等基础设施的安全也面临威胁。我们还容易受到恶意威胁和先进的民族国家威胁行为者的威胁。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违反安全规定或发生其他事件。如果发生安全漏洞，可能会导致敏感信息的丢失、对我们的运营至关重要的关键基础设施或功能的丢失、错误的电汇、无法结算交易或维护运营、运营中断或其他不利事件。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。此外，网络攻击的频率和规模正在增加，攻击者变得更加老练。网络攻击也在类似地发展，包括但不限于使用恶意软件、监视、凭据填充、鱼叉式网络钓鱼、社会工程、使用深度假冒(即人工智能生成的高度逼真的合成媒体)、试图未经授权访问数据以及其他电子安全漏洞，这些漏洞可能导致关键系统中断、机密或其他受保护信息的未经授权发布以及数据损坏。我们可能无法预测、检测或预防未来的攻击，特别是在攻击者使用的方法经常变化或在部署之前无法识别的情况下。我们也可能无法调查或补救事件，因为攻击者越来越多地使用旨在规避控制、避免被发现以及移除或混淆法医证据的技术和工具。
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政府当局与我们的ESG努力相关的更多诉讼风险。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。
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，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实质性影响。
我们的行业是资本密集型的。我们有一个2024年的资本支出预算，用于E&P业务、CJWS和企业活动，在9500至1.1亿美元之间。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2024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。我们还预计在2023年底从麦克弗森收购和其他补充性收购中获得的资产中受益于全年的生产，这将有助于我们在2024年保持产量基本持平。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2024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2024年的资本支出将由我们运营的现金流提供资金；然而，我们来自运营的现金流，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年商业贷款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。
近年来，美国的通货膨胀率变得更加显著。与业内其他公司一样，我们的运营成本也面临通胀压力，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。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，包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突。2023年，通货膨胀率开始企稳甚至下降。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2024年。如果通胀再次开始上升，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和设备，因为石油、天然气和天然气价格的上涨增加了我们业务区的钻探活动，以及劳动力成本的增加。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、财务状况和运营结果产生负面影响。
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)款中的每一项而言，套期保值的名义交易量被视为减去任何卖空或其他类似衍生工具的名义交易量，而这些卖权或其他类似衍生品的作用是使我们承受低于“下限”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期权、看跌期权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。尤其是在加利福尼亚州，天然气价格可能波动极大，例如，天然气价格在2022年12月中旬经历了大幅上涨，天然气价格一度高达每兆单位50.79美元。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，我们还对我们的石油生产进行对冲，以满足上述风险因素中描述的2021年RBL贷款机制的对冲要求。
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2023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：2024年，日购买量为40,100 Mmbtu，价格为每Mmbtu 3.97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贷款机制和管理我们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贷款机制要求我们维持某些财务比率，或在我们无法遵守这些比率时减少我们的债务，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。
此外，2022年ABL融资机制有适用于CJWS的限制性契约，可能会限制其增长、财务灵活性和我们从事可能符合CJWS长期最佳利益的活动的能力，并且2022年ABL融资机制要求C&J Management和C&J在无法遵守该等比率时保持某些财务比率或减少其债务，这可能会限制他们借入资金以抵御未来业务低迷的能力，或以其他方式进行必要的公司活动。CJWS还可能被阻止利用因这些限制而出现的商机。如果不遵守这些公约，可能会导致违约事件，如果不治愈或放弃违约，可能会导致2022年ABL设施的加速。
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贷款和我们的2026年票据的条款的更多细节，请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--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2023年12月31日，我们2026年票据的未偿还债务为4亿美元，2021年RBL贷款机制下的未偿还借款为3100万美元，可用借款能力约为1.59亿美元。截至2023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700万美元。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。
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2023年12月31日的一年中，对PBF Holding、雪佛龙和Phillips 66的销售额分别约占我们销售额的41%、20%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，现行法律和法规的效果是通过限制我们的财产的使用来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，包括通过限制性和繁重的许可和批准程序，并产生减少我们可以从我们的油井生产的石油和天然气的效果，潜在地将此类产量降低到原本可能或经济的水平以下。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2024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年之前颁布新的法律，禁止该州的水力压裂(CalGEM于2024年2月正式提出)。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.商业和财产--健康、安全和环境事项的管理”和“--与我们的业务和工业有关的风险--在获得石油和天然气许可证方面存在重大不确定性。
我们所有加州业务所在的克恩县的活动可能会对我们的财务状况和业务结果产生不利和实质性的影响“，以及”-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。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《清洁水法》(“CWA”)的范围近年来一直存在很大的不确定性，这可能会增加许可负担。自2015年以来，奥巴马、特朗普和拜登政府领导下的美国环境保护局(EPA)和美国陆军工程兵团(“Corps”)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，这项新规定受到了挑战，目前在27个州被禁止。此外，2023年5月，最高法院发布了#年的意见。萨克特诉环境保护局案，涉及与用于确定湿地是否为WOTUS的法律测试有关的问题。这个萨克特该决定使2023年1月规则的某些部分无效，并大大缩小了其范围，导致2023年9月发布了修订后的规则。然而，由于2023年1月规则的禁令，2023年9月规则的实施目前因州而异。在受禁令约束的27个州，各机构正在解释与2015年前监管制度一致的WOTUS定义，以及萨克特该决定利用“连续表面连接”测试来确定湿地是否符合WOTUS标准。在剩下的23个州，这些机构正在执行2023年9月的规则，该规则没有定义这个词
“连续的表面连接。”因此，2023年9月的规则和萨克特决定将由各机构负责解释。如果最终规则、诉讼结果或任何行动的实施进一步扩大了CWA在我们运营地区的管辖权范围，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运营产生重大影响。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加州立法机构在监管我们的业务、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《清洁空气法》(以下简称CAA)规定的污染物，美国环保局已采纳规则，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。近年来，对来自石油和天然气设施的甲烷的监管一直存在不确定性，但在2023年12月，环保局敲定了针对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，即OOOb，以及有史以来第一次针对现有来源的标准，即OOOc。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交对现有污染源实施甲烷排放控制的计划。根据最终规则建立的推定标准对于新污染源和现有污染源大体上是相同的，包括使用光学气体成像和其他先进监测来鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放的增强泄漏检测调查要求，通过捕获和控制系统减少95%的排放，某些设备的零排放要求，以及建立允许第三方向EPA报告更大的甲烷排放事件的“超级排放者”响应计划，从而触发某些调查和维修要求。然而，最终规则及其要求很可能会受到法律挑战。此外，遵守新规则可能会影响我们根据2022年8月16日签署成为法律的《通胀削减法案》(IRA)所欠的金额，该法案对石油和天然气行业某些来源的甲烷排放征收费用。然而，遵守环保局的甲烷规则将免除其他覆盖的设施支付费用的要求。有关更多信息，请参阅“-通胀降低法案可能加速向低碳经济转型，并可能对我们的运营施加新的成本。”环保局最终甲烷规则的要求以及爱尔兰共和军(IRA)的甲烷排放费(如果适用)可能会增加我们的运营成本，加速从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，如果不遵守这些要求，可能会被处以巨额罚款和处罚，以及代价高昂的禁令救济。
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，加州通过加州空气资源委员会(CARB)实施了温室气体排放限额和交易计划，设定了全州范围内温室气体排放量的最高限额，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，加州已经实施了低碳燃料标准(“LCFS”)和相关的可交易信用额度，这些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。最近，CARB对LCFS计划提出了修正案，包括将2030年的碳强度目标从20%提高到30%，并将2045年的碳强度降低目标延长到90%。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，加州州长要求CARB分析逐步淘汰石油的途径
然而，CARB的2022年最终确定范围计划(“2022年最终确定范围计划”)，即该州碳中和目标的蓝图，确定这样的逐步淘汰是不可行的，因为预计运输部门对化石燃料的需求持续存在，尽管预计到2045年，用于这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，包括能源部门的“所有可行减排”。次年，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。在2023年12月由阿拉伯联合酋长国主办的第二十八届缔约方会议上，缔约方签署了一项协议，“以公正、有序和公平的方式在能源系统中放弃化石燃料”，并增加可再生能源的能力，以便到2050年实现净零，尽管没有设定做到这一点的时间表。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，要求加大对油气领域甲烷排放的监管力度。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联邦土地的租赁，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“监管事项--对联邦土地上石油和天然气开发的限制”。我们的行动涉及使用水力压裂活动，我们还在内政部(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，可能会在未来选择部分或全部转移
他们对非能源相关行业的投资。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，2023年10月，美联储、货币监理署和联邦存款保险公司发布了一套最终确定的原则，指导资产在1,000亿美元或以上的金融机构管理与气候变化相关的有形风险和过渡风险。尽管我们无法预测这样的行动的影响，但对化石燃料能源公司的投资和融资的这种限制可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。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。我们无法预测规则及其要求的最终形式和实质。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。另外，美国证券交易委员会还宣布，它正在审查现有的公开申报文件中与气候变化相关的披露，这增加了如果美国证券交易委员会声称发行人的气候披露具有误导性、欺骗性或缺陷时的执法可能性。这样的机构行动可能会增加私人诉讼的可能性。
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。
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。与此相关的是，2024年1月12日，环保局发布了一项实施IRA甲烷排放费要求的拟议规则；即根据该机构温室气体报告规则的石油和天然气系统来源类别要求，对超过指定废物排放门槛的设施每年报告超过2.5万公吨二氧化碳当量温室气体的甲烷排放征收年费。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。
身兼两职的人士可能会不时察觉到某些商业机会(例如收购机会)，并可能将该等机会引导至我们的股东已投资的其他业务，在这种情况下，我们可能不会意识到或有能力追寻该等机会。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，或对它们的担忧，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。有关更多信息，请参阅本年度报告附件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。
2022年3月1日，董事会批准了Berry Corporation 2022年(Bry)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。根据2022年综合计划，我们预留普通股作为基于股权的奖励发行给员工、董事和某些其他人员。我们已经以S-8表格向美国证券交易委员会提交了登记声明，规定根据2022年综合计划已发行或预留发行的普通股进行登记。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S-8表格登记声明登记的股份可立即在公开市场上转售，而不受限制。投资者在行使根据2022年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年综合计划授权发行2,950,000股普通股，金额包括根据2022年综合计划新预留的2,300,000股普通股和根据第二次修订和重新修订的Berry Petroleum Corporation 2017综合激励计划(“2017综合计划”)剩余的650,000股普通股。截至2023年12月31日，根据2022年综合计划可能发行的剩余最大股票数量为2,631,250股。
股息的支付将由我们的董事会酌情决定。
2023年，我们以每股0.42美元的定期固定股息和0.55美元的浮动股息的形式，支付了每股0.97美元的总股息。2024年2月，我们的董事会批准了每股0.12美元的固定现金股息，以及基于2023年第四季度业绩的每股0.14美元的可变现金股息，预计每笔股息将于2024年3月支付。我们不能确定我们是否会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。未来股息的支付和数额(如有)以本公司董事会的声明为准。此类支付将取决于各种因素，包括经营的实际结果、流动性和财务状况、经营活动提供的净现金、适用法律施加的限制、我们的应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。
由于我们的新兴成长型公司身份将于2023年12月31日到期，我们已经并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向管理层提出要求。此外，我们对财务报告的内部控制现在必须符合萨班斯-奥克斯利法案第404条所要求的所有标准。如果未能根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404条对财务报告进行有效的内部控制，可能会对我们的业务和股价产生重大不利影响。
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，我们的新兴成长型公司身份因IPO满五周年而到期。从新兴成长型公司地位的转变要求我们允许我们的独立注册会计师事务所在本年度报告中根据萨班斯-奥克斯利法案第404(B)条的要求证明我们的内部控制的有效性。
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。由于我们的新兴成长型公司地位将于2023年12月31日到期，我们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。
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，请参阅本年度报告附件4.4。
例如，我们的公司注册证书和章程包括以下条款：(I)授权我们的董事会发行“空白支票”优先股，并在未经股东批准的情况下确定这些股票的价格和其他条款，包括优先和投票权，以及(Ii)建立提名董事或在股东大会上陈述事项的提前通知程序。
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我们的股东通过增加股东更换董事会成员的难度来更换或撤换我们目前的管理层的任何尝试，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，我们的公司注册证书或我们的附例或(Iv)任何针对我们、我们的董事、高级职员或雇员的、受内部事务管辖的诉讼
在每一个此类案件中，均受衡平法院管辖，该法院对被指名为被告的不可或缺的当事人具有标的管辖权和属人管辖权。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1C。网络安全
评估、识别和管理网络安全风险的流程说明
我们的业务运营依赖于我们的信息系统的性能和可用性，我们使用这些系统来沟通、控制和管理我们的运营，并准备我们的财务管理和报告信息。我们业务和运营的效率在很大程度上依赖于这些系统。我们寻求通过以下描述的流程评估、识别和管理网络安全风险：
•风险评估:
实施多层次体系，保护和监测数据和网络安全风险。我们的网络安全保障措施定期由内部安全人员和独立的第三方网络安全供应商进行评估。这些评估包括但不限于漏洞评估、渗透测试和内部安全控制审查。我们的内部信息技术(“IT”)团队定期进行评估，以评估、识别和管理重大网络安全风险。我们的目标是更新我们的网络安全基础设施、程序、政策和教育计划，以回应这些评估。
•事件识别和响应:
已经安装了防火墙和扩展检测和响应(XDR)平台，以识别网络安全事件。在发生入侵或网络安全事件时，我们制定了事件响应计划和政策，以指导我们的事件响应团队识别和缓解威胁，以促进恢复正常运营。该计划和政策描述了网络安全事件的内部升级流程，这些事件被认为具有中等或更高的业务影响，即使对我们来说并不重要，从IT负责人到公司高级管理层，以及适当时到审计委员会和/或董事会。
•网络安全培训和意识:
所有新员工都会接受网络安全意识培训。所有员工和承包商都会接受年度培训，并定期接受演习和模拟攻击。我们的组织利用网络安全供应商定期进行网络安全桌面演习，以测试我们的事件响应计划的有效性，并实施事件后的“经验教训”以改进我们的响应。
•访问控制:
向用户提供符合最低特权原则的访问权限，为他们提供与其工作职能一致的访问权限，仅此而已。我们已经实施了多因素身份验证
访问公司信息所需的流程。定期审查用户访问权限，以确保其更新和适当。
•加密和数据保护:
加密方法用于保护传输中和静止的敏感数据。
我们将第三方服务提供商和审查作为我们网络安全计划的一部分。例如，我们聘请了一名独立的网络安全顾问来审查、评估我们的信息安全计划和信息技术战略计划，并提出建议。我们认识到第三方服务提供商带来了网络安全风险。为了缓解这些风险，在与任何第三方网络安全服务提供商接洽之前，我们都会进行尽职调查，以评估他们的网络安全能力。此外，我们努力在与这些提供商的合同中纳入网络安全要求，包括要求他们遵守安全标准和协议，包括个人身份信息方面的安全标准和协议。
上述网络安全风险管理流程已纳入公司的整体企业风险管理计划。网络安全风险被理解为重大的业务风险，因此被认为是我们整个企业风险管理方法的重要组成部分。
网络安全威胁带来的风险的影响
截至本报告日期，尽管本公司和我们的服务提供商经历了某些网络安全事件，但我们不知道之前有任何网络安全威胁对本公司产生了重大影响或有合理的可能性对本公司产生重大影响。然而，我们承认网络安全威胁在不断演变，未来发生网络安全事件的可能性仍然存在。尽管我们实施了网络安全程序，但我们的安全措施不能保证不会发生重大网络攻击。对我们的信息技术或运营技术系统的成功攻击可能会对业务造成严重后果。虽然我们将资源投入到我们的安全措施上，以保护我们的系统和信息，但这些措施不能提供绝对的安全。任何安全措施都不是万无一失的。见“第1A项。风险因素“，了解与我们的IT系统遭到破坏或危害相关的业务风险的更多信息。
董事会的监督与管理作用
董事会负责监督网络安全、信息安全和信息技术风险，以及管理层识别、评估、缓解和补救这些风险的行动。作为其定期风险监督计划的一部分，审计委员会协助董事会对公司的网络安全、信息安全和信息技术风险进行监督。审计委员会每季度与信息技术和执行管理层负责人一起审查和讨论公司在网络安全、信息安全以及信息和运营技术方面的政策、程序和做法，包括相关风险。
认识到网络安全对我们业务的成功和弹性的重要性，董事会认为网络安全是公司治理的一个重要方面。为了促进有效的监督，我们的网络安全团队由我们的IT主管领导，就网络安全风险、事件趋势以及新出现的重大网络风险所需的网络安全措施的有效性进行讨论。
我们的网络安全团队由在信息安全、风险管理和事件应对方面具有相关背景的经验丰富的员工组成。这些背景包括相关学位、证书和相关工作经验，包括在能源行业企业级组织中负责网络安全监督的角色。网络安全团队的经验也得到了第三方网络安全供应商的参与。
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，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(“证券集体诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级职员(统称为“被告”)。起诉书声称违反了1933年证券法(修订后的证券法)第11和15条，以及1934年交易法(修订后的交易法)第10(B)和20(A)条，代表所有假定类别的人购买或以其他方式收购(I)根据和/或可追溯到公司2018年首次公开募股的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“类别期间”)期间的S证券。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，Berry Corp.的S普通股价值下跌。
2021年11月1日，法院指定的联合首席原告提交了一份经修订的起诉书，代表同一推定类别根据证券法第11和15条以及交易法第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日提出驳回动议，2022年9月13日，法院发布命令驳回该动议，案件进入证据开示阶段。2023年2月13日，原告提出等级认证动议，2023年4月14日，被告提出异议；2023年5月26日，原告提交答辩状，等级认证动议听证会定于2023年8月23日举行。
2023年7月31日，双方签署了一份谅解备忘录，以纪念一项原则协议，以了结证券集体诉讼中的所有索赔，总金额为250万美元。2023年9月18日，原告和被告签署和解规定和协议，原告提出动议，寻求初步批准和解。2023年10月18日，法院批准了这项动议，发布了初步批准令，并将最终和解批准听证会安排在2024年2月6日。在向该阶层发出通知并进行选择退出和反对程序后，法院在2024年2月6日的听证会上最终批准了和解。2024年2月16日，法院发布了最终的和解批准令和判决，并终止了该案；和解资金将在未来几周内从现有的托管账户支付给该班级。被告继续坚称，这些索赔没有根据，也不承认与和解有关的任何责任。
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(“阿萨德诉讼”)，据称是股东乔治·阿萨德代表本公司利用证券集体诉讼提起诉讼，目前该诉讼正在同一法院待决。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，法院批准了双方共同规定的搁置阿萨德诉讼等待证券集体诉讼解决的请求。
2023年1月20日，第二起股东派生诉讼(“Karp诉讼”，连同阿萨德诉讼，“股东派生诉讼”)被提交给美国特拉华州地区法院，据称是由假定股东Molly Karp代表公司提起的，再次借助于证券集体诉讼。这起诉讼与阿萨德的诉讼类似，是针对本公司某些现任和前任高级管理人员和董事提出的，声称违反受托责任、协助和教唆以及基于被告涉嫌造成或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为的供款索赔。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。2023年2月13日，法院批准了双方共同规定的搁置Karp诉讼的请求，等待证券集体诉讼中被告简易判决的动议得到解决。证券集体诉讼的和解与股东派生诉讼无关。被告仍然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，但无法保证结果。目前，我们无法估计与这些事项有关的可能性或责任金额(如果有)。
此外，在2023年4月17日或前后，本公司收到股东诉讼要求，要求董事会调查并启动针对某些现任和前任高级管理人员和董事的法律程序，表面上是基于股东派生诉讼中声称的相同索赔。董事会任命了一个需求审查委员会，以审查需求。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
第II部
第五项登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
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全球精选市场交易，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。
纪录保持者：
截至2024年2月29日，我们的普通股由27名登记在册的股东持有，其中不包括吉德公司或其他作为被提名人的受益者。
股利政策
从历史上看，我们一直有，并计划继续使用我们的运营现金流为持续生产水平的运营提供资金，并定期通过大宗商品价格周期以季度股息的形式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月初，我们更新了股东回报模型，将季度固定股息增加了一倍，至每股0.12美元。2024年2月，我们的董事会根据2023年第四季度的业绩批准了每股0.12美元的固定现金股息和0.14美元的可变现金股息。股息将于2024年3月25日支付给2024年3月15日收盘时登记在册的股东。未来股息的支付和数额(如有)以本公司董事会的声明为准。此类支付将取决于各种因素，包括经营的实际结果、流动性和财务状况、经营活动提供的净现金、适用法律施加的限制、我们的应税收入、我们的银行信贷协议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。“
出售未登记的证券
没有。
股票回购计划
在截至2023年12月31日的一年中，我们以约1,000万美元的价格回购了140万股票(全部在第二季度)。自2018年12月计划开始至2023年12月31日，公司根据股票回购计划累计回购了1190万股股票，总额约为1.14亿美元，相当于截至2023年12月31日流通股的16%。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，公司可能会将调整后的自由现金流的一部分用于机会性股票回购。
2023年2月，董事会批准对公司股份回购授权增加1.02亿美元。截至2023年12月31日，公司剩余股份授权为1.9亿美元。
董事会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，最高可达董事会授权的总金额。董事会的授权没有到期日。
根据公司股票回购计划在2022年12月31日之后回购的股票需缴纳1%的美国联邦消费税。须缴交消费税的金额一般为本公司于适用课税年度内购回的股票的公平市值，扣除本公司于该课税年度发行的任何股票的公平市值。消费税适用于从2023年开始的任何股票回购计划，并将适用于随后的纳税年度。
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、现金要求和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停，而无需通知，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。
