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アメリカ証券取引委員会
ワシントンD.C.，20549
表10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | | 1934年証券取引法第13条又は15条に基づいて提出された年次報告 |
本財政年度末まで十二月三十一日, 2022
あるいは…。
| | | | | | | | |
| ☐ | | 1934年証券取引法第13条又は15条に基づいて提出された移行報告 |
_から_への過渡期
手数料書類番号001-38606
バリー社(Berry Corporation)
(登録者の正確な氏名はその定款に記載)
| | | | | | | | |
デラウェア州 (登録設立された国または組織) | | 81-5410470 (国際税務局雇用主身分証明書番号) |
ダラス通り一六000号, 500軒の部屋
ダラスです, テキサス州75248
(661) 616-3900
(主に執行事務室の住所、郵便番号を含む
登録者の電話番号、市外局番を含む)：
同法第12条(B)に基づいて登録された証券：
| | | | | | | | |
クラスごとのタイトル 普通株は一株当たり0.001ドルの価値があります | 取引記号 Bry | 登録された各取引所の名称 ナスダック世界ベスト市場 |
同法第12条(G)により登録された証券：なし
登録者が証券法規則405で定義されている経験豊富な発行者である場合は、再選択マークで示してください。はい、そうです☐ 違います。 ☒
登録者がこの法第13節または第15節(D)節に基づいて報告を提出する必要がないかどうかを再選択マークで示す。はい、そうです☐ 違います。 ☒
再選択マークは、登録者が(1)過去12ヶ月以内(または登録者がそのような報告の提出を要求されたより短い期間)に、1934年の証券取引法第13条または15(D)節に提出されたすべての報告書を提出したかどうか、および(2)過去90日以内にそのような提出要件に適合しているかどうかを示すはい、そうです ☒ No ☐
再選択マークは、登録者が過去12ヶ月以内(または登録者がそのような文書の提出を要求されたより短い時間以内)に、S−Tルール405条(§232.405)に従って提出を要求した各相互作用データファイルを電子的に提出したか否かを示すはい、そうです ☒ No ☐
登録者が大型加速申告会社，加速申告会社，非加速申告会社，小さな報告会社，あるいは新興成長型会社であることを再選択マークで示す。取引法第12 b-2条規則における“大型加速申告会社”、“加速申告会社”、“小申告会社”、“新興成長型会社”の定義を参照されたい。
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大型加速ファイルサーバ☐ | | ファイルマネージャを加速する☒ | | 非加速ファイルサーバ☐ | | 規模の小さい報告会社☐ |
新興成長型会社☒ | | | | | | |
新興成長型企業であれば、登録者が延長された移行期間を使用しないことを選択したか否かを再選択マークで示し、取引所法第13(A)節に提供された任意の新たまたは改正された財務会計基準を遵守する☐
登録者が報告書を提出したかどうかを再選択マークで示し、その経営陣が“サバンズ-オクスリ法案”(“米国連邦法典”第15編、第7262(B)節)第404(B)条に基づいてその財務報告の内部統制の有効性を評価したことを証明する。この評価は、その監査報告書を作成または発行する公認会計士事務所によって行われる☐
登録者が空殻会社であるか否かをチェックマークで示す(同法第12 b-2条で定義される)。はい、そうです☐ No ☒
証券が同法第12条(B)に基づいて登録されている場合は，登録者の財務諸表が以前に発表された財務諸表の誤り訂正を反映しているか否かを示すチェックマークを適用する
これらのエラーのより真ん中に登録者の任意の実行者が関連回復中に第240.10 D−1(B)条に従って受信されたインセンティブベースの補償に従って回復分析を行う必要があるかどうかを再選択マークで示す
非関連会社が保有する投票権と無投票権普通株の総時価は，登録者が最近完成した第2財期の最終営業日の普通株の最終売却価格から計算され，総時価は#ドルである501.6百万ドルです。
2023年1月31日までの発行済み普通株式：75,767,503
引用で編入された書類
会社の年次株主総会(2023年5月23日に開催される)に関する最終委託書は、会社が2022年12月31日までの財政年度終了後120日以内に証券取引委員会に提出され、本明細書に記載された範囲内で参照によって第3部に組み込まれる。
カタログ表 | | | | | |
第1部 | |