项目6.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2023年和2022年的项目以及这两年之间的年度比较。关于我们于2021年12月31日终了的年度以及2022年终了年度与2021年终了年度的比较，请参阅第二部分第7项。我们2022年年报Form 10-K的“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”。
高管概述
我们是一家价值驱动的美国西部独立上游能源公司，专注于陆上、低地质风险、长期石油和天然气储量。我们经营两个业务部门：(I)勘探和生产(“勘探和生产”)和(Ii)油井服务和废弃。我们的勘探和开发资产位于加利福尼亚州和犹他州，具有石油含量高的特点，主要位于人口较少的农村地区。我们的加州资产在圣华金盆地(100%石油)，而犹他州的资产在乌伊塔盆地(60%石油和40%天然气)。
至于我们在加州的勘探和勘探业务，我们专注于常规的浅层油藏。与非常规资源相比，此类油井的钻井和完井成本相对较低。加州石油市场主要与受布伦特原油影响的定价挂钩，后者通常实现了相对于西德克萨斯中质原油(WTI)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。由于盆地漫长的生产历史所产生的数据，其储集层特征和低地质风险机会通常被很好地理解。
2023年9月，我们完成了对麦克弗森能源公司(Macpherson Energy)的收购，这是一家私人持股的加利福尼亚州克恩县运营商。麦克弗森能源公司的资产是高质量、低递减的产油资产，位于加利福尼亚州克恩县农村的现有Berry资产附近。2023年12月，我们在加利福尼亚州克恩县获得了额外的、高度协同的工作权益。这些资产与我们收购增值、生产补充物的战略相一致，以支持我们的目标，即保持每年的单位产量。
我们在犹他州也有上游资产，位于乌伊塔盆地，在4000英尺到8000英尺的深度生产石油和天然气。我们对现有的种植面积(99,000英亩)拥有高度的运营控制权，这为额外的开发和重新完成提供了巨大的上行空间。
在我们的油井维修和报废部门，我们经营着加州最大的上游油井维修和报废业务之一，其运营名称为C&J C&J为加州的石油和天然气生产公司提供油井现场服务，包括油井维修和水物流。此外，C&J在油井的生产寿命结束时对油井进行封堵和废弃服务，我们相信这将基于加州闲置油井的巨大市场为贝瑞创造一个战略增长机会。
我们战略的核心是通过产生超出运营成本的大量自由现金流来创造价值，同时优化资本效率。在这样做的过程中，我们寻求通过整体回报实现股东价值最大化。自2018年7月首次公开招股(IPO)以来，我们展示了我们对
股东价值最大化，并通过分红和股份回购向股东返还大量自由现金流。我们还进行了能增加现金流的收购。
我们的股东回报模式于2022年1月1日生效，我们最近一次更新分配是在2023年初。具体地说，2023年，调整后自由现金流量的年度累计分配最初设定为(A)80%，主要以债务回购、股票回购、战略增长和收购生产补充性资产的形式；以及(B)20%的可变股息形式。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条件和情况来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、业务状况和其他因素。我们在2023年的调整后自由现金流为9,700万美元，其中1,900万美元(约20%)用于支付可变现金股息，1,000万美元用于股票回购，5,100万美元用于补充性收购，最引人注目的是麦克弗森收购，其余1,700万美元用于其他收购和非E&P资本。于2023年，在落实于2024年3月宣布的2023年第四季度股息后，我们将直接向股东返还总计6500万美元，其中包括：(I)1900万美元的浮动现金股息，(Ii)3600万美元的固定现金股息和(Iii)1000万美元的股票回购。
这一股东回报模式很简单，表明我们致力于优化自由现金流配置和股东的长期回报，包括通过增强现金流和减少债务来去杠杆化。作为我们战略的一部分，我们机会主义地考虑补充性收购，这有助于我们维持现有产量的目标(特别是在当前监管环境下，因为获得新油井钻探许可的能力受到限制)，甚至可能适度增加产量。根据规模的不同，补充性收购可能全部或部分来自资本支出的重新分配，作为增加调整后自由现金流的一种方式，并可能利用股东回报模型中规定的80%的调整后自由现金流。
我们根据行业状况、经营业绩和其他因素不时审查我们的股东回报模式下的分配。2024年，我们更新了调整后自由现金流量的定义，这是一种非公认会计准则衡量标准，即运营现金流量减去定期固定股息和资本支出。2022年和2023年，调整后自由现金流的定义是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大致相同所需的资本支出，定义为资本支出，在适用时不包括(I)与战略业务扩张有关的勘探及开发资本支出，例如收购及剥离油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。以前期间调整后的自由现金流量没有针对更新的定义进行追溯调整。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、补充性收购或其他增长机会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。请参阅“非GAAP财务计量”，以对经营活动提供的现金(我们根据GAAP计算和列报的最直接可比财务计量)与调整后自由现金流量的非GAAP财务计量进行对账。
我们相信，在我们以石油为主的低下滑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的钻井、侧钻和修井地点的广泛库存，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价值。我们还努力保持适当的流动性状况和可管理的杠杆状况，使我们能够通过大宗商品价格周期和收购来探索有吸引力的有机和战略增长。除了高效和战略性地运营和开发我们的现有资产外，我们还寻求收购增值、生产补充性物业，以补充我们现有的业务，增强我们的现金流，并使我们能够进一步推进我们的战略，即在必要的许可证和批准的发放延迟的情况下，保持产量基本持平。如需了解更多信息，请参阅《监管事项
--石油和天然气行业的监管。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，并支持与更安全、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、可靠和负担得起的能源。
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)调整后的自由现金流；(C)我们勘探和生产业务的产量；(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来规划我们的资本支出分配，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。请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，以对经营活动提供(使用)的净收入(亏损)和净现金(我们根据GAAP计算和列报的最直接可比财务计量)与调整后EBITDA的非GAAP财务计量进行对账。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。
调整后自由现金流
我们利用股东回报模型来确定调整后自由现金流的分配。这一股东回报模式很简单，表明我们致力于优化自由现金流配置和股东的长期回报，包括通过增强现金流和减少债务来去杠杆化。调整后自由现金流量的分配上一次更新是在2023年初，目的是(A)80%主要以债务回购、股票回购、战略增长和收购产生补充性资产的形式；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条件和情况来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、业务状况和其他因素。
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
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运输，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、安全与环境
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的E&P业务和C&J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。见“第I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价值的一部分，我们努力以道德、安全和负责任的方式开展我们的业务，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，以此来衡量我们间接管理活动的效率。这些费用是我们的公司和专业团队为开发我们的资产和我们的日常运营提供适当支持的关键组成部分。
修井和弃井作业绩效
我们持续监控我们的油井维修和废弃业务表现，包括按服务和客户划分的收入和成本，以及该业务的调整后EBITDA。
营商环境、市场状况及展望
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和财务业绩受到商品价格（包括差异）的严重影响，商品价格已经并可能继续大幅波动，原因是许多与市场相关的变量，包括全球地缘政治和经济状况，以及本地和区域市场因素和混乱。二零二三年的平均油价及天然气价格较二零二二年下跌，并于二零二三年第四季度末进一步下跌。石油和天然气价格一直波动，并可能继续波动。作为天然气净购买者，我们的经营成本一般预期受天然气价格波动的影响比我们的天然气销售更大。
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，在生产稳定时是可以预测的。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，这些要求对大宗商品价格的依赖程度较低。
目前，预计欧佩克+和其他产油国供应的全球石油库存将从2023年上半年的库存增加过渡到2024年大部分时间的库存下降。2022年10月，欧佩克+宣布初步减产，减产持续到2023年12月。2023年6月，欧佩克+从2024年1月至2024年12月进一步减产，延长了2022年10月的减产期限。2023年11月，欧佩克+宣布进一步自愿减产，从2024年1月至2024年3月，日减产总额为220万桶。
此外，针对乌克兰持续的冲突，各国对俄罗斯石油实施了制裁和进口禁令，进一步影响了全球石油供应。除其他外，石油和天然气价格可能会随着需求的任何变化而下降或上升，原因包括乌克兰持续的冲突、最近以色列-哈马斯冲突、国际制裁、对欧佩克+未来行动的猜测、天然气价格上涨、利率上升、通货膨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，包括金融和信贷市场波动加剧或长期衰退。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。这些因素和其他外部因素(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、财务状况和运营结果是高度不确定的，取决于许多因素，包括我们无法控制和无法准确预测的未来发展。
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”.
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高度依赖于我们收到的石油和天然气生产价格，以及我们为购买天然气支付的价格，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”。
由于许多与市场有关的变量，石油和天然气的价格和差价可能会有很大波动。我们使用衍生品来对冲我们预测的石油和天然气产量以及天然气购买量的一部分，以减少我们对石油和天然气价格波动的敞口。下表列出了我们产品在下列期间的某些平均基准价、平均实现价格和价格变现占平均基准价的百分比。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 平均价格 | | 实现(1) | | 平均价格 | | 实现(1) |
原油销售量(每桶)： | | | | | | | |
布伦特原油 | $ | 82.18 | | | | | $ | 99.04 | | | |
| | | | | | | |
无衍生工具结算的已实现价格 | $ | 75.05 | | | 91% | | $ | 91.98 | | | 93% |
衍生工具交收的影响 | (3.38) | | | | | (14.39) | | | |
衍生品结算实现价格 | $ | 71.67 | | | 87% | | $ | 77.59 | | | 78% |
| | | | | | | |
WTI | $ | 77.61 | | | | | $ | 94.39 | | | |
| | | | | | | |
| 无衍生工具结算的已实现价格 | $ | 75.05 | | | 97% | | $ | 91.98 | | | 97% |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
购买天然气(单位：MMBTU) | | | | | | | |
月平均结算价(简写为NWPL) | $ | 8.28 | | | | | $ | 6.95 | | | |
| | | | | | | |
| 无衍生工具结算的已实现价格 | $ | 8.21 | | | 99% | | $ | 7.86 | | | 113% |
| 衍生工具交收的影响 | (1.79) | | | | | (1.74) | | | |
| 衍生品结算实现价格 | $ | 6.42 | | | 78% | | $ | 6.12 | | | 88% |
| | | | | | | |
__________(1)指数代表我们的已实现价格与所示指数的百分比。
油价
如上所述，截至2023年12月31日的一年，布伦特原油的平均价格比截至2022年12月31日的一年下降了16.86美元或17%。2023年，加州的平均实现油价为76.89美元，而布伦特原油的平均价格为82.18美元。2022年，加利福尼亚州的平均实现油价为93.40美元，而布伦特原油的平均价格为99.04美元。尽管加州市场通常会受到布伦特原油价格的影响，但加州油价是由当地供需动态决定的，包括第三方运输和基础设施能力。2023年，布伦特原油平均价格较2022年的较高价格有所下降，这主要与乌克兰冲突导致2022年第二季度石油和天然气价格大幅上涨有关。2023年下半年，由于经济增长强于预期以及沙特阿拉伯和俄罗斯持续减产，第三季度价格上涨，随后第四季度价格下降，原因是整体经济下滑导致需求下降。
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75%的需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口。我们相信，获得受布伦特原油影响的定价有助于我们继续在加州实现强劲的现金利润率。
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，我们对现有面积的运营控制很高，这为额外的垂直和/或水平开发井和重新完井提供了显著的上行空间。2023年，犹他州的平均实现油价为65.38美元，而布伦特原油的平均价格为82.18美元。2022年，犹他州的平均实现油价分别为81.09美元，而布伦特原油的平均价格为99.04美元。
汽油价格
对于我们在加州的蒸汽业务，我们为购买燃气支付的价格通常是根据西北指数、落基山脉指数和SoCal Gas城市门户指数来计算的。目前，我们大部分天然气都是在落基山脉购买的。现在，我们在落基山脉购买了大部分燃料气，加州的大多数购买都使用了SoCal Gas城市门户指数，而在此之前，加州购买的主要指数是Kern，Delivered。来自西北落基山指数的价格高达49.57美元/Mmbtu，2023年低至2.32美元/Mmbtu。来自SoCal Gas城市门户指数的价格高达54.31美元/Mmbtu，2023年低至4.09美元/Mmbtu。总体而言，在未对冲的基础上，我们在2023年购买天然气的平均价格为每Mmbtu 8.21美元。在截至2023年12月31日的一年里，我们平均支付的价格比截至2022年12月31日的一年每MMBtu上涨了0.35美元，涨幅为4%。如果将对冲效应计入我们购买的天然气，我们在2023年和2022年分别支付了6.42美元和6.12美元/Mmbtu。
我们的燃料气销售价格一般基于西北落基山脉指数，因为与燃料气购买相同的指数销售为购买天然气提供了天然的对冲。2023年，犹他州的平均实现天然气价格为6.94美元，而西北落基山脉的平均天然气价格为8.28美元，实现了84%。2022年，犹他州的平均实现天然气价格为8.13美元，而西北落基山脉的平均天然气价格为6.95美元，实现了117%。
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输送到我们的加州业务。我们在落基山脉购买了大约48,000 Mmbtu/d，其余的来自加州市场。加州的购买量波动较大，2023年和2022年的平均购买量分别为5000 Mbtu/d和12,000 Mmbtu/d。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购买进行套期保值，进一步降低蒸汽业务的燃料气成本的变异性。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。克恩产能使我们能够以相同的定价指数购买和销售天然气。
寒冷的天气条件导致2023年天然气价格居高不下。在加利福尼亚州，我们在2023年第一季度经历了显著的增长，天然气价格一度高达每MMBtu(SoCal Gas City-Gate)54.31美元。我们暂时关闭了一个热电联产设施，并减少了运营中其他部分的蒸汽产生，从而减少了加州的天然气消耗，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。与2022年相比，2023年美国西部天然气价格相对于Henry Hub有所下降。2023年第四季度末，与季度初相比，价格进一步下降。这一趋势一直持续到2024年初。我们目前的预期是，由于天然气产量增加和天然气储存库存水平增加，2024年初天然气价格将继续下降。我们的对冲策略，加上我们从落基山脉中游获得天然气，帮助我们缓解了高天然气价格对我们成本结构的影响。
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2024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。
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。
通货膨胀率
近年来，美国的通货膨胀率变得更加显著。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。这种通胀压力源于新冠肺炎疫情造成的供应链中断、需求增加、劳动力短缺等因素，包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突。2023年，通货膨胀率开始企稳甚至下降。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2024年。然而，我们确定，与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度通胀压力有所下降。
某些经营和财务信息
下表列出了截至2023年12月31日和2022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。从2023年第一季度开始，我们开始在落基山脉购买大部分燃料气，其余购买是在加利福尼亚州使用SoCal Gas城市门户指数进行的。在这一转变之前，加州天然气采购的主要指数使用的是Kern，Delivered指数。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
日均产量：(1) | | | |
石油（mbbl/d） | 23.5 | | | 24.0 | |
天然气(Mmcf/d) | 8.8 | | | 10.2 | |
NGL（mbbl/d） | 0.4 | | | 0.4 | |
总计(mboe/d)(2) | 25.4 | | | 26.1 | |
| 总产量： | | | |
石油(MBbl) | 8,568 | | | 8,770 | |
天然气(Mmcf) | 3,211 | | | 3,706 | |
NGL(Mbbl) | 155 | | | 144 | |
共计（孟加拉国经济及社会理事会）(2) | 9,258 | | | 9,532 | |
加权平均实现销售价格： | | | |
不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | |
| 预定衍生品和解的影响(美元/桶) | $ | (3.38) | | | $ | (14.39) | |
带套期保值的石油(美元/桶) | $ | 71.67 | | | $ | 77.59 | |
天然气(美元/mcf) | $ | 6.94 | | | $ | 7.96 | |
NGL($/bbl) | $ | 24.47 | | | $ | 43.85 | |
平均基准价格： | | | |
石油(桶)-布伦特原油 | $ | 82.18 | | | $ | 99.04 | |
石油(桶)-西德克萨斯中质原油 | $ | 77.61 | | | $ | 94.39 | |
天然气(MMBTU)-SoCal天然气城门(3) | $ | 10.96 | | | $ | 8.38 | |
天然气(MMBTU)-西北，落基山脉(4) | $ | 8.28 | | | $ | 6.95 | |
天然气(MMBTU)-Henry Hub(4) | $ | 2.53 | | | $ | 6.45 | |
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__________
(1)年度产量指期内的销售量。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)以6mcf天然气对1桶石油的能量含量为基础，将现有的天然气产量转换为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2023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82.18美元和2.53美元。
(3)此外，我们购买的用于产生蒸汽和电力的天然气主要基于落基山脉的价格指数，包括运输费，因为我们目前从落基山脉购买大部分天然气需求，其余部分在加利福尼亚州购买。SoCal天然气城市门户指数是仅用于加州天然气购买部分的相关指数。从2023年第一季度开始，我们在落基山脉购买了大部分燃料气，加州的大多数购买都使用了SoCal Gas城市门户指数，而在此之前，加州购买的主要指数是Kern，Delivered。
(4)此外，我们在落基山脉的大部分天然气采购和天然气销售都是基于西北落基山脉指数，在较小程度上是基于Henry Hub。
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： |
| 2023 | | 2022 |
平均日产量(mboe/d)(1): | | | |
加利福尼亚 | 20.7 | | | 21.3 | |
犹他州 | 4.7 | | | 4.7 | |
| 25.4 | | | 26.0 | |
| | | |
科罗拉多州(2) | — | | | 0.1 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
总平均日产量 | 25.4 | | | 26.1 | |
__________
(1)年度产量指期内的销售量。
(2)从2022年1月开始，我们剥离了我们在科罗拉多州的所有天然气资产。
与去年同期相比，我们的总产量下降了0.7mboe/d，降幅为3%。由于钻井和修井活动减少，以及自然基数的下降，加州的产量下降了0.6mboe/d，降幅为3%。2023年9月收购麦克弗森公司的产量部分抵消了这一影响，按年率计算，该公司的产量为0.5mboe/d。犹他州的产量与去年同期持平。科罗拉多州的资产于2022年初剥离。
2023年，我们在加利福尼亚州钻了5口新井和28口新井，在犹他州没有新井。2022年，我们在加利福尼亚州钻了55口新井和17口新井，在犹他州打了13口新井。与2023年9月完成对麦克弗森的收购有关，从2023年资本支出预算中重新分配了3500万美元，为收购价格的一部分提供资金。资本预算进行了调整，以反映由于增加了生产资产而减少了对遗留Berry资产的钻探活动的需求，使Berry能够实现生产目标，同时减少了遗留Berry资产加利福尼亚州和犹他州的钻井、修井和其他活动。
经营成果 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $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 | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | | | $ | (173,339) | | | (21) | % |
服务收入(1) | 178,554 | | | 181,400 | | | (2,846) | | | (2) | % |
售电 | 15,277 | | | 30,833 | | | (15,556) | | | (50) | % |
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损) | 40,006 | | | (137,109) | | | 177,115 | | | 不适用 |
| 其他收入 | 513 | | | 768 | | | (255) | | | (33) | % |
| | | | | | | |
总收入和其他 | $ | 903,460 | | | $ | 918,341 | | | $ | (14,881) | | | (2) | % |
__________ (1)我们的油井维修和报废部门偶尔会为我们的E&P部门提供服务。在公司内部取消之前，服务收入分别为1.86亿美元和1.84亿美元，在公司内部取消后 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的几年中，净服务收入分别为700万美元和300万美元，分别为1.79亿美元和1.81亿美元。
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。2023年，我们实现的油价为每桶75.05美元，对冲价格为每桶71.67美元。相比之下，2022年，我们的实际油价为每桶91.98美元，我们的对冲价格为每桶77.59美元。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，石油、天然气和天然气销售额减少1.73亿美元，降幅21%，至约6.69亿美元。这一下降是由1.48亿美元的较低价格和2500万美元的较低销量推动的，其中包括可归因于收购麦克弗森公司所获得的资产而增加的1400万美元。
如所示，服务收入全部由提供给第三方的油井维修和废弃业务的收入组成。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年，服务收入减少了300万美元，降幅为2%，降至约1.79亿美元，原因是服务从第三方转移到我们的E&P部门。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年中，对公用事业公司的电力销售额减少了1600万美元，降幅为50%，至约1500万美元。这一下降是由于我们在2023年减少了我们的一个热电联产设施的运营，以最大限度地提高成本效益，从而降低了电力销售量。
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2023年12月31日和2022年12月31日的年度中，和解损失分别为2900万美元和1.26亿美元。与2022年相比，2023年结算衍生工具固定价格与指数油价之间的价差收窄，推动了结算损失的同比下降。在截至2023年12月31日的一年中，按市值计算的非现金收益为6900万美元，而2022年为亏损1100万美元。由于我们是这些掉期的浮动价格支付者，通常相关价格指数的期间间下降(增加)会产生估值收益(损失)。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (单位：千) | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
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| | | | | | | |
费用和其他： | | | | | | | |
租赁运营费用 | $ | 316,726 | | | $ | 302,321 | | | $ | 14,405 | | | 5 | % |
服务成本(1) | 141,771 | | | 142,819 | | | (1,048) | | | (1) | % |
发电费用 | 7,079 | | | 21,839 | | | (14,760) | | | (68) | % |
交通费 | 4,486 | | | 4,564 | | | (78) | | | (2) | % |
营销费用 | — | | | 299 | | | (299) | | | (100) | % |
采购成本 | 3,338 | | | — | | | 3,338 | | | 100 | % |
一般和行政费用 | 95,873 | | | 96,439 | | | (566) | | | (1) | % |
折旧、损耗和摊销 | 160,542 | | | 156,847 | | | 3,695 | | | 2 | % |
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所得税以外的税项 | 57,973 | | | 39,495 | | | 18,478 | | | 47 | % |
天然气购买衍生产品的损失（收益） | 26,386 | | | (88,795) | | | 115,181 | | | 不适用 |
其他营业(收入)费用 | (1,788) | | | 3,722 | | | (5,510) | | | (148) | % |
总费用和其他 | 812,386 | | | 679,550 | | | 132,836 | | | 20 | % |
其他(费用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (35,412) | | | (30,917) | | | 4,495 | | | 15 | % |
其他，净额 | (237) | | | (142) | | | 95 | | | 67 | % |
其他(费用)收入合计 | (35,649) | | | (31,059) | | | 4,590 | | | 15 | % |
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所得税前收入 | 55,425 | | | 207,732 | | | (152,307) | | | (73) | % |
| 所得税支出(福利) | 18,025 | | | (42,436) | | | 60,461 | | | 142 | % |
净收入 | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (212,768) | | | (85) | % |
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调整后的EBITDA(2) | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | | | $ | (111,691) | | | (29) | % |
调整后净收益(亏损)(2) | $ | 39,230 | | | $ | 226,463 | | | $ | (187,233) | | | (83) | % |
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__________(1)我们的油井维修和报废部门偶尔会为我们的E&P部门提供服务。在公司内部取消之前，服务成本分别为1.49亿美元和1.46亿美元，在公司内部取消后，服务成本为1.49亿美元和1.46亿美元 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中，服务净成本分别为700万美元和300万美元，分别为1.42亿美元和1.43亿美元。
(2)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。关于经营活动和净收益(亏损)提供的现金净额的定义和对账，请参阅“第7项--非公认会计准则财务计量”。
费用
租赁运营费用按绝对美元计算较上年增加5%。与2022年相比，燃料消耗下降了12%，燃料成本下降了8%，而天然气平均价格上涨了4%。不包括燃料的租赁运营费用按绝对美元计算增长了12%，这是由于外部服务和租赁维护成本上升，主要是与2023年第一季度的天气有关，以及费率上升导致的电力成本增加。
由于服务组合和数量的变化，截至2023年12月31日的一年，服务成本比2022年减少了100万美元，降幅为1%，降至1.42亿美元。
截至2023年12月31日止年度，发电开支由截至2022年12月31日止年度的2.29美元下降至每boe 0.76美元，降幅为68%，这是由于本公司其中一项热电联产设施在一年内的一段时间内营运的销售量较2022年全年的营运有所减少，以最大限度地提高该等设施的边际效益。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。
由于2023年第三季度对麦克弗森的收购，截至2023年12月31日的一年的收购成本为300万美元。
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，天然气购买衍生品的损益分别为亏损2600万美元和收益8900万美元。截至2023年12月31日的一年，和解收益为3500万美元，或每股BOE 3.76美元，而2022年同期为3800万美元，或每股BOE 4.00美元。结算收益减少是由于与2022年相比，2023年结算固定价格与指数价格之间的价差收窄。2023年结算的对冲平均固定价格为5.25美元，名义数量为每天4万Mmbtu，而2022年的平均固定价格为4.21美元，名义数量为3.8万Mmbtu。截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的按市值计价估值损益分别为亏损6,100万元及收益5,100万元，与期末期货价格变动情况一致。
在截至2023年12月31日的一年中，与截至2022年12月31日的年度相比，一般和行政费用减少了约100万美元或1%。在截至2023年和2022年12月31日的一年中，非现金股票薪酬成本分别约为1400万美元和1600万美元，非经常性成本分别为900万美元和300万美元。2023年的非经常性成本主要包括高管换届成本、裁员成本和股东诉讼费用。2022年的非经常性成本包括执行人员过渡成本。
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2022年的7600万美元相比，减少了300万美元，降至7300万美元。同比下降的主要原因是2023年初实施了节约成本的举措。此外，2023年调整后的一般和行政费用包括300万美元的股东诉讼费用。关于一般和行政费用的对账，见“--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财务计量，用于调整后的一般行政和行政费用。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，DD&A增加了400万美元，或2%，达到约1.61亿美元，原因是损耗率增加。
所得税以外的税项 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英国央行) | | | |
遣散费税 | $ | 1.53 | | | $ | 1.46 | | | $ | 0.07 | | | 5 | % |
从价税 | 2.04 | | | 1.68 | | 0.36 | | | 21 | % |
温室气体排放限额 | 2.70 | | | 1.00 | | 1.70 | | | 170 | % |
| | | | | | | |
所得税以外的所有税种 | $ | 6.27 | | | $ | 4.14 | | | $ | 2.13 | | | 51 | % |
在截至2023年12月31日的一年中，不包括所得税在内的税收增加了2.13美元，达到每桶6.27美元，而截至2022年12月31日的一年中，这一数字为4.14美元。由于动荡的加州碳排放额度市场温室气体排放价格较高，温室气体支出增加，但部分被较低的温室气体排放所抵消。
其他营业(收入)费用
截至2023年12月31日的年度，其他营业收入为200万美元，主要包括前期财产税退税净额和设备销售净收益。截至2022年12月31日的年度，其他运营支出为400万美元，主要包括与我们2017年出现和重组之前的活动相关的特许权使用费审计费用200万美元，以及剥离科罗拉多州Piceance物业的约200万美元亏损。
利息支出
与2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度的利息支出增加了400万美元，增幅为15%，这是由于2023年用于收购的营运资金借款增加所致。
所得税支出(福利)
在截至2023年12月31日的一年中，我们的所得税支出约为1800万美元，2022年的税收优惠约为4200万美元。我们将截至2023年12月31日的年度的有效税率从截至2022年12月31日的年度的(20.4%)更改为32.5%，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，并在2022年释放了估值免税额。这些抵免可用于抵消未来的联邦所得税债务。2022年记录的抵免可用于抵消未来的所得税债务。见合并财务报表附注第二部分第8项下的附注8，所得税。有关所得税的更多信息，请参阅《财务报表和补充数据》。
E&P现场行动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英国央行) | | | | |
| 外地行动费用 | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 34.21 | | | $ | 31.72 | | | $ | 2.49 | | | 8 | % |
| 发电费用 | 0.76 | | | 2.29 | | | (1.53) | | | (67) | % |
交通费 | 0.48 | | 0.48 | | — | | | — | % |
营销费用 | — | | | 0.03 | | (0.03) | | | (100) | % |
| 总计 | $ | 35.45 | | | $ | 34.52 | | | $ | 0.93 | | | 3 | % |
| | | | | | | |
| 天然气购买套期保值收到的现金结算 | $ | (3.76) | | | $ | (4.00) | | | $ | 0.24 | | | (6) | % |
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| E&P非生产收入 | | | | | | | |
| 售电 | 1.65 | | $ | 3.24 | | | $ | (1.59) | | | (49) | % |
运输销售 | 0.06 | | | 0.05 | | | 0.01 | | | 20 | % |
营销收入 | — | | | 0.03 | | | (0.03) | | | (100) | % |
| 总计 | $ | 1.71 | | | $ | 3.32 | | | $ | (1.61) | | | (48) | % |
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有关详细信息，请参阅“管理层的讨论和分析--我们如何规划和评估运营”。
流动性与资本资源
截至2023年12月31日，我们的流动性为1.71亿美元，其中包括500万美元现金，我们2021年RBL贷款机制下可供借款的1.59亿美元，以及我们2022年ABL贷款机制(定义如下)下可供借款的700万美元。根据目前的大宗商品价格和我们迄今的开发成功率，我们预计能够从运营现金流中为我们的2024年资本发展计划提供资金。
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年开始，调整后自由现金流的年度分配为(A)80%主要以债务回购、股票回购、战略增长和收购生产补充性资产的形式；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条件和情况来决定，包括我们的收益、财务状况、融资协议的限制、业务状况和其他因素。我们不时会考虑补充性收购，这可以用来维持我们现有的生产量或支持战略增长，至少可以通过重新分配一部分资本来提供部分资金。与我们的股东回报模式一致，贝瑞将收购麦克弗森视为在具有挑战性的监管环境中维持基地生产的一种手段，以及扩大产量的机会。因此，我们重新分配了计划中的2023年维护资本支出中的3500万美元，为2023年支付的购买价格提供部分资金，这增强了2023年调整后的自由现金流，并用于此次收购。2023年12月，我们在加利福尼亚州克恩县获得了额外的、高度协同的工作权益，使用我们的2021年RBL为收购提供了初始资金，我们预计这笔余额将在2024年用当年调整后的自由现金流的一部分偿还。
调整后的自由现金流量并不代表我们现金余额的全部增加或减少，不应推断调整后的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、战略收购或其他增长机会或其他可自由支配的支出，因为我们有未从这一指标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。请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务衡量标准”，了解营运现金流的GAAP财务衡量标准与调整后自由现金流量的非GAAP财务衡量标准的对账。GAAP是我们根据GAAP计算和提出的最直接可比的财务衡量标准。
我们目前相信，我们的流动性、资本资源和现金将足以开展我们的业务和运营，并至少在未来12个月内履行我们的义务。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。请参阅第I部分--第1A项。“风险因素”用于讨论已知的重大风险，其中许多是我们无法控制的，这些风险可能对我们的业务、流动性、财务状况和运营结果产生不利影响。
2021年RBL设施
见合并财务报表附注第二部分第8项下的附注3，债务。“财务报表及补充数据”详见本报告。
2022年ABL设施
见合并财务报表附注第二部分第8项下的附注3，债务。“财务报表及补充数据”详见本报告。2023年11月15日，C&J和C&J Management签订了信贷协议第二修正案，根据该协议，必要的贷款人同意将最高借款基数从1,500万美元降至1,000万美元。没有使用较高的借款基数，减少借款基数将降低成本。
高级无担保票据
2018年2月，Berry LLC完成了本金总额为4亿美元的2026年2月到期的7.0%优先无担保票据的非公开发行，扣除支出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及其某些子公司在优先无担保的基础上提供全面和无条件的担保。强生和强生管理层不为2026年债券提供担保。根据补充契约，麦克森能源及其某些子公司于2024年1月4日和2024年2月8日成为2026年债券的担保人。
管理2026年票据的契约载有惯例契约和违约事件(在某些情况下，受宽限期的限制)。截至2023年12月31日，我们遵守了2026年票据下的所有公约。
债务回购计划
2020年2月，董事会(“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。
对冲
我们通过我们的大宗商品对冲计划保护了我们预期现金流的很大一部分，包括掉期、看跌、看涨和套圈。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。我们还在落基山脉签订了天然气运输合同，以帮助减少价格波动风险，但这些合同不符合套期保值的要求。
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)款中的每一项而言，套期保值的名义交易量被视为减去任何卖空或其他类似衍生工具的名义交易量，而这些卖权或其他类似衍生品的作用是使我们承受低于“下限”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。
我们普遍较低的递减生产基数为我们提供了对冲未来预期产量的大量资金的能力。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，请参阅第I部分--第1A项。风险因素--与我们的运营和行业相关的风险。
截至2024年2月29日，我们有以下原油生产和天然气购买对冲：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025财年 | | 2026财年 | | |
布伦特—原油生产 | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 1,536,118 | | | 1,611,294 | | | 1,481,749 | | | 1,438,656 | | | 2,669,125 | | | 1,881,768 | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 78.95 | | | $ | 78.97 | | | $ | 76.87 | | | $ | 76.94 | | | $ | 75.22 | | | $ | 70.84 | | | |
已售出呼叫(1) | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 122,000 | | | 91,000 | | | 92,000 | | | 92,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 91.11 | | | $ | 85.53 | | | |
购买Put（净额）(2) | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 318,500 | | | 318,500 | | | 322,000 | | | 322,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 58.53 | | | $ | 60.00 | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
卖出推杆（净额）(2) | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 45,500 | | | 45,500 | | | 46,000 | | | 46,000 | | | — | | | — | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| | | | | | | | | | | | |
NWPL—天然气采购(3) | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 3,040,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 6,080,000 | | | — | | | |
| 加权平均价格（$/mmmbtu） | $ | 4.11 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | | | |
HH—天然气采购(3) | | | | | | | | | | | | | |
| 购买电话 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加权平均价格（$/mmmbtu） | $ | 3.38 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| 天然气基础差异 | | | | | | | | | | | | | |
NWPL/HH—天然气采购(3) | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加权平均价格（$/mmmbtu） | $ | 4.10 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
__________
（1） 行使价相同的买入看涨期权及卖出看涨期权按净额基准呈列。
（二） 买入认沽及卖出认沽已按净额基准呈列。
（3） “NWPL”一词被定义为西北落基山脉管道。术语“HH”被定义为Henry Hub。
衍生产品收益（亏损）
计入经营报表之衍生工具收益及亏损概要呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 商品衍生工具已实现收益（亏损）： | | | | | |
石油和天然气销售衍生工具已实现（损失） | $ | (28,917) | | | $ | (126,176) | | | $ | (142,531) | |
天然气购买衍生品实现收益 | 34,812 | | | 38,153 | | | 50,897 | |
衍生工具已实现收益（损失）共计 | 5,895 | | | (88,023) | | | (91,634) | |
| | | | | |
| 商品衍生工具未实现收益（亏损）： | | | | | |
石油和天然气销售衍生产品未实现收益（损失） | 68,923 | | | (10,933) | | | (13,868) | |
天然气购买衍生品的未实现(亏损)收益 | (61,198) | | | 50,642 | | | (12,320) | |
衍生工具未实现收益(亏损)合计 | 7,725 | | | 39,709 | | | (26,188) | |
衍生品总收益(亏损) | $ | 13,620 | | | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | |
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： |
| 2023 | | 2022 |
原油销售量(每桶)： | | | |
| 衍生产品结算前的已实现销售价格 | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | |
| 衍生工具交收的影响 | $ | (3.38) | | | $ | (14.39) | |
| 衍生产品结算影响后的已实现销售价格 | $ | 71.67 | | | $ | 77.59 | |
| 购买天然气(单位：MMBTU)： | | | |
| 购买价格，在衍生产品结算前的影响 | $ | 8.21 | | | $ | 7.86 | |
| 衍生工具交收的影响 | $ | (1.79) | | | $ | (1.74) | |
| 购买价格，衍生产品结算后的影响 | $ | 6.42 | | | $ | 6.12 | |
现金股利
2023年，我们以每股0.42美元的定期固定股息和0.55美元的浮动股息的形式，支付了每股0.97美元的总股息。这些金额包括2023年宣布和支付的与2022年第四季度业绩相关的固定和可变股息，分别为每股0.06美元和0.44美元。2024年2月，我们的董事会批准了每股0.12美元的固定现金股息，以及基于2023年第四季度业绩的每股0.14美元的可变现金股息，预计每笔股息将于2024年3月支付。
下表是我们的普通股的定期固定现金股息和董事会根据2023年业绩批准的可变现金股息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | |
| 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | 年初至今 |
| 固定股息 | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.48 | |
可变股息(1) | — | | | 0.02 | | | 0.09 | | | 0.14 | | | 0.25 | |
| 总计 | $ | 0.12 | | | $ | 0.14 | | | $ | 0.21 | | | $ | 0.26 | | | $ | 0.73 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
__________(1)在业绩期间(用于确定可变股息的期间)后的下一个季度宣布所有浮动股息。该表列出了每个季度获得的股息总额。2024年2月，董事会根据截至2023年12月31日的三个月的业绩批准了0.14美元的可变股息。
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2023年12月31日的一年中，我们以约1,000万美元的价格回购了140万股票(全部在第二季度)。自2018年12月计划开始至2023年12月31日，公司根据股票回购计划累计回购了1190万股股票，总金额约为1.14亿美元。
2023年2月，董事会批准本公司股票回购授权增加1.02亿美元，将本公司的股份授权增加到2亿美元。截至2023年12月31日，公司剩余总股份回购权限为1.9亿美元。董事会授权允许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，最高可达董事会授权的总金额。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。收购的方式、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。公司可以在没有通知的情况下随时开始或暂停购买股票，并且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
详情请参阅第一部分--第1项和第2项--“我们的资本计划”。
合同义务
以下是截至2023年12月31日我们的承诺和合同义务摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 到期付款 |
| | 总计 | | 不到1年 | | 1-3
年份 | | 3-5
年份 | | 此后 |
| | (单位：千) |
债务义务： | | | | | | | | | | |
RBL设施 | | $ | 31,000 | | | $ | — | | | $ | 31,000 | | | $ | — | | | $ | — | |
2026年笔记 | | 400,000 | | | — | | | 400,000 | | | — | | | — | |
利息(1) | | 59,500 | | | 28,000 | | | 31,500 | | | — | | | — | |
应付递延收购(2) | | 18,999 | | | 18,999 | | | — | | | — | | | — | |
其他： | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
租契 | | 8,979 | | | 3,369 | | | 4,002 | | | 1,554 | | | 54 | |
资产报废债务(3) | | 196,578 | | | 20,000 | | | — | | | — | | | 176,578 | |
表外安排：(4) | | | | | | | | | | |
运输合同(5) | | 81,253 | | | 11,517 | | | 18,133 | | | 16,165 | | | 35,438 | |
其他购买义务(6) | | 17,100 | | | 8,400 | | | 8,700 | | | — | | | — | |
合同债务总额 | | $ | 813,409 | | | $ | 90,285 | | | $ | 493,335 | | | $ | 17,719 | | | $ | 212,070 | |
__________
(1)*代表2026年到期的2026年债券的利息，按7%计算。
(2)债务与2024年7月到期的麦克弗森收购的折现剩余应付款项2000万美元有关。剩余的应付金额以惯例购进价格调整为准。
(3)折现率为折现基础上估计的未来资产报废债务。我们没有按年显示长期资产报废债务，因为我们无法准确预测这些金额的时间。因为这些成本通常持续到未来很多年，估计这些未来成本要求管理层做出估计和判断，这些估计和判断可能会根据许多因素进行修订，这些因素包括通货膨胀率、不断变化的技术以及联邦、州和地方法律法规的变化。见第二部分--项目8综合财务说明附注1，列报依据。“财务报表和补充数据”，了解更多信息。
(4)预计这些承诺和合同义务将由我们来自运营的现金流提供资金。
(5)总金额包括根据购买在正常业务过程中使用的商品和服务的长期协议将到期的付款，以确保天然气通过管道运输到市场和市场之间。
(6)这些金额包括在加利福尼亚州的钻探承诺，为此，我们被要求在2025年6月之前钻探57口井，最低承诺为1710万美元。2023年9月，修改了钻井承诺，将其中28口井推迟到2024年12月钻井(此前要求在2023年10月1日之前钻井)，其余29口井推迟到2025年6月钻井(之前要求在2024年6月1日之前钻井)。
收购和资产剥离
2023年的收购
2023年9月，我们完成了对麦克弗森能源公司的收购，这是一家私人持股的加利福尼亚州克恩县运营商。总收购价格约为7,000万美元，视惯例收购价格调整而定。这笔交易的结构是，包括购买价格调整在内，交易完成时支付了约5300万美元，2024年7月将支付约2000万美元，视购买价格调整而定。
贝瑞认为，此次收购在一定程度上是在具有挑战性的监管环境中维持基地生产的一种手段，也是扩大产量的机会。因此，从2023年资本支出预算中重新分配了总计3500万美元，为收购价格的一部分提供资金，从而增强了2023年的调整后自由现金流，并用于此次收购。收盘价的一部分最初是通过动用2021年RBL信贷安排筹集的资金，该贷款已于2023年第四季度全额偿还。
我们收购Macpherson Energy是因为他们的资产是高质量、低递减率的产油资产，这些资产位于加利福尼亚州克恩县农村的现有Berry资产附近。这些资产也与贝瑞宣布的收购增值、生产补充物的战略相一致。麦克弗森能源公司被报告在E&P业务部门。
同样在2023年12月，我们在收购价格调整后以3300万美元收购了加利福尼亚州克恩县额外的高度协同的工作权益。这笔交易支持了我们有效维持加州生产的总体战略计划。在2023年期间，我们还收购了各种石油和天然气资产，其中包括已探明的资产，总计约1000万美元。这些收购中的每一项都被列为资产收购，因为几乎所有的公允价值都集中在石油和天然气的财产权益中。
2022年的收购和资产剥离
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。
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。
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。
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： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
现金净额： | | | |
由经营活动提供 | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | |
用于投资活动 | (175,272) | | | (164,552) | |
用于融资活动 | (64,800) | | | (165,422) | |
现金及现金等价物净(减)增 | $ | (41,415) | | | $ | 30,967 | |
经营活动
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年，经营活动提供的现金减少了约1.62亿美元。减少主要是由于平均已实现石油及天然气定价及产量下降、收购Macpherson导致的成本增加及冬季天气服务相关的成本上升，但因收到的衍生产品和解金额增加而部分抵销。2022年经营活动提供的现金是由于对冲收入增加，这主要是由于平均实现价格较高和成本较低。
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： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
资本支出 (1) | | | |
| 资本支出 | $ | (73,127) | | | $ | (152,921) | |
| 资本支出应计项目的变动 | (7,944) | | | 14,286 | |
| 收购，扣除收到的现金 | (94,201) | | | (25,917) | |
| | | |
用于投资活动的现金净额 | $ | (175,272) | | | $ | (164,552) | |
__________
(1)以实际现金支付为基础，而不是应计。
在截至2023年12月31日的一年中，用于投资活动的现金比截至2022年12月31日的一年增加了1100万美元，这主要是由于收购了麦克弗森公司。相应地，E&P和公司资本预算的减少包括减少了对遗留Berry资产的钻探、修井和其他活动。我们的资本支出减少是因为从2023年资本支出预算中重新分配了约3500万美元，用于支付部分收购价格。2022年投资活动中使用的现金主要用于资本支出，用于增加加州的旁路、修井和重新完成活动，这是由于获得新的钻探许可证方面的挑战，以及部分由于新收购的Antelope Creek资产中的机会而将更多资本分配给犹他州的资产。
融资活动
截至2023年12月31日止年度，融资活动所用现金较截至2022年12月31日止年度减少约1. 01亿元，主要由于购买库存股票减少、支付股息减少以及我们的信贷融资借款增加，以支付12月部分收购。于二零二二年，投资活动所用现金主要用于支付固定及可变股息及回购库存股票。
诉讼、索赔、承诺和或有事项
见第二部分第8项合并财务报表附注中的附注5，诉讼、索偿承诺和或有事项。详情见本报告的“财务报表及补充数据”。
资产负债表分析
我们的资产负债表于2022年12月31日至2023年12月31日的变动如下。
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (单位：千) |
现金和现金等价物 | $ | 4,835 | | | $ | 46,250 | |
应收账款净额 | $ | 86,918 | | | $ | 101,713 | |
衍生工具资产—流动和长期 | $ | 10,751 | | | $ | 36,443 | |
| | | |
| | | |
其他流动资产 | $ | 43,759 | | | $ | 33,725 | |
物业、厂房和设备、净值 | $ | 1,406,612 | | | $ | 1,359,813 | |
| | | |
| 递延所得税资产—长期 | $ | 30,308 | | | $ | 42,844 | |
其他非流动资产 | $ | 10,975 | | | $ | 10,242 | |
应付账款和应计费用 | $ | 213,401 | | | $ | 203,101 | |
衍生工具负债—流动和长期 | $ | 10,740 | | | $ | 44,748 | |
| | | |
长期债务 | $ | 427,993 | | | $ | 395,735 | |
| 递延所得税负债--长期 | $ | 2,344 | | | $ | — | |
| | | |
资产报废债务--长期 | $ | 176,578 | | | $ | 158,491 | |
其他非流动负债 | $ | 5,126 | | | $ | 28,470 | |
股东权益 | $ | 757,976 | | | $ | 800,485 | |
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”。
应收账款减少1500万美元，主要是由于E&P部门的销售价格和交易量下降所致。