プロジェクト1と2.ビジネスと物件 | 1 |
私の会社 | 1 |
ベリーの優位性 | 2 |
私たちの業務戦略 | 4 |
我々の資本計画は | 6 |
私たちの業務範囲であるE&P | 7 |
私たちの油井修理と廃棄業務 | 9 |
私たちの資産と生産情報は | 10 |
私たちの備蓄は | 12 |
回収方法及びマーケティングスケジュール | 22 |
物件の見出し | 24 |
競争 | 24 |
季節性 | 25 |
規制事項 | 25 |
人的資本資源 | 37 |
企業情報 | 38 |
第1 A項。リスク要因 | 39 |
項目1 B。未解決従業員意見 | 67 |
項目3.法的訴訟 | 67 |
プロジェクト4.鉱山安全情報開示 | 68 |
第II部 | |
項目5.登録者普通株の市場、関連株主事項、発行者による株式証券の購入 | 69 |
第六項です[保留されている] | 71 |
プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析 | 72 |
幹部の概要 | 72 |
どうやって運営を計画し評価するか | 73 |
ビジネス環境と市場状況 | 76 |
いくつかの経営と財務情報 | 79 |
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経営成果 | 81 |
流動性と資本資源 | 86 |
貸借対照表分析 | 97 |
非公認会計基準財務指標 | 98 |
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重要な会計政策と試算 | 103 |
インフレ率 | 106 |
前向き陳述に関する注意事項 | 107 |
第七A項。市場リスクの定量的·定性的開示について | 109 |
項目8.財務諸表と補足データ | 111 |
財務諸表と補足データインデックス | 111 |
独立公認会計士事務所報告 | 112 |
合併貸借対照表 | 113 |
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連結業務報告書 | 114 |
株主権益合併報告書 | 115 |
統合現金フロー表 | 116 |
連結財務諸表付記 | 117 |
石油·天然ガスデータの補充(監査なし) | 150 |
項目9.会計·財務開示面の変更と会計士との相違 | 156 |
第9条。制御とプログラム | 156 |
プロジェクト9 B。その他の情報 | 157 |
第三部 | |
プロジェクト10.取締役、上級管理者、および企業管理 | 158 |
プロジェクト11.役員報酬 | 158 |
プロジェクト12.利益を得ているすべての人および管理職の保証所有権 | 158 |
第十三項特定関係及び関連取引及び取締役独立性 | 158 |
プロジェクト14.主な会計費用とサービス | 158 |
第IV部 | |
プロジェクト15.展示品 | 159 |
項目16.表格10-Kの概要 | 162 |
常用用語語彙 | 163 |
サイン | 170 |
本報告で提案された財務資料およびいくつかの他の資料は、最も近い整数または最も近い小数に丸められている。したがって、列の数の合計は、本報告のいくつかのテーブルにおいて列に提供される総数と完全に一致しない可能性がある。さらに、本報告で提案されるいくつかのパーセンテージは、丸め前の基本情報からの計算を反映しており、したがって、丸めされた数字に基づく関連計算のパーセンテージと完全に一致しない場合があり、または丸めによって合計に適合しない可能性がある。
第1部
プロジェクト1と2.ビジネスと物件
“ベイリー社”(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)と(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”)の3つのデラウェア州の有限責任会社の子会社の唯一のメンバーであるBerry Corporation(Bry)のことである.文脈によると、“会社”、“私たち”、“私たち”などの言葉はBerry Corp.とその合併子会社Berry LLCを指し、2021年10月1日現在、C&J ManagementとC&Jも含まれている。
私の会社
私たちはアメリカ西部の独立した上流エネルギー会社で、カリフォルニア州サンワーキン盆地(100%石油)とユタ州ユタ盆地(石油と天然ガス)の陸上、低地質リスク、長期常規埋蔵量に集中し、カリフォルニアで油井の維持と廃棄能力を持っている。2021年10月1日以来、我々は(I)探査と生産(“E&P”)と(Ii)油井サービスと廃棄(“CJWS”)の2つの業務部門を経営している