其他流动资产增加1000万美元的主要原因是，由于预计2024年开发计划的增加，库存购买增加了800万美元，以及用于保险和电力合同抵押品的预付保证金增加了600万美元，但被主要用于预付费用摊销的减少400万美元部分抵消。
房地产、厂房和设备的4700万美元的增长主要是由于1.05亿美元的收购，主要与收购麦克弗森有关，7300万美元的资本投资和1700万美元的资产报废债务，被1.48亿美元的折旧费用所抵消。
资产长期递延所得税减少了1300万美元，这主要是由于当年账面收入的税收影响。
应付账款和应计支出增加了1000万美元，其中增加了3800万美元，原因是温室气体负债从非流动负债重新分类为流动负债，这笔款项将于2024年第四季度到期，2024年7月麦克弗森收购的贴现金额增加了1900万美元，其他支出增加了200万美元，但因其他费用(如购买燃气和资本支出)的运营成本减少3900万美元，以及由于销售价格和销量下降而应支付的特许权使用费减少了1000万美元。
衍生品净额增加800万美元，包括衍生品资产和负债，这是由于2022年净负债800万美元减少到2023年净资产不到100万美元。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。
长期债务增加了3200万美元，这是因为我们2021年RBL贷款机制的借款与2023年12月在克恩县的一笔小规模收购有关。
长期递延所得税负债增加200万美元是由于使用了国际数据中心的扣除额。
资产报废债务的长期部分增加了1,800万美元，从2022年12月31日的1.58亿美元增加到2023年12月31日的1.77亿美元，这是由于修订估计的负债1,300万美元，增值1,200万美元，以及产生的负债1,000万美元。在此期间结清的1,700万美元负债部分抵消了这些增加。
其他非流动负债减少2 300万美元是将温室气体负债重新归类为流动负债，债务将于2024年第四季度到期。
股东权益减少4,300万美元是因为宣布的普通股红利为7,800万美元，购买的库存股为1,000万美元，以及为支付股权奖励的税款而扣留的股票为700万美元。这些减少被3700万美元的净收入和1500万美元的基于股票的薪酬部分抵消。
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来规划我们的资本支出分配，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)不包括不寻常因素的影响
以及影响收益且差异很大且不可预测的罕见项目，包括衍生工具损益等非现金项目。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影响指标可比性且不反映公司核心业务的交易和活动后，如何评估公司的持续财务和经营业绩。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大致相同所需的资本支出，定义为资本支出，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增加产量，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。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作为规划未来增长的主要指标。
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、战略收购或其他增长机会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。
下表列出了在所显示的每个期间内，经营活动净收益(亏损)和净现金提供(使用)的GAAP财务计量与调整后EBITDA的非GAAP财务计量的对账。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
调整后的EBITDA对账： | | | |
净收入 | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | |
加(减)： | | | |
利息支出 | 35,412 | | | 30,917 | |
所得税支出(福利) | 18,025 | | | (42,436) | |
折旧、损耗和摊销 | 160,542 | | | 156,847 | |
衍生品（收益）损失 | (13,620) | | | 48,314 | |
预定衍生工具结算收（付）现金净额 | 5,895 | | | (88,023) | |
其他营业(收入)费用 | (1,788) | | | 3,722 | |
股票补偿费用 | 14,356 | | | 16,973 | |
采购成本(1) | 3,338 | | | — | |
非经常性成本(2) | 8,697 | | | 3,466 | |
调整后的EBITDA | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
| | | |
| | | |
__________
（1） 包括与麦克弗森收购有关的成本。
（二） 2023年，非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本，以及第三季度的股东诉讼和解相关成本。于二零二二年，非经常性成本包括第一季度与收购及剥离活动有关的法律及专业服务开支，以及第四季度的行政人员过渡费用。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
调整后的EBITDA对账： | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | |
| 加(减)： | | | |
| 现金付息 | 32,251 | | | 29,792 | |
| 现金缴纳所得税 | 3,282 | | | 3,633 | |
采购成本(1) | 3,338 | | | — | |
非经常性成本(2) | 8,697 | | | 3,466 | |
营运资产和负债变动—营运资金(3) | 25,654 | | | (21,446) | |
其他业务（收入）支出—现金部分(4) | (3,622) | | | 3,562 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
| | | |
| | | |
__________
（1） 包括与麦克弗森收购有关的成本。
（二） 2023年，非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本，以及第三季度的股东诉讼和解相关成本。于二零二二年，非经常性成本包括第一季度与收购及剥离活动有关的法律及专业服务开支，以及第四季度的行政人员过渡费用。
（3） 其他资产及负债变动包括营运资金及各种非重大项目。
（4） 指收益表中其他经营（收入）开支的现金部分，扣除现金流量表中的非现金部分。
下表列出了每个所示期间的GAAP财务计量经营现金流与非GAAP财务计量调整后自由现金流的对账。
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | |
| (单位：千) | | |
经调整自由现金流量对账： | | | | | |
经营活动提供的净现金(1) | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | | | |
| 减去： | | | | | |
维修资本(2) | (64,844) | | | (141,930) | | | |
固定分红(3) | (36,489) | | | (19,245) | | | |
调整后自由现金流 | $ | 97,324 | | | $ | 199,766 | | | |
__________（1） 在综合基础上。
（二） 维护资本是保持年产量大致持平所需的资本，其计算方法如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | | | | 2023 | | 2022 | | |
| | | | | (单位：千) |
综合资本支出(a) | | | | | $ | (73,127) | | | $ | (152,921) | | | |
排除的项目(b) | | | | | 8,283 | | | 10,991 | | | |
维修资本(c) | | | | | $ | (64,844) | | | $ | (141,930) | | | |
__________
(A)实际资本支出包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。
(B)成本包括与战略业务扩张有关的勘探与开发部门的资本支出，例如收购石油及天然气物业及任何勘探及开发活动以增加产量，以超越上一年度的年产量，以及我们的油井维修及废弃部门的资本支出，以及与附属可持续发展措施有关的公司支出，或与维持勘探及销售业务产量持平无关的其他酌情开支。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，我们分别剔除了约600万美元和800万美元的油井维修和废弃部门的资本支出，这些支出基本上全部用于可持续发展计划或其他可自由支配且与维护我们的核心业务无关的支出。在此期间，我们还分别排除了大约200万美元和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。
(C)从2024年开始，我们将调整后自由现金流量的定义更新为运营现金流量减去定期固定股息和资本支出。以前期间调整后的自由现金流量没有针对更新的定义进行追溯调整。
(3)中期股息是指就列报期间宣布的固定股息。
下表列出了GAAP财务计量中的每股净收益(亏损)和每股净收益(亏损)--稀释为调整后净收益(亏损)和调整后每股净收益(亏损)--摊薄后的每个时期的非GAAP财务计量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (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： | | | | |
净收入 | $ | 37,400 | | | $ | 0.48 | | | $ | 250,168 | | | $ | 3.03 | |
加(减)： | | | | | | | |
衍生品（收益）损失 | (13,620) | | | (0.18) | | | 48,314 | | | 0.59 | |
预定衍生工具结算收（付）现金净额 | 5,895 | | | 0.08 | | | (88,023) | | | (1.07) | |
其他营业(收入)费用 | (1,788) | | | (0.01) | | | 3,722 | | | 0.04 | |
采购成本(1) | 3,338 | | | 0.04 | | | — | | | — | |
非经常性成本(2) | 8,697 | | | 0.11 | | | 3,466 | | | 0.04 | |
增加（减少）共计，净额 | 2,522 | | | 0.04 | | | (32,521) | | | (0.40) | |
| | | | | | | |
所得税（费用）调整收益(3) | (692) | | | (0.01) | | | 8,816 | | | 0.11 | |
调整后净收益(亏损) | $ | 39,230 | | | $ | 0.51 | | | $ | 226,463 | | | $ | 2.74 | |
| | | | | | | |
| 调整后净收入的基本每股收益 | $ | 0.52 | | | | | $ | 2.88 | | | |
| 调整后净收入的摊薄每股收益 | $ | 0.51 | | | | | $ | 2.74 | | | |
| | | | | | | |
已发行普通股加权平均股份--基本 | 76,038 | | | | | 78,517 | | | |
已发行普通股加权平均数-摊薄 | 77,583 | | | | | 82,586 | | | |
__________
（1） 包括与麦克弗森收购有关的成本。
（二） 2023年，非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本，以及第三季度的股东诉讼和解相关成本。于二零二二年，非经常性成本包括第一季度与收购及剥离活动有关的法律及专业服务开支，以及第四季度的行政人员过渡费用。
（3） 2023年和2022年均采用联邦和州法定税率。
下表列出了公认会计原则财务措施的一般和行政费用与非公认会计原则财务措施的调整后一般和行政费用的对账表，每个期间。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
调整后的一般和行政预算对账： | | |
| 一般和行政费用 | $ | 95,873 | | | $ | 96,439 | |
| 减去： | | | |
| 非现金股票薪酬支出(G&A部分) | (13,681) | | | (16,498) | |
非经常性成本(1) | (8,697) | | | (3,466) | |
| 调整后的总务和行政费用 | $ | 73,495 | | | $ | 76,475 | |
| | | |
| 修井报废段 | $ | 11,171 | | | $ | 12,975 | |
| | | |
| E&P部门和企业 | $ | 62,324 | | | $ | 63,500 | |
E&P部门和企业(美元/boe) | $ | 6.73 | | | $ | 6.66 | |
| | | |
总mboe | 9,258 | | | 9,532 | |
| | | |
__________
(1)截至2023年，非经常性成本包括第一季度的高管换届成本和裁员成本，以及第三季度股东诉讼和解的相关成本。2022年，非经常性成本包括第一季度与收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用，以及第四季度的高管换届成本。
关键会计政策和估算
根据美国公认会计原则(“GAAP”)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。根据这种方法，所有已探明资产的收购和开发成本都被资本化，按油田分组，并在相关已探明储量的剩余寿命内摊销。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资产的减值。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。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变化约0.72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600万美元。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2023年12月31日和2022年12月31日，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2023年12月31日实现我们未经证实的财产余额的账面价值。
潜在的未来损害
在每个季度末，管理层通过考虑探明储量、石油和天然气价格、运营成本、资本成本和未来钻探计划的变化来评估已探明石油和天然气资产的减值账面价值。截至2023年12月31日，由于价格下跌和开发计划的变化，与2022年12月31日相比，我们七个枯竭单元中的两个已探明储量数量大幅下降。储备量对价格敏感，价格的同比变化幅度超过17%。此外，监管环境继续限制未来的钻探计划。于呈列所有期间内，吾等并无根据相关公认会计准则规则及规定就已探明及未经探明物业记录任何减值费用。然而，如果我们经历价格的进一步下降、储量的减少，包括由于开发计划或监管裁决的变化而对我们产生负面影响，这些已探明石油和天然气资产的账面价值可能会部分或全部受损。
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。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。我们对被收购企业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
将收购收购价对价不当分配给收购资产和负债，可能导致资产减值、记录以前未记录的负债以及其他财务报表调整。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PP&E的调整。随着时间的推移，负债增加，费用通过累加确认，资本化成本在资产的使用寿命内折旧。截至2023年12月31日，我们的ARO负债约为1.97亿美元。截至2023年12月31日，负债增加10%将导致负债2.16亿美元，而负债减少10%将导致负债1.77亿美元。
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，确定我们的石油和天然气销售以及天然气购买衍生品和加州总量管制与交易计划所要求的排放限额的公允价值。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。
美国证券交易委员会备案状态
公司的新兴成长型公司(“EGC”)资格于2023年12月31日到期，原因是我们在2018年首次公开募股(“IPO”)后的五个财年结束。自2023年12月31日起，本公司将被要求采用新的或修订后的会计准则，这些准则适用于非企业集团的上市公司，以遵守萨班斯-奥克斯利法案第404(B)条的审计师认证要求，并且不会受益于企业集团可获得的某些减少的披露要求。
有关前瞻性陈述的警示说明
本报告中包含或通过引用纳入的信息包括《证券法》第27A条和《交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。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。除历史事实陈述外，本报告中涉及公司预期、相信或预期未来将发生或可能发生的计划、活动、事件、目标、战略或发展的所有陈述，例如有关我们的财务状况、流动性、现金流(包括但不限于调整后的自由现金流量)、财务和经营业绩、资本计划和发展及生产计划、运营和业务战略、潜在收购和其他战略机会、储备、对冲活动、资本支出、资本回报、我们的股东回报模式和未来股息的支付、未来股票或债务的回购、资本投资、我们的ESG战略以及与此相关的新项目或业务的启动、回收因素和其他指导，均为前瞻性声明。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。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。因此，此类前瞻性陈述涉及重大风险和不确定因素，可能会对我们的预期财务状况、财务和经营业绩、流动性、现金流(包括但不限于调整后的自由现金流)和业务前景产生重大影响。可能影响我们的重大风险在上文“第1A项”中进行了讨论。本年度报告中的“风险因素”。
可能导致结果不同的因素(但不是所有因素)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、运营、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2022年和2023年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；
•总体国内和全球政治和经济趋势、地缘政治风险和一般经济和行业条件，如通货膨胀、利率上升、金融和信贷市场波动加剧、全球供应链中断以及政府干预金融市场和经济；
•征收关税或贸易或其他经济制裁、石油和天然气生产区的政治不稳定或武装冲突，包括乌克兰持续的冲突、最近的以色列-哈马斯冲突或长期衰退等因素；
•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需，包括外国生产商的行动，重要的是欧佩克+和欧佩克+S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；
•油气勘探与勘探行业的竞争与整合；
•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或收购来取代我们储量的能力；
•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；
•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；
•与收购麦克弗森相关的风险，包括我们可能无法成功地将资产整合到我们的业务中，未能识别与麦克弗森能源、其业务或资产相关的风险或负债，或无法实现任何预期的收益或增长；
•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、洪水和流行病或流行病，包括相关公共卫生问题的影响以及政府当局和其他第三方可能采取的应对大流行行动的影响；
•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
•政府行动和政治条件，以及其他第三方的行动超出我们的控制。
任何前瞻性陈述仅在该陈述发表之日起发表。除非法律另有要求，否则我们不承担纠正或更新任何前瞻性陈述的责任，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用法律另有要求。
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，包括与乌克兰持续冲突、以色列-哈马斯冲突、利率上升和通胀趋势相关的影响和事态发展，这些因素在2023年期间给金融市场带来了重大的波动性和不确定性。
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，确定我们的石油和天然气销售以及天然气购买衍生品和加州总量管制与交易计划所要求的排放限额的公允价值。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2023年12月31日，我们对冲头寸的公允价值净资产不到100万美元。石油和天然气指数价格比2023年12月31日的价格高出10%，将导致净负债约6600万美元；相反，石油和天然气指数价格比2023年12月31日的价格低10%，将导致净资产约7500万美元。有关衍生工具活动的其他资料，见合并财务报表附注第二部分第8项下的附注4“衍生工具”。本年度报告的“财务报表及补充资料”。
截至2023年12月31日，加州总量管制与交易计划要求的排放限额的公允价值为1900万美元。市场价格每上涨或下跌10%，将导致费用变化约200万美元。
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。我们通过选择符合以下条件的客户来积极管理此信用风险
相信他们的财务状况很好，并继续监测他们的财务状况。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。
在2023年12月31日和2022年12月31日，我们都有6家大宗商品衍生品交易对手。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，我们的2021年RBL工具防止我们达成有担保的对冲安排，但与我们的贷款人及其附属公司；或与没有分别获得标准普尔或穆迪A或A2信用评级或更高评级的非贷款人交易对手达成的对冲安排除外。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2023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2023年12月31日，我们在2021年RBL贷款机制下以10.50%的利率借入了3100万美元。假设信贷安排下的借款水平保持不变，1%的利率增加或减少不会导致每年的总利息支出发生重大变化。截至2023年12月31日，我们在2022年ABL贷款机制下没有借款。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。见合并财务报表附注第二部分第8项下的附注3，债务。本年度报告的“财务报表及补充数据”，以获取有关我们未偿债务利率的更多信息。
项目8.财务报表和补充数据
财务报表和补充数据索引
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| 页面 |
独立注册会计师事务所报告 | 112 |
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | 115 |
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的综合业务报表 | 116 |
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度股东权益综合报表 | 117 |
截至2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的合并现金流量表 | 118 |
合并财务报表附注 | 119 |
| |
补充石油和天然气数据（未经审计） | 151 |
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会Berry Corporation(Bry)：
关于合并财务报表与财务报告内部控制的意见
我们审计了所附贝瑞公司(Bry)及其子公司(本公司)截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023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)。我们还审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
我们认为，上述综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023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。我们还认为，截至2023年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
公司在2023年收购了麦克弗森能源公司，管理层将公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性、麦克弗森能源公司对与总资产1.298亿美元和总收入1450万美元相关的财务报告的内部控制排除在截至2023年12月31日的公司合并财务报表中。我们对公司财务报告的内部控制审计也排除了对麦克弗森能源公司财务报告内部控制的评估。
意见基础
本公司管理层负责编制该等综合财务报表，维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《注册会计师事务所管理层年度财务报告内部控制及认证报告》中财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是就公司的合并财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司的财务报告内部控制发表意见。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，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表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。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的
审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
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，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
用于消耗已探明石油和天然气性质的已探明石油和天然气储量的估计
如综合财务报表附注1所述，本公司采用生产单位法计算其已探明石油及天然气资产的损耗。根据这种方法，已探明石油和天然气资产的资本化收购和开发成本在估计已探明石油和天然气储量数量的基础上摊销。已探明石油和天然气储量的估计需要石油工程专家的专业知识。该公司聘请一家独立的石油工程公司估计已探明的石油和天然气储量，并由该公司的内部工程师协助。该公司在截至2023年12月31日的一年中记录了1.6亿美元的折旧、损耗和摊销费用。
我们将评估用于消耗已探明石油和天然气属性的已探明石油和天然气储量估计数确定为一项重要的审计事项。评估公司已探明石油和天然气储量估计中使用的未来产量和储量分类的关键假设时，需要复杂的审计师判断。这些假设的重大变化可能会影响已探明的石油和天然气资产的枯竭。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了对公司枯竭过程的某些内部控制的运行有效性，包括与确定未来产量和公司用来估计已探明石油和天然气储量的储量分类假设有关的控制。我们评估了(1)公司内部工程师、独立石油工程师和独立石油工程师的专业资格
公司内部工程师和独立石油工程师的知识、技能和能力，以及(3)独立石油工程师和独立石油工程公司与公司的关系。我们分析和评估了耗损费用的确定，以符合行业和法规标准。为了评估公司准确估计未来生产数量的能力，我们将公司前期使用的估计未来生产数量与实际生产数量进行了比较。我们分析了公司本期使用的估计未来生产量与当前实际生产率的对比。我们评估了该公司的独立石油工程公司使用的方法的符合性，该方法用于估计已探明的石油和天然气储量并将其归类为符合行业和监管标准的数量。我们阅读并审议了该公司独立石油工程公司的报告，该报告与我们对该公司已探明石油和天然气储量估计的评估有关。
已探明石油和天然气储量的未贴现未来现金流估计，用于评估某些已探明石油和天然气资产的账面价值的可采性
如综合财务报表附注1所述，本公司对其石油及天然气资产的账面价值进行一般逐个油田的可采矿性测试。只要事件或环境变化表明账面价值可能无法收回，就会进行可恢复性测试。本公司估计石油及天然气资产预期产生的未贴现未来现金流量，并将该等未贴现未来现金流量与石油及天然气资产的账面金额作比较，以确定账面金额是否可收回。确定未贴现的未来现金流以评估可回收性在很大程度上是由对未来探明储量和未来大宗商品价格的基本估计推动的。于2023年，本公司确定了一项减值指标，并完成了其中两个油田的可恢复性测试，未记录任何减值。截至2023年12月31日，已探明石油和天然气资产的账面价值为10.66亿美元。
我们将评估已探明石油和天然气储量的未贴现未来现金流估计，用于评估公司某些已探明石油和天然气资产的账面价值的可回收性，作为一项重要的审计事项。评估未来探明储量数量和未来大宗商品价格的关键假设需要审计师的主观判断。这些假设的重大变化可能会影响公司对公司已探明的石油和天然气资产可采矿性的确定。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了对公司损耗和减值过程的某些内部控制的操作有效性，包括与确定未来已探明储量数量和未来商品价格有关的控制。我们将公司在可采性测试中使用的探明储量数量与独立石油工程师根据产量单位法编制的耗竭探明储量估计数进行了比较。我们评估了公司内部工程师用来估计未来探明储量数量的方法是否符合行业和监管标准。我们还将公司未来使用的探明储量数量与历史生产趋势进行了比较。我们对公司内部工程师的专业资格和知识、技能和能力进行了评估。我们还测试了未来使用的大宗商品价格，方法是将这些价格与公开可用的价格进行比较。
/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
2024年3月7日
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022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 | $ | 4,835 | | | $ | 46,250 | |
应收账款，扣除坏账准备净额#美元655及$866于二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日 | 86,918 | | | 101,713 | |
| 衍生工具 | 5,288 | | | 36,367 | |
| | | |
| | | |
| 其他流动资产 | 43,759 | | | 33,725 | |