全体的に、私たちの探査と開発業務中の資産は高い石油含有量の特徴があり(カリフォルニアでの資産は100%石油である)、主に人口の少ない農村地区に位置している。カリフォルニア州では、我々は通常の浅層油貯蔵に集中しており、非通常資源と比較して、これらの油貯蔵の掘削および完全コストは相対的に低い。カリフォルニア石油市場の定価は主にブレント原油の影響を受け，通常は西テキサスにおける質原油に対する割増を実現している。私たちのカリフォルニアのすべての資産は聖華金盆地に石油が豊富な石油埋蔵層に位置しています。この盆地は150年以上の生産歴史があり、まだ大量の石油埋蔵量があります。盆地の長い歴史により大量のデータが発生し、その貯蔵層の特徴と低地質リスクの機会はよく理解された。私たちはまだユタ州ウイタ盆地に石油が豊富な石油埋蔵層の中で上流資産を持っています。
2021年10月1日には、C&J油井サービス(“CJWS”)の形で運営され、油井整備·廃棄部門を構成するカリフォルニア最大の上流油井整備·廃棄事業の1つの買収を完了した。CJWSはカリフォルニアで石油と天然ガス生産会社に油井現場サービスを提供し、油井修理、油井廃棄サービスと水上物流に重点を置いている。CJWSのサービスには、掘削プラットフォームと連続油管に基づく油井のメンテナンスと修理サービス、再掘削サービス、流体管理サービス、漁業とレンタルサービス、その他の補助油田サービスがある。また，CJWSは油井の生産寿命終了時に油井の封じ込めと廃棄サービスを行い，遊休油井の巨大な市場に基づいてBerryのための戦略的成長機会を創出すると信じている
2018年7月の初公募株(IPO)以来、株主価値最大化へのコミットメントを示し、配当と購入株を通じて株主に大量の資本を返還してきました。2022年、私たちは株主リターンモデルを開始することによってこの約束を強化し、このモデルは以下でさらに議論し、私たちの低低下率とコスト構造への高度な可視性を利用して、株主に最大のリターンをもたらすことを目的としている。この定義が明確な株主リターンモデルの下で、我々は2022年に生成された2億ドル調整後の自由キャッシュフロー(定義と議論)に基づいて1株1.54ドルの可変配当金を発表した。私たちはまた2022年の固定配当金が0.24ドルだと発表した。2022年第4四半期に関連する固定配当金と可変配当金を含め、IPO以来、株主に3.28億ドルを返還し、私たちのIPO収益の298%を占め、その中には2.24億ドルの固定および可変配当金、1.04億ドルの買い戻し1050万株が含まれており、2022年12月31日までの流通株の14%を占めている
私たちの株主リターンモデルは2022年1月1日に施行される。我々のビジネスモデルと同様に、このような株主リターンモデルは簡単であり、資本構成の最適化と株主へのリターンに対する私たちの約束を示している。このモデルは，我々の調整自由キャッシュフロー(従来は自律自由キャッシュフローと呼ばれていた)に基づいており，運営キャッシュフローから定期固定配当金と保守資本を減算すると定義されている.維持資本とは、所与の年の生産量を最適化するために必要な資本支出であり、その定義は
資本支出は、適用されれば、(I)戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出、例えば石油及び天然ガス資産及び任意の探査及び開発活動を買収及び剥離して、前年の年間生産量を超える生産量を向上させる；(Ii)油井修理及び廃棄部門の資本支出；(Iii)付属持続可能な発展計画に関連する会社支出；及び/又は(Iv)他の自由に支配可能かつコア業務の維持とは無関係な支出を含まない。2022年の調整後の自由キャッシュフローの初期分配は、(A)60%が主に四半期ごとに支払われる可変現金配当金の形態で支払い、および日和見債務買い戻し、および(B)40%は、私たちの広範な掘削機会在庫、私たちの短期および長期持続可能な発展計画、株式買い戻しおよび/または資本保持の推進を含む日和見成長に使用できると予想される。調整後の自由現金流量は、私たちの現金残高のすべての増加または減少を表すものではなく、この測定基準から差し引かれていない非自由支配支出があるので、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻しまたは他の自由支配可能支出に使用できると推定してはならない。調整された自由現金流量は非公認会計基準の財務計量である。調整後の自由現金流量と経営活動が提供する現金の入金については、“経営陣の議論と分析--非GAAP財務計量”を参照してください。私たちの最も直接的な比較可能な財務計量はGAAP計算と列報に基づいています
私たちは2022年の調整後の自由現金フローは2億ドルであり、その中で株主に1.89億ドル、特に1.19億ドルの可変現金配当金、(Ii)1900万ドルの固定現金配当金、(Iii)5100万ドルの株式買い戻しを株主に返還する
2023年2月初め、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させる計画を含む株主リターンモデルを更新しました。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年第1四半期から、調整後の自由現金の分配は、(A)80%が主に日和見債務または株式買い戻し形式となり、(B)20%が可変配当の形となる。任意の実際に支払われた配当金(固定または可変)は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、および他の要因を含む当時の既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます
私たちは、私たちの低い下落した石油加重生産基地で私たちの戦略を成功させ、魅力的な全周期経済の確定された掘削場所の広範な在庫を加えて、私たちが自由なキャッシュフローを生成する目標を支持し、これは私たちの運営に資金を提供し、資本効率を最適化し、株主のリターンを最大化すると信じている。私たちはまた低レバレッジイメージを維持し、大口商品の価格周期を通じて魅力的な有機的かつ戦略的な成長を探索するために努力している。私たちの戦略は、私たちの業界を推進することと、私たちの運営に影響を与える多様な力に自発的に参加すること、積極的でも消極的であっても、私たちの資産を最大限に利用し、株主のために価値を創造し、安全で、より効率的で、より低排出の運営に一致する環境目標を支援することを含む。株主のための長期的な価値を創造する約束の一部として、道徳的、安全、責任ある方法で業務を展開し、環境を保護し、私たちの人々と私たちの生活と運営に配慮したコミュニティに取り組んでいます。石油と天然ガスは依然として未来のエネルギー構造の重要な構成要素になると信じており、私たちの目標は安全で責任を持って業務を展開することであり、同時に利益関係者との接触を通じて経済安定と社会公平を支持することである。エネルギー転換における石油と天然ガス業界の役割を認識し，再生可能エネルギーと通常エネルギーの共存を主張した。私たちはエネルギー移行解決策の一部になるように努力し、私たちのコミュニティに安全で負担できるエネルギーを提供し続けている。
ベリーの優位性
私たちのビジネスモデルの基礎は私たちの基礎生産量、つまり私たちの既存の生産油井の生産量です。私たちの目標は私たちの基礎生産量を保護し、その減少幅を最小限にすることであり、相対的に安定した生産量レベルを年々維持することを目標としている。この目標について言えば、私たちの基礎生産量は平均的に私たちの年間生産量の90%以上を占め、残りの10%は新井、側掘削と現有の油井の掘削から来ている。2022年、私たちの基地生産量は私たちの総生産量の94%を占めている。わが社の年間逓減率は10代前後で、制御可能で、大量の新しい掘削と井戸修理の機会と予測可能なコストを持っており、これは私たちに可視性を提供してくれます
潜在的なキャッシュフロー選択。新たな掘削と迂回掘削との間に資本配置を行うことができ、規制遅延や他の要因に対応し、不確定な市場および規制環境においてさらなる安定性を提供することができる。これらの利点に加え，将来予想される生産量の材料数量を効果的にヘッジする能力に加えて，我々のキャッシュフローは典型的な資源動作と比較して可視性を持たせ，典型的な大口商品価格周期に大量のキャッシュフローを生成することができる
以下の競争優位は、私たちの業務戦略を成功させ、自由キャッシュフローを生み出して私たちの運営に資金を提供し、資本効率を最適化し、株主リターンを最大化する目標を実現することができると信じています。私たちはまた低レバレッジ率を維持し、大口商品価格周期を通じて魅力的な有機的で戦略的な成長を探索するために努力している
•安定、長期、石油加重の常規資産基礎は、生産量の減少率が低く、かつ予測可能である私たちのほとんどの利益は数十年間石油を生産する資産に集中している。そのため、大多数の地質と貯蔵層の特徴はよく理解されており、新しい開発井の結果は通常予測可能で、重複可能であり、しかも非常規資源よりも低いリスクを持っている。我々の物件、特にカリフォルニア州に位置する物件は、埋蔵量寿命が長く、生産量逓減率が低く、開発コスト構造が安定しており、地質リスクが低く、掘削機会を開発して生産状況を予測できることが特徴である。我々の現在の企業の年間低下率は10代前後であり，これは制御可能であり，非伝統資源よりも我々のキャッシュフローの方が良い可視性を提供している.カリフォルニア州では、私たちの既存の油井の基礎生産量は生産を継続するための追加資本をほとんど必要とせず、通常、相対的な安定レベルを維持するために必要な生産量の少なくとも90%を提供している。残りの10%は新井掘削，サイド掘削，既存油井の掘削によるものである。私たちの資産的性質もまた、私たちに巨大な資本柔軟性(以下、さらに議論する)を提供し、将来予想される生産量の大量の資金を効果的にヘッジすることができ、私たちのキャッシュフローへの可視性をさらに高めることができる。