| 流动资产总额 | 140,800 | | | 218,055 | |
| 非流动资产： | | | |
| 石油和天然气性质 | 1,906,134 | | | 1,725,864 | |
| 累计损耗和摊销 | (592,621) | | | (465,889) | |
| 石油和天然气的总性质，净额 | 1,313,513 | | | 1,259,975 | |
| 其他财产和设备 | 167,767 | | | 155,619 | |
| 累计折旧 | (74,668) | | | (55,781) | |
| 其他财产和设备合计，净额 | 93,099 | | | 99,838 | |
| 递延所得税 | 30,308 | | | 42,844 | |
| | | |
| 衍生工具 | 5,463 | | | 76 | |
| | | |
| 其他非流动资产 | 10,975 | | | 10,242 | |
| 总资产 | $ | 1,594,158 | | | $ | 1,631,030 | |
负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付账款和应计费用 | $ | 213,401 | | | $ | 203,101 | |
| 衍生工具 | 9,781 | | | 31,106 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 流动负债总额 | 223,182 | | | 234,207 | |
| 非流动负债： | | | |
| 长期债务 | 427,993 | | | 395,735 | |
| 衍生工具 | 959 | | | 13,642 | |
| | | |
| 递延所得税 | 2,344 | | | — | |
| | | |
| 资产报废债务 | 176,578 | | | 158,491 | |
| 其他非流动负债 | 5,126 | | | 28,470 | |
承付款和意外开支—附注5 | | | |
| 股东权益： | | | |
| | | |
普通股($0.001票面价值；750,000,000授权股份；87,671,241和86,350,771已发行股份;及 75,667,430和75,767,503于2023年12月31日及2022年12月31日发行在外股份） | 88 | | | 86 | |
| 额外实收资本 | 819,157 | | | 821,443 | |
库存股，按成本计算(12,003,811于2023年12月31日的股份及 10,583,268于2022年12月31日的股份） | (113,768) | | | (103,739) | |
留存收益 | 52,499 | | | 82,695 | |
| 股东权益总额 | 757,976 | | | 800,485 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 1,594,158 | | | $ | 1,631,030 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| (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 | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | |
| 服务收入 | 178,554 | | | 181,400 | | | 35,840 | | | |
| | | | | | | |
售电 | 15,277 | | | 30,833 | | | 35,636 | | | |
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损) | 40,006 | | | (137,109) | | | (156,399) | | | |
营销收入 | — | | | 289 | | | 3,921 | | | |
其他收入 | 513 | | | 479 | | | 477 | | | |
总收入和其他 | 903,460 | | | 918,341 | | | 544,950 | | | |
费用和其他： | | | | | | | |
租赁运营费用 | 316,726 | | | 302,321 | | | 236,048 | | | |
| 服务成本 | 141,771 | | | 142,819 | | | 28,339 | | | |
发电费用 | 7,079 | | | 21,839 | | | 23,148 | | | |
交通费 | 4,486 | | | 4,564 | | | 6,897 | | | |
营销费用 | — | | | 299 | | | 3,811 | | | |
采购成本 | 3,338 | | | — | | | — | | | |
一般和行政费用 | 95,873 | | | 96,439 | | | 73,106 | | | |
折旧、损耗和摊销 | 160,542 | | | 156,847 | | | 144,495 | | | |
| | | | | | | |
所得税以外的税项 | 57,973 | | | 39,495 | | | 46,500 | | | |
天然气购买衍生产品的损失（收益） | 26,386 | | | (88,795) | | | (38,577) | | | |
其他营业(收入)费用 | (1,788) | | | 3,722 | | | 3,101 | | | |
总费用和其他 | 812,386 | | | 679,550 | | | 526,868 | | | |
其他(费用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (35,412) | | | (30,917) | | | (31,964) | | | |
其他，净额 | (237) | | | (142) | | | (247) | | | |
其他(费用)收入合计 | (35,649) | | | (31,059) | | | (32,211) | | | |
| | | | | | | |
所得税前收入(亏损) | 55,425 | | | 207,732 | | | (14,129) | | | |
所得税支出(福利) | 18,025 | | | (42,436) | | | 1,413 | | | |
净收益(亏损) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | |
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每股净收益(亏损)： | | | | | | | |
基本信息 | $ | 0.49 | | | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | |
稀释 | $ | 0.48 | | | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | |
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
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) | |
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| 2020年12月31日 | | | $ | 85 | | | $ | 915,877 | | | $ | (49,995) | | | $ | (151,931) | | | $ | 714,036 | | |
为支付股权奖励税款而扣留的股份 | | | — | | | (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 | | |
为支付股权奖励税款而扣留的股份 | | | — | | | (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 | | |
为支付股权奖励税款而扣留的股份 | | | — | | | (6,916) | | | — | | | — | | | (6,916) | | |
基于股票的薪酬 | | | — | | | 15,223 | | | — | | | — | | | 15,223 | | |
| 普通股发行 | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | |
购买库存股 | | | — | | | — | | | (10,029) | | | — | | | (10,029) | | |
对普通股宣布的股息，美元0.97/共享 | | | — | | | (10,593) | | | — | | | (67,596) | | | (78,189) | | |
净收入 | | | — | | | — | | | — | | | 37,400 | | | 37,400 | | |
| 2023年12月31日 | | | $ | 88 | | | $ | 819,157 | | | $ | (113,768) | | | $ | 52,499 | | | $ | 757,976 | | |
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目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
经营活动的现金流： | | | | | |
净收益(亏损) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
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 | 160,542 | | | 156,847 | | | 144,495 | |
债务发行成本摊销 | 2,636 | | | 2,590 | | | 4,430 | |
| | | | | |
基于股票的薪酬费用 | 14,356 | | | 16,973 | | | 13,783 | |
递延所得税 | 15,813 | | | (45,566) | | | 819 | |
可疑账款备抵（减少） | (211) | | | — | | | (1,349) | |
其他营业费用(收入) | 1,834 | | | 160 | | | (487) | |
| | | | | |
衍生产品活动： | | | | | |
（收益）损失共计 | (13,620) | | | 48,314 | | | 117,822 | |
衍生工具的现金结算收（付） | 5,895 | | | (88,023) | | | (91,634) | |
| | | | | |
资产和负债变动情况： | | | | | |
应收账款减少(增加) | 30,197 | | | (15,409) | | | (15,614) | |
其他资产减少(增加) | 1,002 | | | 6,725 | | | (24,824) | |
(减少)应付账款和应计费用增加 | (39,122) | | | 36,100 | | | 4,045 | |
其他负债（减少） | (18,065) | | | (7,938) | | | (13,456) | |
经营活动提供的净现金 | 198,657 | | | 360,941 | | | 122,488 | |
| | | | | |
投资活动产生的现金流： | | | | | |
资本支出： | | | | | |
资本支出 | (73,127) | | | (152,921) | | | (132,719) | |
资本支出应计项目的变动 | (7,944) | | | 14,286 | | | 482 | |
| 收购，扣除收到的现金 | (94,201) | | | (25,917) | | | (50,568) | |
购置物业及设备及其他 | — | | | — | | | (876) | |
| 资产剥离所得 | — | | | — | | | 14,025 | |
出售物业及设备及其他 | — | | | — | | | 869 | |
用于投资活动的现金净额 | (175,272) | | | (164,552) | | | (168,787) | |
| | | | | |
融资活动的现金流： | | | | | |
| | | | | |
RBL信贷机制下的借款 | 538,000 | | | 247,000 | | | 119,000 | |
| 偿还RBL信贷安排 | (507,000) | | | (247,000) | | | (119,000) | |
| 2022年ABL信贷额度下的借款 | — | | | 2,000 | | | — | |
| 偿还2022年ABL信贷融资 | — | | | (2,000) | | | — | |
普通股支付的股息 | (78,190) | | | (109,455) | | | (11,486) | |
购买库存股 | (10,029) | | | (51,303) | | | (2,440) | |
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票 | (6,916) | | | (4,136) | | | (1,543) | |
| | | | | |
发债成本 | (665) | | | (528) | | | (3,506) | |
| | | | | |
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用于融资活动的现金净额 | (64,800) | | | (165,422) | | | (18,975) | |
现金及现金等价物净(减)增 | (41,415) | | | 30,967 | | | (65,274) | |
现金和现金等价物： | | | | | |
起头 | 46,250 | | | 15,283 | | | 80,557 | |
收尾 | $ | 4,835 | | | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
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”)，(“C&J”，连同C&J Management，“CJWS”)。根据上下文，本报告中的“公司”、“我们”、“我们”或类似词语指的是Berry Corp.及其子公司Berry LLC、C&J Management和C&J。2023年7月，我们签署了一项协议，收购了麦克弗森能源公司及其子公司，后者是加利福尼亚州克恩县的一家私人持股运营商，我们于2023年9月完成了收购(“麦克弗森收购”)。截至2023年9月15日，贝瑞有限责任公司拥有麦克弗森能源有限责任公司(前身为麦克弗森能源公司)及其子公司(麦克弗森能源公司)。
业务性质
我们是一家美国西部独立的上游能源公司，专注于陆上、低地质风险、长期石油和天然气储量。我们的业务是在二业务部门：(I)勘探和生产(“勘探和生产”)和(Ii)油井服务和废弃。我们的勘探和开发资产位于加利福尼亚州和犹他州，具有石油含量高的特点，主要位于人口较少的农村地区。我们在加州的资产位于圣华金盆地(100%的石油)，而我们的犹他州资产在Uinta盆地(60%的石油和40%汽油)。我们在加利福尼亚州经营油井维修和报废部门。
合并和报告原则
综合财务报表是根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制的，该原则要求管理层作出影响财务报表及附注所报金额的估计和假设。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位于加利福尼亚州和犹他州的陆上、低地质风险、长期石油和天然气储量的勘探和生产。
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。
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合并财务报表附注(续)
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。
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。根据这种方法，所有已探明资产的收购和开发成本都被资本化，按油田分组，并在相关已探明储量的剩余寿命内摊销。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。11000万，$11000万美元和300万美元22023年、2022年和2021年分别为1.2亿人。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列报的所有期间的资本化间接费用数额约为#美元6百万，$6百万美元和美元72023年、2022年和2021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。
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合并财务报表附注(续)
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2023年12月31日和2022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这两个时期都是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。
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
在每个季度末，管理层通过考虑探明储量、石油和天然气价格、运营成本、资本成本和未来钻探计划的变化来评估已探明石油和天然气资产的减值账面价值。截至2023年12月31日，由于价格下跌和开发计划的变化，与2022年12月31日相比，我们七个枯竭单元中的两个已探明储量数量大幅下降。储备量对价格敏感，价格的同比变化在17%。此外，监管环境继续限制未来的钻探计划。在所有提交的期间，我们都做到了不根据相关的GAAP规则和要求，记录已证实和未证实的物业的任何减值费用。然而，如果我们经历价格的进一步下降、储量的减少，包括由于开发计划或监管裁决的变化而对我们产生负面影响，这些已探明石油和天然气资产的账面价值可能会部分或全部受损。
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，3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。
为分配收购价格代价，吾等采用公认估值方法估计收购资产及负债的公允价值，而在许多情况下，此等估计乃基于吾等对收购资产在其估计可用年期内预期产生的未来营运现金流的判断。我们对被收购企业的公允价值的估计和判断可能被证明是不准确的，而且
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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。
对于于2023年9月完成的Macpherson收购，收购的已探明财产、设备及其他资产和负债按公允价值列报，收购的已探明石油和天然气财产的摊销采用生产单位法按剩余的已探明储量计算，其他财产和设备的折旧按每项资产的估计使用寿命使用直线方法计算。这一财产与现有油田合并，用于枯竭目的。有关更多信息，请参阅附注10，收购和资产剥离。
资产报废义务
我们确认资产报废债务(“ARO”)的价值是在确定存在拆除资产并在其使用年限结束时补救该财产的法律义务，且该债务的成本可以合理估计的期间内确认的。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$177百万美元和美元158截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别有100万美元包括在长期负债中，剩余的美元20应计负债中包括的每一期间的百万流动部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | | 2022 | | | | | |
| (单位：千) |
期初余额 | $ | 178,491 | | | $ | 163,925 | | | | | | |
| 已发生的负债，包括收购引起的负债 | 10,230 | | | 3,028 | | | | | | |
| 结算和付款 | (17,110) | | | (19,558) | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 吸积费用 | 11,980 | | | 10,848 | | | | | | |
| 因物业销售而减少 | — | | | (1,210) | | | | | | |
| 修订版本 | 12,987 | | | 21,458 | | | | | | |
| | | | | | | | |
期末余额 | $ | 196,578 | | | $ | 178,491 | | | | | | |
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。有关公司收入确认政策的信息，请参阅附注12，收入确认。
公允价值计量
我们已根据估值技术的投入，将我们按公允价值计量的资产和负债分类为三级公允价值等级：第一级-使用活跃市场的报价
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资产或负债；第二级--使用资产或负债的报价以外的可观测投入；第三级--使用不可观测的投入。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。
在我们的资产负债表上，唯一会受到反复公允价值计量影响的项目是衍生品和加州限额交易计划所要求的排放限额。我们使用估值技术，利用市场报价和定价分析，确定我们的石油和天然气销售以及天然气购买衍生品和加州总量管制与交易计划所要求的排放限额的公允价值。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。
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”)，包括(I)股东总回报PSU(“TSR PSU”)(A)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”)为市场目标的奖励；(B)仅以业绩期间的绝对TSR为基准的市场目标奖励；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(如适用)。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、变化
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法律或法规的解释、管理层计划或意图的改变、对法律诉讼结果的意见或其他因素。
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。
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报废服务以及其他买家的可用性，我们认为，如果我们失去任何一个主要的
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买方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2023年12月31日的一年中，我们的三个最大客户代表了大约41%, 20%，以及10占我们销售额的1%。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%和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，还有一位客户也是我们油井维修和报废部门的客户。
截至2023年12月31日，来自两个客户的应收账款净额，包括联合利息账单，约为31%和25我们应收账款的%。截至2022年12月31日，来自三个客户的应收账款净额，包括联合利息账单，约为33%, 16%，以及13我们应收账款的%。
美国证券交易委员会备案状态
公司的新兴成长型公司(“EGC”)资格于2023年12月31日到期，原因是我们在2018年首次公开募股(“IPO”)后的五个财年结束。自2023年12月31日起，本公司将被要求采用新的或修订后的会计准则，这些准则适用于非企业集团的上市公司，以遵守萨班斯-奥克斯利法案第404(B)条的审计师认证要求，并且不会受益于企业集团可获得的某些减少的披露要求。
新会计准则已发布，但尚未采用
2023年11月，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了指导意见，以改进可报告分部披露要求，主要是通过加强对重大分部费用的披露。此外，指导意见加强了中期披露要求，澄清了一个实体可以披露多个分部损益计量的情况，并包含其他披露要求。该指引的目的是使投资者能够更好地了解实体的整体业绩，并评估潜在的未来现金流。该指导意见适用于2023年12月15日之后开始的财政年度，以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期。允许及早领养。我们目前正在评估新的指导方针将对我们的合并财务报表产生的影响。
2023年12月，FASB发布了加强年度所得税披露的规则，以满足投资者要求提供更多有关实体运营中与有效税率调节和支付的所得税相关的税务风险和机会的信息。该指导意见适用于2024年12月15日之后的财务期，并允许在年度财务报表中提前采用。我们目前正在评估新的指导方针将对我们的合并财务报表产生的影响。
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注2-石油和天然气财产及其他财产和设备
石油和天然气资本化成本
与石油、天然气及天然气生产活动有关的资本化总成本（连同适用的累计损耗及摊销）呈列如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (单位：千) |
已证明的性质 | $ | 1,658,246 | | | $ | 1,477,791 | |
未证明的性质 | 247,888 | | | 248,073 | |
完全已证明性质和未证明性质 | 1,906,134 | | | 1,725,864 | |
减：累计损耗和摊销 | (592,621) | | | (465,889) | |
已证实和未证实财产总数，净额 | $ | 1,313,513 | | | $ | 1,259,975 | |
其他财产和设备
其他财产和设备包括：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日(1) |
| (单位：千) |
| 热电联产设施、天然气厂和管道 | $ | 62,818 | | | $ | 58,357 | |
车辆和服务设备 | 55,295 | | | 50,522 | |
| 家具和设备 | 27,335 | | | 25,902 | |
| 土地 | 13,903 | | | 13,902 | |
| 建筑物和租赁设施的改进 | 8,416 | | | 6,936 | |
| 其他财产和设备合计 | 167,767 | | | 155,619 | |
减去：累计折旧 | (74,668) | | | (55,781) | |
| 其他财产和设备合计，净额 | $ | 93,099 | | | $ | 99,838 | |
__________
（1） 若干过往期间金额已重新分类，以符合本期呈列方式。重新分类对资产负债表并无影响。
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注3-债务
下表概述了我们的未偿债务：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | | 利率 | | 成熟性 | | 安防 |
| (单位：千) | | | | | | |
| 2021年RBL设施 | $ | 31,000 | | | $ | — | | | 浮动利率 10.50%（2023年）和 9.50% (2022) | | 2025年8月26日 | | 抵押 90已探明石油和天然气储量现值的百分比以及对某些其他资产的留置权 |
| 2022年ABL设施 | — | | | — | | | 浮动利率 9.75%（2023年）和 8.3% (2022) | | 2025年6月5日 | | CJWS财产和某些其他资产 |
| 2026年笔记 | 400,000 | | | 400,000 | | | 7.0% | | 2026年2月15日 | | 不安全 |
| 长期债务—本金额 | 431,000 | | | 400,000 | | | | | | | |
| 减去：债务发行成本 | (3,007) | | | (4,265) | | | | | | | |
| 长期债务，净额 | $ | 427,993 | | | $ | 395,735 | | | | | | | |
递延融资成本
我们产生与发行债务有关的法律及银行费用。于2023年及2022年12月31日，于资产负债表“其他非流动资产”中呈报的债务发行成本约为（i）美元。3百万美元和300万美元4就日期为2021年8月26日的信贷协议而言，在作为担保人的Berry Corp、作为借款人的Berry LLC、作为行政代理及开证行的JPMorgan Chase Bank，N.A.及作为借款人的每一贷款人(经不时修订、重述、修改或以其他方式补充，即“2021年RBL贷款安排”)中，分别为百万元；及(Ii)日期为2022年8月9日的循环贷款及保证协议，在日期为2022年8月9日的循环贷款及保证协议中，扣除摊销后的非关键性款额。以及作为贷款人的三县银行(经不时修订、重述、补充或以其他方式修改，称为“2022年ABL贷款机制”)。于2023年12月31日及2022年12月31日，资产负债表上“长期债务净额”所载于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$3百万美元和美元4分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，2021年RBL贷款、2022年ABL贷款和2026年票据的摊销费用加起来约为#美元3百万，$2百万美元，以及$4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。2021年RBL融资机制和2022年ABL融资机制是公允价值层次结构中的第二级。2026年发行的债券的公允价值约为$391百万美元和美元369分别为2023年12月31日和2022年12月31日。2026年票据是公允价值层次结构中的第一级。
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2021年RBL设施
2021年RBL贷款机制提供最高可达#美元的循环贷款500承诺额为100万欧元，但须有储备借款基数和选定的承诺额总额。2021年经常预算贷款机制下的借款基数每半年重新确定一次，借款基数重新确定一般在每年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自进行一次临时重新确定。
截至2023年12月31日，2021年RBL设施有一笔500百万循环承付款，一美元200百万借款基数，A$200当选承诺额合计为百万美元，20用于签发信用证的百万美元再贷款(借款可获得性减去在次级贷款下签发的任何信用证的面值)。2021年注重结果的贷款机制下的可获得性不得超过选定的承诺额总额或借款基数减去未偿还预付款和信用证中较小的数额。2021年RBL贷款机制将于2025年8月26日到期，除非根据2021年RBL贷款机制的条款提前终止。2021年RBL贷款机制可供我们用于一般企业用途，包括营运资本。
2021年RBL贷款机制下的未偿还借款的利息利率等于：(A)惯例基本利率加上适用的保证金，范围为2.0%至3.0%或(B)条件SOFR参考利率，外加以下范围内的适用边际3.0%至4.0%，在每种情况下都是根据2021年成果预算贷款机制下的利用水平确定的。基本利率借款的利息每季度支付一次，定期SOFR借款的利息按一, 三或六个月，在借款人选择时支付，并在该利息期间的最后一天支付(或六个月, 三个月在该利息期开始后及该利息期结束时)。未使用的承诺费按0.50%.