•低地質リスクの大量在庫は掘削機会を確定し、魅力的な全周期経済、高度な運営制御力及び安定した開発と生産コスト環境を持ち、資本柔軟性を提供した。歴史的に見ると、私たちは典型的な大口商品価格周期の中で魅力的な収益率と正の自由現金流を生成することができる。我々が必要な許可と承認を得て新しい油井やサイド掘削および既存の油井を掘削する能力があることから、現在の生産量レベルを維持し、有機的かつ戦略的成長に資金を提供し、株主に資本を返還することができると信じている。例えば，DeGolyerとMacNaughtonが2022年12月31日までの米国証券取引委員会埋蔵量報告で用意した仮定によると，我々がカリフォルニアで明らかにした未開発(PUD)埋蔵量は平均単井回収率は約100%と予想される。我々は現在約97%の生産井を運営しており，我々が決定した総掘削地点についてはこのレベルの制御を継続する予定である。また、私たちの現在の栽培面積の大部分は生産と費用利息で保有されており、その中にはカリフォルニア州の91%の栽培面積が含まれている。私たちの不動産に対する高度な制御は、資本支出、技術改善と製品マーケティングの時間、金額、分配を含む開発計画を実行する時に柔軟性を持たせます。また、主に非伝統的な業務で運営されている多くの同業者とは異なり、私たちの資産は通常、制限された高度に専門化された設備を供給する必要がなく、相対的に隔離されたサービスコストインフレ圧力を提供してくれる。私たちの高度な運営制御および相対的に安定かつ予測可能なコスト環境は、期待されるキャッシュフローの可視性と理解を提供してくれた。
•ブレントの影響を受けた原油価格の優位性カリフォルニア州の石油価格はブレント原油価格の影響を受けており，カリフォルニア製油業者の約70%の需要がオペック+国や他の水運源から輸入されているからである。鉄道やスーパータンカーによる原油輸入の高いコストと潜在的な環境影響がない場合，州内での生産と低コスト原油輸送選択に加え，ブレントの影響を受ける定価に加えて，典型的な大口商品価格周期においてカリフォルニアで正の現金利益率を実現できるようにし続けるべきであると信じている。
•簡単な資本構造と保守的な貸借対照表をレバレッジし、流動性が十分で、契約義務が最も少ない。上場以来、私たちの資本構造は普通株と400ドルで構成されてきました
2026年2月期の7.0%優先無担保手形(“2026年手形”)。2022年12月31日現在、私たちは4600万ドルの現金を含む2億52億ドルの流動資金を持っており、1.93億ドルは私たちの2021年のRBLローンメカニズム(本明細書で定義するような)に従って借金することができ、1300万ドルはCJWS 2022年ABLローンメカニズム(本明細書で定義するように)によって借りることができる。2022年12月31日現在、私たちのレバレッジ率(2021年のRBLツールの定義による)は1.2%~1.0%である。しかも、私たちは最小限の長期サービスと購入約束だけだ。私たちは固定数量の交付約束を持っていて、私たちは市場価格で運営に必要な天然ガスを購入するつもりだ。このような流動性と柔軟性は、出現可能な機会を利用して、戦略的に成長を実現し、株主価値を増加させることができる。
•経験があり、原則があり、規律のある管理チーム私たちの管理チームは多くの国内と国際盆地の石油と天然ガス業務および石油貯蔵と採油タイプを経営·管理する上で豊富な経験を持っている。私たちは私たちの技術、運営、戦略管理経験を利用して、私たちの資産と会社の価値を最適化します。私たちは現在の自由キャッシュフローの範囲内で運営し、低レバレッジ率を維持しながら、大口商品価格周期を通じて魅力的な有機的かつ戦略的な成長機会を探索し、毎年の生産レベルを維持し、私たちの備蓄価値を高めるために努力している。そのため，我々は開発と運営コスト管理，油田開発効率および成熟した技術とプロセスを我々の物件に適用するために厳しい方法を採用し，持続的なライフサイクルコストメリットを生じさせた。
私たちの業務戦略
私たちの業務戦略の主な内容は以下の通りです
•我々の業務による正の自由キャッシュフローで運営され、大口商品価格周期において貸借対照表の実力と柔軟性を維持している。 私たちは、私たちの低い下落した石油加重生産基地で私たちの戦略を成功させ、魅力的な全周期経済の確定された掘削場所の広範な在庫を加えて、自由キャッシュフローを生成して私たちの運営に資金を提供し、資本効率を最適化し、株主リターンを最大化することを支持すると信じている。また、低レバー率を維持し、長期的、全周期のレバー率(2021年のRBLツールで定義されるように)を1.0 x~2.0 x以下に維持するためにも努力している。