2021年RBL贷款机制规定，在我们产生无担保债务的范围内，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%。此外，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2.75至1.0及(Ii)不少于1.0设置为1.0。截至2023年12月31日，我们遵守了所有债务契约。
2021年预算外融资机制还包括其他习惯性的肯定和否定公约，以及违约事件和补救办法。如果我们不遵守2021年RBL贷款机制中的财务和其他契约，贷款人可以在符合习惯救助权的情况下，要求立即支付2021年RBL贷款机制下的所有未偿还金额，并终止其下的承诺。
2021年RBL贷款由Berry Corp.及其某些子公司提供担保。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下的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2023年12月31日，我们拥有$31未偿还借款3,000万美元101000万美元的未偿信用证，约合美元159根据2021年RBL贷款机制，可用借款能力为1.8亿美元。
2022年ABL设施
在满足借款前的习惯条件的情况下，截至2023年12月31日，C&J和C&J Management可以借款，最高限额为(X)$10(Y)2022年ABL贷款机制下的借款基数，其中有一项信用证次级贷款，用于签发总金额不超过#美元的信用证7.52000万美元(借款可获得性减去根据次级贷款签发的任何信用证的面值)。“借款基数”的数额等于80符合条件的应收账款到期余额的%，
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但须受贷款人可按其合理酌情决定权执行的准备金所规限。截至2023年12月31日，借款基数为#美元。101000万美元。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超过浮动利率的%，每年在华尔街日报的“货币利率”栏目中公布和/或发表，作为其“最优惠利率”。利息每季度到期，拖欠。除非根据2022年ABL贷款的条款终止，否则2022年ABL贷款将于2025年6月5日到期。
2022年ABL融资机制要求C&J和C&J管理层遵守以下财务契约：(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百分比，截至贷款人在每个财政季度最后一天结束营业时；及(3)维持不少于#美元的税前净收入1.00从每个财政年度结束之日起。截至2023年12月31日，强生和强生管理层均遵守了所有债务契约。
2022年反洗钱机制还包括其他习惯性的肯定和否定公约，以及违约事件和补救办法。如果C&J或C&J Management不遵守2022年ABL融资机制中的财务和其他契约，贷款人可以在符合惯例治愈权利的情况下，要求立即支付2022年ABL融资机制下的所有未偿还金额，并终止其下的承诺。C&J和C&J Management在2022年ABL融资机制下的义务不由Berry Corp.或Berry LLC担保，Berry Corp.和Berry LLC不也不需要为此类义务提供任何信贷支持。
截至2023年12月31日，强生和强生管理层各自拥有不是借款和美元31000万未付信用证，金额为1美元72022年ABL贷款机制下可用借款能力的1.8亿美元。
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7.02026年2月到期的优先无担保票据，为我们带来约#美元的净收益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及其某些子公司在优先无担保的基础上提供全面和无条件的担保。强生和强生管理层不为2026年债券提供担保。根据补充契约，麦克森能源及其某些子公司于2024年1月4日和2024年2月8日成为2026年债券的担保人。
管理2026年票据的契约载有惯例契约和违约事件(在某些情况下，受宽限期的限制)。截至2023年12月31日，我们遵守了2026年票据下的所有公约。
债务回购计划
2020年2月，董事会(“董事会”)通过了一项计划，将花费高达1美元的资金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。我们有不但在该计划下回购了任何票据。
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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2021年RBL基金的石油套期保值要求(具体规定了我们的套期保值的数量和类型)外，我们的目标是覆盖我们的运营费用和大部分固定费用，其中包括维持生产水平所需的资本，以及适用的利息和固定股息，其中石油和天然气销售套期保值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。
石油销售对冲
对于固定价格销售掉期，我们是卖方，因此我们分别为每桶和每Mmbtu的指示加权平均价以上的价格支付结算款项，并分别为低于每桶和每Mmbtu的指示加权平均价的价格接受结算付款。
对于我们出售的看涨期权，我们将为高于每桶显示的加权平均价格(扣除任何递延溢价)的价格进行结算支付。除任何适用的递延溢价外，对于低于每桶显示的加权平均价格的价格，将不会支付或收到任何付款。
对于我们购买的看跌期权，我们将收到低于每桶指示加权平均价格(扣除任何递延溢价)的结算付款。除任何适用的递延溢价外，对于高于每桶显示的加权平均价格的价格，将不会支付或收到任何付款。
对于我们出售的看跌期权，我们将为低于每桶指示的加权平均价格(扣除任何递延溢价)的价格进行结算支付。除任何适用的递延溢价外，对于高于每桶显示的加权平均价格的价格，将不会支付或收到任何付款。
天然气购买对冲
对于固定价格的天然气购买掉期，我们是买方，因此我们对低于指示加权平均价的每Mmbtu价格进行结算付款，如果价格高于指示的加权平均价每Mmbtu接收结算付款。
对于购买的天然气，我们收到的结算付款价格高于每Mmbtu显示的加权平均价格，但不包括任何递延溢价。除任何适用的递延溢价外，对于低于所示加权平均价的每MMBTU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2023年12月31日，我们的应付递延保费净额约为$2100万美元，这反映在按市值计价的估值中，将支付到2024年12月31日。
我们使用石油和天然气生产对冲来保护我们的销售不受石油和天然气价格下降的影响。我们还使用天然气购买对冲来保护我们购买的天然气不受价格上涨的影响。我们不会进入
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以投机交易为目的的衍生品合约，并未将我们的衍生品计入现金流或公允价值对冲。这些工具的公允价值变动计入当期收益。石油和天然气销售套期保值的收益(亏损)在经营报表的收入和其他部分分类，而天然气购买套期保值则包括在经营报表的费用和其他部分。
截至2023年12月31日，我们有以下原油生产和天然气购买对冲：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025财年 | | 2026财年 | | | | | |
| 布伦特—原油生产 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 1,445,118 | | | 1,429,294 | | | 1,297,749 | | | 1,254,656 | | | 1,939,125 | | | 1,151,768 | | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 78.94 | | | $ | 78.93 | | | $ | 76.53 | | | $ | 76.59 | | | $ | 75.14 | | | $ | 70.27 | | | | | | |
已售出呼叫(1) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 182,000 | | | 182,000 | | | 184,000 | | | 184,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 91.11 | | | $ | 85.53 | | | | | | |
购买Put（净额）(2) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 318,500 | | | 318,500 | | | 322,000 | | | 322,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 58.53 | | | $ | 60.00 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
卖出推杆（净额）(2) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 45,500 | | | 45,500 | | | 46,000 | | | 46,000 | | | — | | | — | | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
NWPL—天然气采购(3) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 3,040,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 6,080,000 | | | — | | | | | | |
| 加权平均价格（$/mmmbtu） | $ | 4.11 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | | | | | | |
HH—天然气采购(3) | | | | | | | | | | | | | | | | |
购买电话 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | |
| 加权平均价格（$/mmmbtu） | $ | 3.38 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | |
| 天然气基础差异 | | | | | | | | | | | | | | | | |
NWPL/HH—基准互换(3) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | |
| 加权平均价格（$/mmmbtu） | $ | 4.10 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | |
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__________
（1） 行使价相同的买入看涨期权及卖出看涨期权按净额基准呈列。
（二） 买入认沽及卖出认沽已按净额基准呈列。
（3） “NWPL”一词被定义为西北落基山脉管道。术语“HH”被定义为Henry Hub。
除上表外，于2024年1月及2月，我们增加了以下卖出石油掉期（布伦特）： 1,000桶/日，美元78.60从2024年2月到2024年12月， 1,000桶/日，美元80.00从2024年3月到2024年12月， 2,000桶/日，美元75.45从2025年1月至2025年12月，以及 2,000桶/日，美元71.75从2026年1月到2026年12月。
2024年1月，我们还购买了电话， 1,000桶/日，美元105.00从2024年2月至2024年12月，除上表外。
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我们的商品衍生工具使用行业标准模型按公平值计量，包括可公开获取的相关商品价格及远期曲线等多个输入数据，并于呈列期间均分类为所需公平值层级的第2级。该等商品衍生工具须进行交易对手净额结算。 下表呈列我们于2023年及2022年12月31日的未偿还衍生工具的公允价值（毛额及净额）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 资产负债表分类 | | 确认的毛额
公允价值 | | 总金额抵销
在资产负债表中 | | 公平净值
在
资产负债表 |
| (单位：千) |
资产： | | | | | | | |
商品合同 | 流动资产 | | $ | 26,230 | | | $ | (20,942) | | | $ | 5,288 | |
商品合同 | 非流动资产 | | 28,992 | | | (23,529) | | | 5,463 | |
负债： | | | | | | | |
商品合同 | 流动负债 | | (30,723) | | | 20,942 | | | (9,781) | |
商品合同 | 非流动负债 | | (24,488) | | | 23,529 | | | (959) | |
总衍生品 | | | $ | 11 | | | $ | — | | | $ | 11 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 资产负债表分类 | | 确认的毛额
公允价值 | | 总金额抵销
在资产负债表中 | | 公平净值
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) | |
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工具防止我们达成有担保的对冲安排，但与我们的贷款人及其附属公司；或与没有分别获得标准普尔或穆迪A或A2信用评级或更高评级的非贷款人交易对手达成的对冲安排除外。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。
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衍生工具的收益(损失)
计入经营报表之衍生工具收益及亏损概要呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 商品衍生工具已实现收益（亏损）： | | | | | |
石油和天然气销售衍生工具已实现（损失） | $ | (28,917) | | | $ | (126,176) | | | $ | (142,531) | |
天然气购买衍生品实现收益 | 34,812 | | | 38,153 | | | 50,897 | |
衍生工具已实现收益（损失）共计 | 5,895 | | | (88,023) | | | (91,634) | |
| | | | | |
| 商品衍生工具未实现收益（亏损）： | | | | | |
石油和天然气销售衍生产品未实现收益（损失） | 68,923 | | | (10,933) | | | (13,868) | |
天然气购买衍生品的未实现(亏损)收益 | (61,198) | | | 50,642 | | | (12,320) | |
衍生工具未实现收益(亏损)合计 | 7,725 | | | 39,709 | | | (26,188) | |
衍生品总收益(亏损) | $ | 13,620 | | | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | |
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2023年12月31日和2022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2023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。
证券诉讼事宜
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义，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(“证券集体诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级职员(统称为“被告”)。起诉书声称违反了1933年证券法(修订后的证券法)第11和15条，以及1934年交易法(修订后的交易法)第10(B)和20(A)条，代表所有假定类别的人购买或以其他方式收购(I)根据和/或可追溯到公司2018年首次公开募股的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“类别期间”)期间的S证券。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，Berry Corp.的S普通股价值下跌。
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2021年11月1日，法院指定的联合首席原告提交了一份经修订的起诉书，代表同一推定类别根据证券法第11和15条以及交易法第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日提出驳回动议，2022年9月13日，法院发布命令驳回该动议，案件进入证据开示阶段。2023年2月13日，原告提出等级认证动议，2023年4月14日，被告提出异议；2023年5月26日，原告提交答辩状，等级认证动议听证会定于2023年8月23日举行。
2023年7月31日，双方签署谅解备忘录，原则上达成协议，解决证券集体诉讼中的所有索赔，总金额为$2.51000万美元。2023年9月18日，原告和被告签署和解规定和协议，原告提出动议，寻求初步批准和解。2023年10月18日，法院批准了这项动议，发布了初步批准令，并将最终和解批准听证会安排在2024年2月6日。在向该阶层发出通知并进行选择退出和反对程序后，法院在2024年2月6日的听证会上最终批准了和解。2024年2月16日，法院发布了最终的和解批准令和判决，并终止了该案；和解资金将在未来几周内从现有的托管账户支付给该班级。被告继续坚称，这些索赔没有根据，也不承认与和解有关的任何责任。
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(“阿萨德诉讼”)，据称是股东乔治·阿萨德代表本公司利用证券集体诉讼提起诉讼，目前该诉讼正在同一法院待决。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，法院批准了双方共同规定的搁置阿萨德诉讼等待证券集体诉讼解决的请求。
2023年1月20日，第二起股东派生诉讼(“Karp诉讼”，连同阿萨德诉讼，“股东派生诉讼”)被提交给美国特拉华州地区法院，据称是由假定股东Molly Karp代表公司提起的，再次借助于证券集体诉讼。这起诉讼与阿萨德的诉讼类似，是针对本公司某些现任和前任高级管理人员和董事提出的，声称违反受托责任、协助和教唆以及基于被告涉嫌造成或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为的供款索赔。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。2023年2月13日，法院批准了双方共同规定的搁置Karp诉讼的请求，等待证券集体诉讼中被告简易判决的动议得到解决。证券集体诉讼的和解与股东派生诉讼无关。被告仍然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，但无法保证结果。目前，我们无法估计与这些事项有关的可能性或责任金额(如果有)。
此外，在2023年4月17日或前后，本公司收到股东诉讼要求，要求董事会调查并启动针对某些现任和前任高级管理人员和董事的法律程序，表面上是基于股东派生诉讼中声称的相同索赔。董事会任命了一个需求审查委员会，以审查需求。
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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，以确保我们的产品的运输，这需要每月的最低费用，无论是否使用了合同能力。截至2023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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 此后 | 总计 |
| (单位：千) |
表外安排：(1) | | | | | | |
运输合同(2) | $ | 11,517 | | $ | 10,051 | | $ | 8,082 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 35,438 | | $ | 81,253 | |
其他购买义务(3) | 8,400 | | 8,700 | | — | | — | | — | | — | | 17,100 | |
| 合同债务总额 | $ | 19,917 | | $ | 18,751 | | $ | 8,082 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 35,438 | | $ | 98,353 | |
__________
(1)预计这些承诺和合同义务将由我们来自运营的现金流提供资金。
(2)这些金额包括根据长期协议将到期的付款，这些付款用于购买在正常业务过程中使用的商品和服务，以确保天然气通过管道运输到市场和市场之间。
(3)这些金额包括在加利福尼亚州的钻探承诺，为此我们需要钻探57Wells，最低承诺额为$17.1到2025年6月将达到100万。2023年9月，钻探承诺被修改为推迟28将在2024年12月之前钻探的油井(以前要求在2023年10月1日之前钻探)，其余的29将在2025年6月之前钻井(之前要求在2024年6月1日之前钻井)。
注6-股东权益
现金股利
2023年，我们支付了总计美元的股息0.97每股，以定期固定股息$的形式0.42每股和可变股息为$0.55每股。2024年2月，我们的董事会批准了固定现金股息$0.12每股，以及可变现金股息$0.14以2023年第四季度业绩为基础的每股收益，预计每笔收益将于2024年3月支付。
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，我们支付了大约781000万，$1091000万美元和300万美元11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。
普通股
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。2022年综合计划授权发布2,950,000普通股的股份，其数额包括2,300,000根据2022年综合计划新预留的普通股和650,000根据2017年综合计划，普通股剩余可用。虽然在2017年综合计划下仍有奖励悬而未决，但自通过2022年综合计划以来，没有或未来可能根据2017年综合计划颁发任何奖励。根据2022年综合计划可能发行的剩余股票的最高数量为2,631,250截至2023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。
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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董事会可能不时宣布的从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。
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2023年12月31日，有75,667,430已发行普通股的股份。最多可增加一名4,886,044截至2023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。
股票回购计划
在截至2023年12月31日的年度，我们回购了1.42000万股(全部在第二季度)，价格约为美元10百万美元。自2018年12月开始至2023年12月31日，公司共回购了11.91000万股，根据股票回购计划累计约为#美元114总计2.5亿美元。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，公司可能会将调整后的自由现金流的一部分用于机会性股票回购。
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，使公司的股票授权增加到$200百万美元。截至2023年12月31日，公司剩余的总股份回购权限为$1901000万美元。董事会授权允许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，最高可达董事会授权的总金额。董事会的授权没有到期日。
我们回购了大约$511000万美元和300万美元22022年和2021年分别为1.8亿股。
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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。收购的方式、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。公司可以在没有通知的情况下随时开始或暂停购买股票，并且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。
基于股票的薪酬
本公司已授予完全以时间为基础的限制性股票单位(“RSU”)和以业绩为基础的限制性股票单位(“PSU”)，包括(I)股东总回报PSU(“TSR PSU”)；(A)以业绩期间的绝对股东总回报(“绝对TSR”)和相对总股东回报(“相对TSR”)为衡量标准的市场目标奖励；(B)只以业绩期间的绝对TSR作为市场目标的奖励；及(Ii)以公司于业绩期间的平均投资资本回报(“CROIC PSU”及“ROIC PSU”)为基础的奖励。CROIC PSU授予某些Berry员工，而ROIC PSU授予某些CJWS员工。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2002023年批准的TSR PSU的百分比，0%至2502022年和2021年批准的TSR PSU的百分比，0%至200在2023年、2022年和2021年批准的CROIC PSU的百分比，以及0%至2002023年和2022年批准的ROIC PSU的百分比。在2022年前，没有ROIC PSU获得批准。
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。
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，基于股票的薪酬支出约为$151000万，$182000万美元，和美元14分别为100万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，所得税优惠为51000万美元和300万美元2分别为100万美元。截至2021年12月31日止年度，基于股票的薪酬所得税优惠为不材料。
下表概述截至2023年12月31日止年度，根据2017年及2022年综合计划发行的受限制股份单位的相关活动。RSU的背心， 三年.于2023年12月31日，与受限制单位相关的未确认补偿成本约为$9百万美元，将在加权平均期内确认， 两年.
| | | | | | | | | | | |
| 股份数量 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| (千股) |
截至2022年12月31日未归属 | 2,519 | | | $ | 6.94 | |
| 授与 | 1,031 | | | $ | 8.92 | |
| 既得 | (1,362) | | | $ | 6.61 | |
| 被没收 | (273) | | | $ | 7.88 | |
截至2023年12月31日未归属 | 1,915 | | | $ | 8.11 | |
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下表概述截至2023年12月31日止年度，与根据2017年及2022年综合计划发行的电源供应单位有关的活动。截至2023年12月31日，与PSU相关的未确认补偿成本约为$6百万美元，将在加权平均期内确认， 两年.
| | | | | | | | | | | |
| 股份数量 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| (千股) |
截至2022年12月31日未归属 | 2,601 | | | $ | 11.18 | |
| 授与 | 437 | | | $ | 10.72 | |
性能因数调整 | 49 | | | $ | 5.11 | |
| 既得 | (1,145) | | | $ | 13.61 | |
| 被没收 | (360) | | | $ | 11.74 | |
截至2023年12月31日未归属 | 1,582 | | | $ | 8.98 | |
注7-确定缴费计划
我们根据《国内税收法典》第401（k）条赞助一项界定供款退休计划（“401（k）计划”），以协助所有全职雇员应付退休或其他未来财务需要。员工有资格在其聘用日期参加401（k）计划。截至2021年1月，本公司恢复了该计划的配套供款， 100第一个的百分比3参与人推迟支付的补偿的百分比。截至2021年7月，本公司增加了本计划的配套供款， 100第一个的百分比6参与人推迟支付的补偿的百分比。
我们花费了大约$6百万，$6百万美元，以及$2截至2023年12月31日，2022年和2021年12月31日，根据401（k）计划的规定，
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注8-所得税
我们的实际税率从（20.4）%，截至二零二二年十二月三十一日止年度， 32.5截至2023年12月31日止年度，主要由于于2022年确认与2021年课税期有关的美国联邦一般商业信贷及于2022年释放估值拨备。这些抵免可用于抵消未来的联邦所得税负债。我们的有效利率从（10.0）%至（20.4截至2022年12月31日止年度之财务报表（截至2022年12月31日止年度）主要由于于2022年确认与2021年课税期有关的美国联邦一般业务信贷及释放估值拨备所致。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
当期税额： | | | | | |
联邦制 | $ | 850 | | | $ | 642 | | | $ | — | |
状态 | 2,295 | | | 1,597 | | | 581 | |
当期税额总额 | 3,145 | | | 2,239 | | | 581 | |
递延税金： | | | | | |
联邦制 | 11,914 | | | (44,053) | | | 832 | |
状态 | 2,966 | | | (622) | | | — | |
递延税金总额 | 14,880 | | | (44,675) | | | 832 | |
本期和递延税项共计 | $ | 18,025 | | | $ | (42,436) | | | $ | 1,413 | |
联邦法定税率与实际税率的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | |
联邦法定利率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % | |
州，扣除联邦税收优惠的净额 | 5.8 | % | | 6.2 | % | | 3.7 | % | |
不可扣除的补偿 | 5.5 | % | | 1.8 | % | | (24.5) | % | |
其他永久性差异的影响 | (1.4) | % | | (0.3) | % | | (4.7) | % | |
税收抵免—上一年度 | — | % | | (11.5) | % | | (29.5) | % | |
税收抵免—本年度 | — | % | | — | % | | 21.5 | % | |
返回到规定 | 1.6 | % | | (0.3) | % | | (0.2) | % | |
| | | | | | |
更改估值免税额 | — | % | | (37.3) | % | | 2.7 | % | |
实际税率 | 32.5 | % | | (20.4) | % | | (10.0) | % | |
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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： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
递延税项资产： | | | |
净营业亏损结转 | $ | 9,300 | | | $ | 22,402 | |
温室气体负债和其他应计项目 | 16,027 | | | 10,728 | |
资产报废债务 | 53,751 | | | 48,994 | |
衍生工具 | (826) | | | 2,280 | |
税收抵免 | 86,410 | | | 88,908 | |
其他 | 3,336 | | | 2,882 | |
| | | |
| | | |
递延税项资产总额 | 167,998 | | | 176,194 | |
递延税项负债： | | | |
在财产基础上的账面税项差异 | (140,034) | | | (133,350) | |
| | | |
递延税项负债总额 | (140,034) | | | (133,350) | |
递延税项净资产 | $ | 27,964 | | | $ | 42,844 | |
截至2023年12月31日，该公司约有41联邦净营业亏损(“NOL”)结转和美元17结转2000万欧元的国家净营业亏损。联邦净营业亏损结转没有到期日。国家净营业亏损结转将在2037纳税年度后以不同的金额到期。此外，截至2023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$791000万美元和州税收抵免82000万(美元)7(扣除联邦福利净额)，如果不使用，将分别在2037年和2033年结束的纳税年度后开始到期。
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。我们评估了现有的正面和负面证据，以估计未来是否会产生足够的应税收入来允许使用现有的递延税项资产。截至2023年12月31日，由于近年来累积收入的积极证据以及现有联邦和州临时差异的逆转，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。
截至2023年12月31日或2022年12月31日，我们没有实质性的不确定税收头寸。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。
我们须缴纳美国及多个州司法管辖区的税款。我们目前没有接受任何联邦或州所得税机构的审计。2020年至2023年的联邦纳税年度和2019年至2023年的州纳税年度通常仍需根据各自的诉讼时效进行审查。
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注9-资产负债表和现金流量表的补充披露
于综合资产负债表呈报的其他流动资产包括以下各项：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (单位：千) |
预付费用 | $ | 12,330 | | | $ | 12,330 | |
| | | |
材料和用品 | 17,021 | | | 8,976 | |
| 预付定金 | 9,012 | | | 7,266 | |
石油库存 | 4,098 | | | 4,036 | |
| | | |
其他 | 1,298 | | | 1,117 | |
其他流动资产总额 | $ | 43,759 | | | $ | 33,725 | |
于2023年12月31日的其他非流动资产包括约$8百万经营租赁使用权资产，扣除摊销和美元3递延融资成本，扣除摊销后的净额。于二零二二年十二月三十一日，其他非流动资产包括约$6百万经营租赁使用权资产，扣除摊销和美元4递延融资成本，扣除摊销后的净额。
综合资产负债表的应付账款及应计费用包括以下各项：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (单位：千) |
| 应付帐款--贸易 | $ | 31,184 | | | $ | 40,286 | |
应付递延收购(1) | 18,999 | | | — | |
| 应计费用 | 55,663 | | | 85,360 | |
| 应付特许权使用费 | 28,179 | | | 38,264 | |
| | | |
| 温室气体负债—流动部分 | 37,945 | | | — | |
| 所得税负债以外的其他税项 | 6,488 | | | 6,640 | |
| 应计利息 | 11,999 | | | 10,885 | |
| | | |
| 资产报废债务--本期部分 | 20,000 | | | 20,000 | |
| 经营租赁负债 | 2,944 | | | 1,666 | |
| | | |
| 应付账款和应计费用总额 | $ | 213,401 | | | $ | 203,101 | |
__________
（1） 与剩余应付款$有关20 于二零二四年七月到期之麦弗逊收购事项，按贴现基准计算。
于2023年12月31日，其他非流动负债包括约$5 非流动性经营租赁负债。于二零二二年十二月三十一日，其他非流动负债包括约$232024年第四季度到期的非流动温室气体负债1.8亿美元，以及51.8亿美元的非流动经营租赁负债。
关于作业说明书的补充资料
截至2023年12月31日的年度，其他营业收入为2主要由前期物业税净退还和设备销售净收益组成。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，其他运营费用为41000万美元和300万美元3分别为2.5亿美元。截至2022年12月31日止年度，其他营运开支主要为2在2017年我们的出现和重组之前产生的特许权使用费审计费用，以及大约2剥离Piceance物业造成的损失为100万美元。截至2021年12月31日止年度，其他营运开支主要为开支
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$3与2017年RBL贷款机制有关的未摊销债务发行成本，约为#亿美元31000万美元的补充财产税评估、特许权使用费审计费用和坦克租金费用，以及#美元2超额遗弃费用和律师费等各种其他费用，部分抵消约#美元2出售物业的收益为100万美元，以及超过2来自员工留任积分的收入为3.8亿美元。
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (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 | $ | 37,945 | | | $ | — | | | $ | — | |
重大非现金投资活动的补充披露： | | | | | |
收购应支付的递延代价 | $ | 18,999 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 材料库存转移到石油和天然气资产 | $ | 1,694 | | | $ | 2,707 | | | $ | 3,424 | |
补充披露现金付款(收据)： | | | | | |
利息，扣除资本化金额后的净额 | $ | 32,251 | | | $ | 29,792 | | | $ | 29,211 | |
缴纳所得税 | $ | 3,282 | | | $ | 3,633 | | | $ | 699 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
附注10-收购和资产剥离
2023年的收购
2023年9月，我们完成了对麦克弗森能源公司的收购，这是一家私人持股的加利福尼亚州克恩县运营商。购买总价约为1美元。701000万美元，取决于惯例的购买价格调整。交易的结构是这样的，大约$53成交时支付了100万美元，包括购买价格调整，约为#美元202024年7月将支付100万美元，视购买价格调整而定。
根据收购会计方法，麦克弗森交易作为业务合并入账。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。收购的资产和承担的负债包括在E&P部分，这部分被归类为3级。下表为公司对截至成交日麦克弗森能源净资产的估计公允价值的初步收购价分配，包括初步营运资本调整。本公司将计量期调整计入初始期初资产负债表。
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| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年9月15日（如最初报告） | | 测算期调整 | | 2023年9月15日（经调整） |
| (单位：千) |
现金和现金等价物 | $ | 3,845 | | | $ | — | | | $ | 3,845 | |
应收账款，扣除坏账准备后的净额 | 12,694 | | | 2,458 | | | 15,152 | |
其他流动资产 | 1,541 | | | 10,301 | | | 11,842 | |
财产和设备 | 76,472 | | | (14,022) | | | 62,450 | |
其他非流动资产 | 1,865 | | | (1) | | | 1,864 | |
| 收购的总资产 | 96,417 | | | (1,264) | | | 95,153 | |
应付账款和应计费用 | (15,502) | | | 571 | | | (14,931) | |
资产报废债务 | (7,422) | | | 1,146 | | | (6,276) | |
其他非流动负债 | (434) | | | 1 | | | (433) | |
| 取得的净资产 | $ | 73,059 | | | $ | 454 | | | $ | 73,513 | |
Macpherson Energy的收入和净收入为美元，141000万美元和300万美元6从收购之日起至2023年12月31日，分别为1000万美元。下文提供的未经审核的备考资料已准备好使麦克弗森收购生效，犹如它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，以及在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内计入收益的麦克弗森收购成本。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。以下未经审计的备考信息不一定代表过去收购麦克弗森公司时可能取得的结果，也不应被视为表明如果收购发生在本报告所述期间之初，公司将取得的经营业绩，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： |
| 2023 | | 2022 |
| (未经审计)
*(单位：千) |
| 收入 | $ | 940,125 | | | $ | 1,017,536 | |
净收入 | $ | 43,707 | | | $ | 288,217 | |
我们收购麦克弗森能源是因为他们的资产是高质量、低递减率的产油资产，与我们现有的克恩县农村投资组合自然契合。除了有吸引力的基础产量外，我们还看到了近期增产和发展机会的上行空间。
同样在2023年12月，我们以$收购了加利福尼亚州克恩县的额外高度协同的工作权益33购进价格调整后为3.6亿美元。这笔交易支持了我们有效维持加州生产的总体战略计划。在2023年，我们还收购了各种石油和天然气资产，其中包括已探明的资产，价格约为#美元。10总计2.5亿美元。这些收购中的每一项都被列为资产收购，因为几乎所有的公允价值都集中在石油和天然气的财产权益中。
2022年的收购和资产剥离
2022年1月，我们完成了剥离我们在科罗拉多州的所有天然气资产，这些资产位于皮肯斯盆地。资产剥离结束时损失约为美元。21000万美元。我们2021年从这些物业生产的产品是1.2Mboe/d。
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2022年2月，我们完成了对犹他州Antelope Creek地区石油和天然气生产资产的收购，价格约为美元181000万美元。这些资产与我们现有的Uinta资产相邻，在我们收购之前生产了大约0.6Mboe/d。
在2022年期间，我们还收购了各种石油和天然气资产，其中大部分是未经探明的资产，价值约为#美元。8总计2.5亿美元。
2021年收购
2021年10月1日，我们收购了加州最大的油井维修和报废业务之一，该业务以CJWS的形式运营。买入价是$。531000万美元，包括主要与营运资本有关的期末调整，我们用手头现金提供资金512021年为2.5亿美元，2021年为22022年将达到2.5亿。CJWS的交易成本约为$31000万美元。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2021年12月31日的年度 | |
| | | | |
| (未经审计)
*(单位：千) | |
| 收入 | $ | 664,549 | | | | |
净收入 | $ | 740 | | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
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$141000万美元。我们记录了大约$的销售收益。22021年将达到2.5亿美元。
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2023年12月31日及2022年12月31日的年度，1,545,000和4,069,000增量PSU和RSU份额分别包括在稀释后每股收益计算中。截至2021年12月的年度，不是增量RSU或
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PSU的股票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”的方法下是反稀释的。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (除每股金额外，以千计) |
基本每股收益计算 | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
加权平均普通股流通股 | 76,038 | | | 78,517 | | | 80,209 | |
每股基本收益(亏损) | $ | 0.49 | | | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | |
稀释每股收益计算 | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
加权平均普通股流通股 | 76,038 | | | 78,517 | | | 80,209 | |
潜在稀释性证券的稀释效应(1) | 1,545 | | | 4,069 | | | — | |
加权平均已发行普通股-稀释 | 77,583 | | | 82,586 | | | 80,209 | |
每股摊薄收益(亏损) | $ | 0.48 | | | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | |
__________(1)我们不包括的中国企业3.3在截至2021年12月31日的年度内，已发行的稀释加权平均普通股中有1.5亿股合并的RSU和PSU，因为它们的影响是反稀释的。
附注12-收入确认
我们根据会计准则编纂(“ASC”)606对收入进行会计核算，与客户签订合同的收入，采用改进的回溯法。
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、营销活动，截至2021年10月1日，我们的油井维修和报废业务CJWS。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。
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BERRY CORPORATION（BRY）
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。我们与客户的合同一般要求在以下时间内付款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。
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BERRY CORPORATION（BRY）
合并财务报表附注(续)
分类收入
下表列出了截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 石油销售 | $ | 643,027 | | | $ | 806,631 | | | $ | 587,613 | |
| 天然气销售 | 22,293 | | | 29,515 | | | 32,679 | |
| 天然气液体销售 | 3,790 | | | 6,303 | | | 5,183 | |
服务收入(1) | 178,554 | | | 181,400 | | | 35,840 | |
| 售电 | 15,277 | | | 30,833 | | | 35,636 | |
营销收入 | — | | | 289 | | | 3,921 | |
| 其他收入 | 513 | | | 479 | | | 477 | |
| 与客户签订合同的收入 | 863,454 | | | 1,055,450 | | | 701,349 | |
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损) | 40,006 | | | (137,109) | | | (156,399) | |
| 总收入和其他 | $ | 903,460 | | | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | |
__________（1） 油井维修及废弃分部偶尔为我们的勘探及生产分部提供服务。在公司间消除之前，服务收入约为美元1861000万美元和300万美元184 公司间淘汰后， 共$71000万美元和300万美元3 100万美元，净服务收入为美元1791000万美元和300万美元181 截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，分别为百万美元。
注13-细分市场信息
我们的业务是在二业务部门：(I)勘探和维修以及(Ii)良好的服务和报废。勘探和勘探部门从事位于加利福尼亚州和犹他州的陆上低地质风险、长期石油和天然气储量的勘探和生产。截至2023年9月15日，E&P还包括从麦克弗森能源公司收购的资产、负债和运营业绩。油井维修和废弃部分由CJWS运营，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、油井废弃服务和水上物流。
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。71000万美元和300万美元3截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度合并期间收入和支出分别为1.2亿美元。
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BERRY CORPORATION（BRY）
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2023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) | $ | 684,900 | | | $ | 185,767 | | | $ | (7,213) | | | $ | 863,454 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税前净收益(亏损) | $ | 163,819 | | | $ | 13,462 | | | $ | (121,856) | | | $ | 55,425 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | $ | 64,844 | | | $ | 5,805 | | | $ | 2,478 | | | $ | 73,127 | | | | | |
| 总资产 | $ | 1,652,979 | | | $ | 68,670 | | | $ | (127,491) | | | $ | 1,594,158 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | |
| | | | | | | |
| 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) | |
| | | | | | | |
| 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)表示这些收入不包括对冲和解。
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BERRY CORPORATION（BRY）
合并财务报表附注(续)
附注14-租契
我们根据ASC 842对租赁进行会计处理，租契，使用修改后的追溯方法，要求我们确定截至采用日期的租赁余额。
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：
| | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2023 | | 2022 | |
| (单位：千) | |
| 租赁费 | | | | |
| 经营租赁成本 | $ | 2,526 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| 租赁净成本合计 | $ | 2,526 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
下表显示了截至2023年12月31日和2022年12月31日与租赁相关的综合资产负债表信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， | | |
| 2023 | | 2022 | | 资产负债表分类 |
| (单位：千) | | |
| 租契 | | | | | |
| 资产 | | | | | |
| | | | | |
| 经营性租赁资产 | $ | 7,549 | | | $ | 6,325 | | | 其他非流动资产 |
| | | | | |
| 总资产 | $ | 7,549 | | | $ | 6,325 | | | |
| | | | | |
| 负债 | | | | | |
| 经营租赁负债 | $ | 2,944 | | | $ | 1,666 | | | 应付账款和应计费用 |
| 经营租赁非流动负债 | 5,126 | | | 5,213 | | | 其他非流动负债 |
| | | | | |
| 总负债 | $ | 8,070 | | | $ | 6,879 | | | |
| | | | | |
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合并财务报表附注(续)
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 长期和贴现率 | | | | |
| 加权平均剩余租期： | | | | |
| | | | |
| 经营租赁 | | 3.3年份 | | 4.3年份 |
| 加权平均贴现率： | | | | |
| | | | |
| 经营租赁 | | 7 | % | | 5 | % |
下表呈列截至2023年12月31日根据所有经营租赁协议所需的未来最低租赁付款时间表。
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | |
| | (单位：千) |
| 2024 | | $ | 3,369 | | | $ | 1,963 | | | |
| 2025 | | 2,138 | | | 1,650 | | | |
| 2026 | | 1,864 | | | 1,542 | | | |
| 2027 | | 1,241 | | | 1,549 | | | |
| 2028 | | 313 | | | 935 | | | |
此后 | | 54 | | | — | | | |
| 租赁付款总额 | | 8,979 | | | 7,639 | | | |
减去：推定利息 | | (909) | | | (760) | | | |
| 租赁债务总额 | | 8,070 | | | 6,879 | | | |
减去：流动债务 | | (2,944) | | | (1,666) | | | |
| 长期租赁义务 | | $ | 5,126 | | | $ | 5,213 | | | |
有关租赁之补充综合现金流量表资料如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | (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 | | $ | 2,565 | | | $ | 2,128 | |
| | | | |
| | | | |
| 以经营租赁负债换取的净收益资产 | | $ | 3,295 | | | $ | 7,956 | |
| | | | |
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
补充石油和天然气数据
(未经审计)
以下内容应与我们的综合财务报表及综合财务报表附注一并阅读。
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
物业购置成本： | | | | | |
证明了(1) | $ | 106,427 | | | $ | 28,144 | | | $ | 1,256 | |
未经证实 | — | | | — | | | — | |
勘探成本 | — | | | — | | | — | |
开发成本(2) | 72,946 | | 148,465 | | 153,821 |
已发生的总成本 | $ | 179,373 | | | $ | 176,609 | | | $ | 155,077 | |
__________
（1） 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的经证实的物业收购成本包括与公司石油和天然气物业的估计未来资产报废责任相关的非现金增加，分别为980万美元、220万美元和40万美元。
（二） 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的开发成本包括与公司石油和天然气资产的估计未来资产报废责任相关的非现金增加，分别为40万美元、2230万美元和3250万美元。
石油和天然气资本化成本
与石油、天然气及天然气生产活动、配套设备及设施以及天然气厂及管道有关的资本化总成本（连同适用的累计折旧、损耗及摊销）呈列如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 已证明的性质 | $ | 1,781,790 | | | $ | 1,545,056 | |
| 未证明的性质 | 247,888 | | | 248,073 | |
| 完全已证明性质和未证明性质 | 2,029,678 | | | 1,793,129 | |
减去：累计折旧、损耗和摊销 | (642,996) | | | (500,578) | |
| 净资本化成本 | $ | 1,386,682 | | | $ | 1,292,551 | |
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BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然气补充数据（续）
(未经审计)
石油和天然气生产活动的结果
石油、天然气及天然气生产活动之经营业绩（不包括公司间接费用、利息成本及重组项目净额）呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
生产净收入： | | | | | |
石油、天然气和NGL销售 | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | |
售电 | 15,277 | | | 30,833 | | | 35,636 | |
其他与生产有关的收入 | — | | | 601 | | | 4,245 | |
生产净收入共计(1) | 684,387 | | | 873,883 | | | 665,356 | |
生产经营成本： | | | | | |
租赁运营费用 | 316,726 | | | 302,321 | | | 236,048 | |
发电费用 | 7,079 | | | 21,839 | | | 23,148 | |
交通费 | 4,486 | | | 4,564 | | | 6,897 | |
与生产有关的一般和行政费用 | 1,002 | | | 962 | | | 1,338 | |
所得税以外的税项 | 57,608 | | | 39,145 | | | 46,278 | |
其他生产相关费用 | — | | | 299 | | | 3,811 | |
生产业务费用共计 | 386,901 | | | 369,130 | | | 317,520 | |
其他费用： | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | 143,694 | | | 141,022 | | | 137,991 | |
| | | | | |
其他运营费用 | 783 | | | 734 | | | 2,353 | |
其他成本合计 | 144,477 | | | 141,756 | | | 140,344 | |
税前收入 | 153,009 | | | 362,997 | | | 207,492 | |
所得税费用 | 42,783 | | | 74,295 | | | 57,117 | |
行动的结果 | $ | 110,226 | | | $ | 288,702 | | | $ | 150,375 | |
__________
（1） 不包括截至2023年12月31日止年度就衍生工具结算收取的现金600万美元，并不包括截至2022年及2021年12月31日止年度就衍生工具结算支付的现金8800万美元及9200万美元。
所得税乃犹如上文呈列之业绩代表独立报税实体，经扣除成本及扣除与石油及天然气活动有关之税项抵免及免税额（反映于本期间综合所得税）后，对收入应用现行联邦及州法定税率计算。有关所得税的更多信息，见附注8，所得税。
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财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然气补充数据（续）
(未经审计)
已探明的石油、天然气和天然气储量
该公司已探明的石油、天然气和NGL储量以及相关的贴现未来所得税前净现金流量是基于独立工程公司DeGolyer和MacNaughton编制的估计。根据SEC的规定，2023年、2022年和2021年12月31日的探明储量是使用12个月期间的平均价格进行估计的，该平均价格是每个月第一天价格的未加权平均值，不包括基于未来条件的升级。本公司在已探明石油、天然气和NGL储量的估计数量中净权益的变动分析如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023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 | 98,577 | | | 2,020 | | | 59,158 | | | 110,456 | |
| 扩展和发现 | 5,449 | | | — | | | — | | | 5,449 | |
| 对先前估计数的修订 | (6,398) | | | (1,030) | | | (29,371) | | | (12,323) | |
| 就地购买矿物 | 8,661 | | | — | | | — | | | 8,661 | |
| 销售到位的矿物 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生产 | (8,574) | | | (155) | | | (3,231) | | | (9,267) | |
| 年终 | 97,715 | | | 835 | | | 26,556 | | | 102,976 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | |
| 年初 | 53,632 | | | 1,413 | | | 44,601 | | | 62,478 | |
| 年终 | 52,446 | | | 635 | | | 21,114 | | | 56,600 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | |
| 年初 | 44,945 | | | 607 | | | 14,557 | | | 47,978 | |