•資本を私たちの株主に返します。 我々の目標は，我々の基礎生産量とキャッシュフローへの可視性を利用して，規律的な価値創造とリターンを重視した資本配置方法を維持し，超過自由キャッシュフローを生成することである.2018年のIPOから2022年12月31日まで、配当金と株式買い戻しにより株主に約3.28億ドルを返還し、私たちのIPO収益の298%を占めます。IPOから2022年12月31日まで、約14%の流通株を買い戻した。私たちは現在、未来の株の買い戻しに使用できる2億ドルの許可資金を持っている。また、私たちの取締役会は、2020年2月にこの計画を採用して以来、私たちはこの計画に基づいて何の手形も買い戻していないにもかかわらず、7500万ドルまでの日和見買い戻し手形を承認した。我々の配当政策および株式買い戻し計画の検討については、“第5項：登録者普通株市場、関連株主事項、発行者株証券購入”を参照されたい
2022年1月には、株主の現金リターンを増加させ、株主資本のリードリターン者になることに取り組んでいることを示す株主リターンモデルを発売しました。このモデルは，我々の調整自由キャッシュフロー(従来は自律自由キャッシュフローと呼ばれていた)に基づいており，運営キャッシュフローから定期固定配当金と保守資本を減算すると定義されている.このモデルでは、2022年の四半期配分調整後の自由キャッシュフローは以下の通りである
•60%は主に四半期ごとに支払われた現金可変配当金と日和見債務の買い戻しである
•40%は、私たちの広範な掘削機会在庫、短期および長期持続可能な開発計画の推進、株式買い戻しおよび/または資本保持を含む日和見主義的成長のために使用されます
2023年2月初め、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させる計画を含む株主リターンモデルを更新しました。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年第1四半期から、調整後の自由現金の分配は以下のようになる
•80%は主に日和見債務と株式買い戻しの形であり、
•20%は、可変配当金の形で。任意の実際に支払われた配当金(固定または可変)は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、および他の要因を含む当時の既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます
調整後の自由現金流量は、私たちの現金残高のすべての増加または減少を表すものではなく、この測定基準から差し引かれていない非自由支配支出があるので、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻しまたは他の自由支配可能支出に使用できると推定してはならない。調整された自由現金流量は非公認会計基準の財務計量である。調整後の自由現金流量と経営活動が提供する現金の入金については、“経営陣の議論と分析--非GAAP財務計量”を参照してください。私たちの最も直接的な比較可能な財務計量はGAAP計算と列報に基づいています。
•資本効率的に生産と備蓄を維持し、調整された自由キャッシュフローを生成し、我々の株主リターンモデルを介して株主にリターンする私たちは予測可能で魅力的な収益率を生み出すことができるプロジェクトに規律的な方法で資本を分配し続けるつもりだ。私たちは現在、資本を石油と低地質リスクが豊富な発展機会に導くことを計画しており、主にカリフォルニア州で、同時に私たちの資産基盤全体の資本効率の利用に集中しており、主な目標は内部で私たちの資本予算と開発計画に資金を提供することである。持続的な規制不確実性がカリフォルニア新掘削許可証の供給に影響するため、私たちの現在の2023年の資本計画は、私たちが許可を得たか、あるいは既存のカリフォルニア環境品質法案(“CEQA”)の分析を完了した年度内に掘削されたか、あるいは掘削された新しい油井に重点を置いており、その他の方面は井戸の修理と他の既存の油井に関連する活動に重点を置いている。私たちはまた、既存または近くの盆地での私たちの頭寸を増加させるために、私たちの資本柔軟性を利用して付加価値の補充的買収を求めることができるかもしれない。