| 年终 | 45,269 | | | 200 | | | 5,442 | | | 46,376 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | |
| 矿产品销售到位 | (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 | |
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BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然气补充数据（续）
(未经审计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | |
| 矿产品销售到位 | (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 | |
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2023年12月31日止年度，已探明储量减少约7毫米波至约103毫米波。截至2023年12月31日的一年中，对先前估计的总体修订为负12 mm boe，其中包括加利福尼亚州的1 mm boe和犹他州的11 mm boe。负面的总体修订包括加利福尼亚州的1个Mmboe，原因是开发计划的时间发生变化，被基于侧轨和已确定的修井的积极修订所抵消，犹他州的8个Mmboe，部分原因是开发计划的时间变化，犹他州的3个Mmboe，原因是净负面价格修订。2023年，我们通过麦克弗森收购和2023年12月在克恩县的一次小规模收购，获得了9个已探明储量Mmboe。由于我们基于钻探活动的探明面积增加，我们在加州物业的扩建项目(主要是Hill Belbridge油田)的已探明储量增加了5个Mmboe。
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6次全面负修正。在2022年前，我们在加利福尼亚州经历了7次MMPOE的负面修订，这部分被犹他州1次MMPOE的积极修订所抵消。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，价格驱动的正面修正为两次。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，并在科罗拉多州移走了大约4个已探明储量。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。
截至2021年12月31日止年度，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日的年度包括9次对先前估计的积极整体修正。由于大宗商品价格的上涨，价格驱动的正面修正为18 mm boe。在2021年底，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，转向了更专注于加密钻井的方法
目录表
财务报表和补充数据索引
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然气补充数据（续）
(未经审计)
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调整。扩建和发现使已探明储量增加了三个Mmboe。
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，所得税。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位为千，不包括价格) |
未来现金流入 | $ | 7,674,494 | | | $ | 9,501,374 | | | $ | 5,879,599 | |
未来生产成本 | (3,439,939) | | | (3,909,452) | | | (2,589,043) | |
未来开发成本(1) | (964,768) | | | (1,068,890) | | | (808,295) | |
未来所得税费用(2) | (620,822) | | | (1,000,268) | | | (484,358) | |
未来净现金流 | 2,648,965 | | | 3,522,764 | | | 1,997,903 | |
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (966,331) | | | (1,448,999) | | | (764,632) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 1,682,634 | | | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | |
代表性价格：(3) | | | | | |
布伦特原油(Bbl) | $ | 82.84 | | | $ | 100.25 | | | $ | 69.47 | |
Henry Hub天然气公司(MMBTU) | $ | 2.63 | | | $ | 6.40 | | | $ | 3.64 | |
| | | | | |
__________
(1)未来开发成本包括场地修复成本和废弃成本。
(2)未来所得税支出以现行法定税率为基础，根据石油和天然气财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规定，储备是根据12个月期间的平均价格估计的，该价格被确定为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
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然气补充数据（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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
标准化措施--年初 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
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 | (693,656) | | | 830,294 | | | 1,140,342 | |
未来开发费用估计数的变化 | 90,300 | | | 42,747 | | | 8,215 | |
期间生产的石油、天然气和天然气的销售和转让 | (289,925) | | | (496,069) | | | (336,031) | |
扩展、发现和改进恢复带来的净变化 | 110,521 | | | 476,114 | | | 56,504 | |
就地购买矿物 | 207,575 | | | 139,637 | | | 830 | |
矿产品销售到位 | — | | | (14,684) | | | (5) | |
数量估计数订正引起的净变动 | (294,382) | | | (182,173) | | | 217,921 | |
以前估计的这一期间发生的开发费用 | 11,765 | | | 30,358 | | | 48,488 | |
折扣的增加 | 262,380 | | | 151,334 | | | 52,015 | |
生产率和其他方面的变化 | 20,537 | | | 132,917 | | | (195,093) | |
所得税净变动 | 183,754 | | | (269,981) | | | (276,094) | |
净（减）增 | (391,131) | | | 840,494 | | | 717,092 | |
标准化措施--年终 | $ | 1,682,634 | | | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | |
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： | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
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| | | | | | | |
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加权平均实现销售价格： | | | | | | | |
| | | | | | | |
不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | | | |
天然气(美元/mcf) | $ | 6.94 | | | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | | | |
NGL($/bbl) | $ | 24.47 | | | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | | | |
| | | | | | | |
生产成本(每桶)： | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 34.21 | | | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | |
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2023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2023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。
我们的管理层使用特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中的标准，评估了截至2023年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。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2023年12月31日起有效。麦克弗森能源公司被排除在公司财务报告评估的内部控制范围之外。
我们截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所审计，该会计师事务所也审计了我们的财务报表。他们的证明报告载于第二部分--第8项。本年度报告的“财务报表及补充数据”。
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2023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
交易计划
在截至2023年12月31日的三个月内，董事或公司高管通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
本第10项所要求的信息是参考我们为2024年股东年会提交的最终委托书而纳入的，该委托书将于2023年12月31日之前根据第14A条提交给美国证券交易委员会。
本公司董事局已通过适用于所有高级职员、董事及雇员的《商业操守及道德守则》(以下简称《操守准则》)，该守则可于本公司网站(WWW.Bry.com/可持续性/治理)。吾等拟于修订或豁免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行为守则条文的披露要求。
项目11.高管薪酬
本第11项所要求的信息通过参考我们为2024年股东年会提交的最终委托书而并入本文，该委托书将于2023年12月31日之前根据第14A条向美国证券交易委员会提交。
项目12.某些受益所有人和管理层的担保所有权
本第12项所要求的信息通过参考我们为2024年股东年会提交的最终委托书而并入本文，该委托书将于2023年12月31日之前根据第14A条向美国证券交易委员会提交。
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2017年的综合计划。计划的说明见合并财务报表附注8.财务报表及补充数据附注6，股东权益。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。2022年综合计划授权增发230万股普通股，使2017年综合计划和2022年综合计划之间的总股本达到1230万股。截至2023年12月31日，已发行或保留的股票约为970万股。
下表汇总了截至2023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) | | 根据股权补偿计划可供未来发行的剩余证券数量（#）(3) | | |
未经证券持有人批准的股权补偿计划(4) | | 1,936,044 | | 不适用 | | — | | |
证券持有人批准的股权补偿计划(5) | | 2,950,000 | | 不适用 | | 2,631,250 | | |
| 总计 | | 4,886,044 | | 不适用 | | 2,631,250 | | |
________________
(1)本栏反映截至2023年12月31日，在按最高派息水平计算尚未偿还的限制性股票单位(“RSU”)奖励及以业绩为基础的限制性股票单位(“PSU”)奖励后，本公司普通股的股份数目。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)*根据2022年综合计划，没有授予任何期权或认股权证，(A)栏反映的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2023年12月31日根据2022年综合计划剩余可供发行的普通股总数，计算了截至2023年12月31日归属未偿还的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2017年综合计划，从2018年6月27日起生效。2017年综合计划允许我们向为公司提供服务的公司及其附属公司的员工、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)至多1,000,000股普通股(其数量包括根据先前计划发行的普通股数量)，以及为公司提供服务的员工、顾问和董事。虽然自2022年综合计划采用以来，2017综合计划下仍有未完成的奖励，根据2017年综合计划，没有颁发任何奖项，未来也可能颁发任何奖项。
(5)于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。2022年综合计划授权发行2,950,000股普通股，其中包括根据2022年综合计划新保留的2,300,000股普通股和根据2017年综合计划剩余的650,000股普通股。
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2024年股东年会提交的最终委托书而纳入的，该委托书将于2023年12月31日之前根据第14A条向美国证券交易委员会提交。
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项所要求的信息是通过参考我们为2024年股东年会提交的最终委托书而并入本文的，该委托书将于2023年12月31日之前根据第14A条向美国证券交易委员会提交。
第IV部
项目15.展品
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| | |
| 2.1 | | 修订了林恩收购公司和贝瑞石油公司的第11章联合重组计划，日期为2017年1月25日(通过引用公司注册说明书S-1表格(文件编号333-226011)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)第四次修订和重新制定的章程(通过参考2023年1月25日提交的表格8-K的附件3.1而并入) |
| 3.3 | | 贝瑞石油公司A系列可转换优先股指定证书(引用公司S-1表格注册说明书附件3.4(文件编号333-226011)) |
| 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 | | 贝瑞石油公司普通股证书表格(参照S-1表格(文件编号333-226011)公司注册说明书附件4.1并入) |
| 4.2 | | 贝瑞石油公司A系列可转换优先股证书格式(引用公司S-1号注册说明书附件4.2(文件编号333-226011)) |
| 4.3 | | 债券，日期为2018年2月8日，发行人为贝瑞石油有限责任公司，其他担保人为贝瑞石油公司，受托人为全国富国银行协会(通过参考公司注册说明书S-1表格附件4.3(文件编号333-226011)合并) |
4.4* | | 第一份补充契约，日期为2024年1月4日，发行人为Berry Petroleum Company，LLC，其附属担保人为Berry Corporation(Bry)，受托人为ComputerShare Trust Company，N.A.(作为Wells Fargo Bank，National Association的继承人) |
4.5* | | 第二份补充契约，日期为2024年2月8日，发行人为Berry Petroleum Company，LLC，受托人为Berry Corporation(Bry)(f/k/a Berry Petroleum Corporation)、Macpherson Green Power Company，LLC和ComputerShare Trust Company，N.A.(作为Wells Fargo Bank的继承者，National Association) |
| 4.6 | | 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 | | 修订和重新签署的2018年6月28日贝瑞石油公司及其持有人之间的注册权协议(通过引用公司S-1表格注册说明书附件10.4(档案号333-226011)并入) |
10.2† | | Berry Petroleum Company，LLC和Arthur“Trem”Smith之间的执行主席协议，2023年1月1日生效(合并内容参考2022年11月30日提交的Form 8-K表10.1) |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
10.3† | | 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) |
10.4† | | 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) |
10.5† | | 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) |
10.6† | | 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) |
10.7† | | 修订和重订Berry Petroleum Corporation 2017年综合激励计划，日期为2018年3月7日(参考公司S-1表格注册说明书附件10.8(档案号333-226011)) |
10.8† | | 贝瑞石油公司为执行副总裁以外的员工提供的限制性股票奖励协议格式(通过引用公司S-1表格注册声明的附件10.9(文件编号333-226011)并入) |
10.9† | | 贝瑞石油公司执行副总裁限制性股票奖励协议格式(引用S-1表格注册说明书附件10.10(文件第333-226011号)) |
10.10† | | 贝瑞石油公司董事限制性股票单位奖励协议(通过引用公司S-1表格注册说明书附件10.11(文件第333-226011号)并入) |
10.11† | | 柏瑞石油公司为执行副总裁以外的员工提供的基于绩效的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10.12并入(文件编号333-226011)) |
10.12† | | 柏瑞石油公司执行副总裁基于业绩的限制性股票奖励协议格式(引用S-1表格注册说明书附件10.13(文件编号333-226011)) |
10.13† | | 第二次修订和重新修订贝瑞石油公司2017年综合激励计划，日期为2018年6月27日(引用S-8注册说明书附件4.3(文件第333-226582号)) |
10.14† | | 2017年6月15日Berry Petroleum Corporation 2017年综合激励计划(参考公司S-1表格注册说明书附件10.15(文件第333-226011号)) |
10.15† | | 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) |
10.16† | | 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) |
10.17† | | 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) |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
10.18† | | 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) |
10.19† | | 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) |
10.20† | | 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) |
10.21† | | 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) |
10.22† | | 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) |
10.23† | | 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) |
10.24† | | 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(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) |
10.25† | | Berry Corporation(Bry)2022年综合激励计划-高管限制性股票奖励协议表格(通过参考公司2023年2月27日提交的Form 10-K年度报告附件10.26并入) |
10.26† | | Berry Corporation(Bry)2022年综合激励计划-以绝对股东总回报业绩标准为基础的基于业绩的限制性股票单位奖励协议的形式(通过参考公司2023年2月27日提交的Form 10-K年度报告的附件10.27并入) |
10.27†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-高管限制性股票单位奖励协议表格(2024) |
10.28†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划--针对无雇佣协议的高管的限制性股票单位奖励协议表格(2024) |
10.29†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-基于业绩的限制性股票奖励协议的形式，以及高管的绝对股东总回报业绩标准(2024) |
10.30†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-基于业绩的限制性股票单位奖励协议形式，以及针对未签订雇佣协议的高管的绝对股东总回报业绩标准(2024) |
10.31†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-基于业绩的限制性股票单位奖励协议形式，以及高管的相对总股东回报业绩标准(2024) |
10.32†* | | Berry Corporation(Bry)2022综合激励计划-基于业绩的限制性股票单位奖励协议形式，以及针对无雇佣协议的高管的相对总股东回报业绩标准(2024) |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| 10.33 | | 赔偿协议表(参照公司S-1注册表附件10.16(文件编号333-226011)) |
| 10.34 | | 信贷协议，日期为2021年8月26日，由作为借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作为行政代理和开证行的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.以及每一家贷款人之间签订的信贷协议(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) |
| 10.35 | | 信贷协议第一修正案，日期为2021年12月8日，由作为借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作为行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及签署该协议的每个贷款人(通过参考2021年12月10日提交的表格8-K的附件10.1合并而成) |
| 10.36 | | 信贷协议第二修正案和有限同意和豁免，日期为2022年5月2日，由作为借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作为行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.以及每个贷款人签署(通过引用2022年5月4日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.6合并) |
| 10.37 | | 截至2022年5月27日的信贷协议第三修正案，由作为借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作为行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及签署该协议的每个贷款人(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) |
| 10.38 | | 由C&J Well Services LLC(借款人)、CJ Berry Well Services Management，LLC(借款人)和Tri Counties Bank(贷款人)签订的截至2022年8月9日的循环贷款和担保协议，以及由C&J Well Services LLC(借款人)和CJ Berry Well Services Management，LLC(借款人)向Tri Counties Bank(贷款人)发行的日期为2022年8月9日的相关本票(合并内容参考公司2023年2月28日提交的10-K表格年度报告附件10.35) |
| 10.39 | | 对循环贷款和担保协议的修订，日期为2023年3月14日，由C&J Well Services LLC作为借款人、CJ Berry Well Services Management LLC作为借款人和Tri Counties Bank作为贷款人(通过参考公司2023年5月3日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1合并) |
| 10.40 | | 对截至2023年5月10日的信贷协议的第四次修订，由作为借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作为行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及签署该协议的每个贷款人(通过参考2023年5月12日提交的表格8-K的附件10.1合并而成) |
| 10.41 | | 对截至2023年11月3日的信贷协议的第五次修订，由作为借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作为行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及签署该协议的每个贷款人(通过参考2023年11月9日提交的表格8-K的附件10.1合并而成) |
10.42* | | 截至2024年2月23日的信贷协议第六修正案，由作为借款人的Berry Petroleum Company LLC、作为行政代理的Berry Corporation(Bry)、作为行政代理的JPMorgan Chase Bank，以及签署该协议的每个贷款人之间签署 |
10.43* | | 对循环贷款和担保协议的第二次修订以及对其他贷款文件的修订，日期为2023年11月15日，由C&J Well Services LLC作为借款人、CJ Berry Well Services Management LLC作为借款人和Tri Counties Bank作为贷款人 |
| 21.1* | | 贝瑞公司(Bry)子公司名单 |
| 23.1* | | 毕马威有限责任公司同意 |
| 23.2* | | DeGolyer和MacNaughton的同意书 |
| 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 |
| | | | | | | | |
展品编号 | | 描述 |
| 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条对首席执行官和首席财务官的认证 |
97.1* | | Berry Corporation（bry）退款政策 |
99.1* | | 截至2023年12月31日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.卡尔* | | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
101.定义* | | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
101.实验所* | | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase数据文档 |
101.前期* | | 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) |
__________
(*)随函提交的文件。
(**)随函提供。
(†)是指管理合同或补偿计划或安排。
项目16.表格10-K摘要
没有。
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：
“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。2024年1月，我们将调整后自由现金流量的定义更新为来自运营的现金流量，减去定期固定股息和资本支出。以前期间调整后的自由现金流量没有针对更新的定义进行追溯调整。
“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)。
“阿罗斯”指资产报废义务。
“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。
“CalGEM是加州地质能源管理部的缩写。
“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。
“CEQA“是加州环境质量法案的缩写，除其他外，该法案要求某些政府机构对该机构正在发放许可证的项目进行环境审查。
“CJWS指的是C&J油井服务有限责任公司和CJ贝瑞油井服务管理公司，这两个实体构成了我们在加利福尼亚州的上游油井维修和废弃业务部门。
“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“或”天然气"是指地下储层中天然存在的轻质烃和相关非烃物质，在大气条件下基本上是气体，但可能含有液体。
“温室气体“或”温室气体"是温室气体的缩写。
“总英亩“或”格罗斯·韦尔斯"指我们拥有工作权益的总英亩或水井（视情况而定）。
“由生产部门持有"是指矿产租约所涵盖的面积，该租约使公司拥有经营该财产的权利，只要该财产生产的石油或天然气达到最低支付量。
“亨利·哈勃"是路易斯安那州埃拉斯天然气管道系统的一个分销枢纽。
“水平钻井"是指横向钻孔的井眼。
“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。
“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。
“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"是指一千桶石油当量。
"姆博埃/d"是指每天mboe。
“mcf"是指一千立方英尺，是天然气的体积单位。
“mmbBLL"指一百万桶石油、凝析油或天然气液化石油。
"mmboe"是指一百万桶石油当量。
“mmb图为"意思是一百万英热单位。
“mmbtu/d"是指每天mmbtu。
“嗯，cf"是指一百万立方英尺，是天然气的体积单位。
“嗯，cf/d"指每日最低生产总值。
“兆瓦意思是兆瓦。
“mwhs“意思是兆瓦时。
“纳斯达克”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》的缩写，该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。
“净英亩“或”净水井"是指在总英亩或水井（视属何情况而定）中拥有的零碎工作权益的总和，以整数和分数表示。
“净营收利息"是指所有的工作权益，减去所有特许权使用费、压倒性特许权使用费、非参与特许权使用费、净利润利息或石油和天然气生产的类似负担，或以石油和天然气生产衡量。
“NGA"是《天然气法》的缩写。
“NGL“或”NGL"是指天然气液体，即天然气中含有的烃类液体。
“NRI"是净收入利息的缩写。
“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"是指对勘探、开发和生产油井或天然气井或租赁的工作利益所有人负责的个人或公司。
“场外交易” 意味着非处方药
“pals"是项目批准书的简称。
“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。关于生产成本的完整定义，请参考美国证券交易委员会的条例S-X，规则4-10(A)(20)。
“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“或”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。
“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。
“软性“是有担保隔夜融资利率的缩写。
“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，如果适用的话，
是通过对石油和天然气资产税前现金流入超过我们税基的超额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CERCLA的一个常见术语。
“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“是指西德克萨斯中级。
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（BRY） |
| | |
| 日期： | 2024年3月7日 | /s/Fernando Araujo |
| | 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 |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/Fernando Araujo | 董事首席执行官兼首席执行官 |
| 费尔南多·阿劳霍 | (首席行政主任) |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/Michael S.掌舵 | 副总裁、首席财务官和
首席会计官 |
| Michael S.掌舵 | (首席财务官和
首席会计官) |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/Renée Hornbaker | 椅子 |
| 勒妮·霍恩贝克 | |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/A.T.史密斯 | 董事 |
| A.T. "Trem"Smith | |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/Anne L.马卢奇 | 董事 |
| 安妮·L·马里乌奇 | |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/Donald L.保罗 | 董事 |
| Donald L.保罗 | |
| | |
| 2024年3月7日 | /s/Rajath Shourie | 董事 |
| Rajath Shourie | |
| | |
| 2024年3月7日 | 詹姆斯·M. Trimble | 董事 |
| James M. Trimble | |
| | |