•規制、環境、コミュニティ関係に関する事務に積極的かつ協力的に参加する私たちは、規制機関や立法者と協力して、新しい立法や規制が資源を最大化する可能性のある能力に与える悪影響を最小限にしようとしている。私たちは、私たちがサービスするコミュニティの安全と健康、そしてより良い環境を保護する方法で私たちの業務を運営することが正しい運営方式だと信じている。また、私たちの業務を管理する機関で信頼性を確立し、維持し、私たちが業務を展開しているコミュニティと積極的な関係を築くことを支援してくれます。取締役会の最終監督の下、健康、安全、環境(“HSE”)への配慮は、私たちの日常運営に不可欠な一部であり、業務全体の戦略決定過程に組み込まれている。
•掘削、完全井と生産技術を最適化し、より深い油層と既知の生産区以外の地域を調査することにより、最大限に私たちの資産から炭化水素を最終的に回収する成熟した技術と技術を利用し続けると同時に、著者らは絶えず私たちの掘削、完全井と生産技術の効率を高め、最終的な資源回収率、リターン率とキャッシュフローを最適化する。私たちは引き続き革新的な採油と他の採油技術を推進して使用して、追加価値を放出し、適用された場合にこれらの次世代技術に資金を分配する。また，我々が経営している盆地の未開発優位を利用して，我々の栽培面積や近隣地域の油蔵の地質調査を拡大する予定である
既存の生産油層の栽培面積よりも低い。これらの研究を通じて、可能かつ可能な埋蔵量を魅力的な総合コストで私たちの在庫に増加させるために、私たちの開発を既知の生産地域の外に拡張することを求めます。私たちは、私たちの従業員の専門知識を利用して、私たちの穏健な資産の中で新しい機会を発見したり、創造したりすることで、私たちの生産量を最適化し、私たちの埋蔵量を増加させるように努力しています。
•積極的かつ持続的なヘッジ計画により、将来のキャッシュフローの安定性と可視性を高める。私たちのヘッジ戦略は、生産の価格変動とキャッシュフローを確保することで、私たちの資本計画を価格変動の影響から守ることを目的としています。私たちは大口商品の価格設定の将来性と市場の基本面に対する理解を利用して、私たちのキャッシュフローをよりよく保護します。私たちは石油と天然ガス価格の下落を防ぐために原油と天然ガス生産をヘッジして、私たちの運営コストを価格上昇の影響から保護します。また、ロッキー山脈からカリフォルニアの資産に天然ガスを輸送するための固定価格の天然ガス調達プロトコルやパイプライン輸送力プロトコルで運営費を保護することを求めており、燃料ガス購入価格の変動の影響を減らすのに役立ちます。また、2021年のRBLローンメカニズムのヘッジ要求を満たすためのヘッジも行っている。私たちは2022年に大部分のキャッシュフローを保護し、私たちの大口商品ヘッジプログラムを通じて2023年に予想されるキャッシュフローの大きな部分と、2024年から2025年までの一部の保護を求めています。市場状況の変化に伴い、私たちは絶えず私たちのヘッジ計画を検討し、広範な市場データと分析を利用して私たちのヘッジ決定をしています。
•コストを最適化し続ける。経営陣はコスト削減と会社全体のコスト構造の最適化に重点を置いている。HSE基準を維持しながら，コスト低減を決定し，我々のプロセスとコスト構造を最適化することができると信じている.
•強力なHSEパフォーマンスを守り続けている私たちが良い企業市民となり、長期的な株主価値を創造することを約束した一部として、私たちは道徳的、安全、責任ある方法で業務を展開し、人間と環境を保護し、既存の法律と法規を遵守し、私たちの人々と私たちの生活と運営のコミュニティに配慮するように努力しています。私たちは様々な措置を通じて私たちのHSE表現を監視し、私たちの従業員と請負業者に対して高い基準を維持します。会社のHSE指標を満たし，HSEイベントに関する指標を含め，全従業員に対する短期インセンティブ計画の一部である
•我々のCJWS閉鎖や廃棄業務などの取り組みにより，我々の環境を改善し続けているs. 私たちは石油と天然ガスが未来のエネルギー構造の重要な構成要素になると信じており、私たちは環境への影響を最小限に抑えることを含む良好な企業市民になることに取り組んでいる。CJWSにより，この州の孤児井とその約35，000個の遊休井戸に関する脱出排出イニシアチブを支援することができ，第三者情報源によると，そのうち約5，000個は孤立した遊休井戸と考えられている。CJWSは孤児や遊休油井を閉鎖·廃棄することにより，全州範囲での脱出排出削減に積極的に貢献しており，これらの排出は主にメタンであり，最も破壊的な温室効果ガスである。また，太陽エネルギーや水回収プロジェクトを含めた他の環境計画を進めており，炭素捕獲，使用，貯蔵機会の栽培面積を評価している
我々の資本計画は
2022年と2021年12月31日までの年間で、私たちの総資本支出はそれぞれ約1.53億ドルと1.33億ドルで、資産化管理費用と利息が含まれており、買収や資産廃棄支出は含まれていない。2021年と比較して、原油価格環境の改善や世界と国家の経済環境の改善に対応するために、2022年の資本計画を増加させた。2022年、E&Pと企業支出は1.45億ドル(800万ドルの油井修理·廃棄資本を含まない)、2021年は1.32億ドル。2022年12月31日までの1年間、これらの資本支出の約61%と39%がそれぞれカリフォルニア州とユタ州の業務に使用されている。同社は2021年と比較して、2022年にユタ州の資産により多くの資本を割り当てており、一部の原因は新たに買収したAntelope Creek物件にチャンスがあるからだ。またカリフォルニア州で新たな掘削許可を得ることは大きな課題に直面しているため
前年と比較して、同社がカリフォルニアで掘削した新油井は減少し、サイド掘削、井戸修理、再仕上げ活動が増加した。通年の資本支出増加の一部の原因も、コストインフレが私たちの最初の予想を超えたためであり、私たちは年中の状況を経験し始めた
昨年同期と比較して、私たちの全体生産量は、2022年と2021年の買収と資産剥離の影響は含まれていない。2022年に私たちは85個の井戸を掘りました。その中の72個はカリフォルニア州にあり、51個の生産井、13本の注水井と他の井戸、8つの周定井を含みます。私たちはユタ州で13の井戸を掘りました
2023年のE&P運営と会社活動のための資本支出予算は9500から1.05億ドルの間であり、生産量は前年比でやや低下すると予想されるが、生産量レベルは2022年下半期の水準と相対的に横ばいになると予想される。この資本はCJWSの約800万ドルを含まない。我々は現在，2023年の石油生産量は総生産量の約92%を占め，2022年と一致すると予想している。現在の大口商品価格と我々のこれまでの掘削成功率によると、運営キャッシュフローの中から2023年の資本発展計画に資金を提供できると予想される。私たちの現在の2023年の資本計画は私たちが許可を得たか、あるいは既存のCEQA分析を完成した年内に掘削した新しい井戸に重点を置いており、その他の方面は井戸の修理、側掘削とその他の既存の井戸と関連する活動に重点を置いている。カリフォルニア州の持続的な規制不確実性が私たちのすべてのカリフォルニア資産があるクーン県の許可手続きに影響を与えているため、資本計画の準備は、カリフォルニア2023年に追加の新しい掘削許可を得ることはないが、私たちは計画活動に必要な他の許可と承認を適時に得るという仮定に基づいている。しかし、私たちは新しい油井の追加許可を得るための代替経路を求めており、許可を得られれば、私たちの資本予算で想定されている2023年の掘削計画を拡大することができるだろう。我々の掘削·開発資産能力に影響を与える法律·法規については、規制承認·許可要件に影響を及ぼす法律·法規の他の議論も含め、“-規制事項”を参照されたい
上記の資本支出を含まず，2022年通年では，我々は閉鎖·廃棄活動に約2000万ドルを費やし，カリフォルニアの遊休油井管理計画下での年間義務要求を超えている。2023年には、現在、このような活動に約2100万~2400万ドルがかかると予想されており、私たちは再び、責任ある事業者としての約束を果たすために、私たちの年間に先駆けて閉鎖と放棄義務を履行する予定です
我々の資本計画に関連する潜在的リスクに関する情報は、“項目1 A”を参照されたい。危険要素“、そして”-規制事項“。
私たちの業務範囲であるE&P
私たちの主なE&P業務地域はカリフォルニア州にあり、私たちはユタ州でも業務があります。2022年1月にコロラド州の運営地域を剥離しました
カリフォルニア州
カリフォルニア油田は、私たちの油田があるクーン県とサンワーキン盆地の油田を含み、世界で最も資源が豊富な油田の一つです。米エネルギー情報庁のデータによると、明らかにされた埋蔵量によると、カリフォルニア州クーン県のサンワーキン盆地は米国最大20油田のうち3つを持っている。私たちはこの三つの油田のうちの二つ-途中-日没とナンベリッジで業務をしています。私たちのカリフォルニアでのすべての業務はサンワーキン盆地と人口密度の低いクーン県の農村にあります。サンワキン盆地内の作業区内とその周囲には大量の既存の油田再開発機会があり，その中にはマッキトリクとポソクリーク油田も含まれていると信じている。私たちはまた、私たちがカリフォルニアの業務と強力な貸借対照表に集中することで、私たちがこれらの機会を利用できると信じている。1960年代末、聖華金盆地は商業石油開発を開始し、当時アスファルト鉱物を採掘し、浅井を手作業で掘削した。次の数十年で、多くの最大の石油集積地が迅速に発見された。当ホテルの運営は1909年に始まりました。1960年代には，熱技術の導入により縮合油油田埋蔵量が大幅に増加した。サンワーキン盆地には複数の積み重ねられたベンチが含まれています
地層、構造、非構造圏の発見を継続することを可能にする。聖華金盆地で発見された多くの石油集積は始新世から更新世までの堆積断面で発生した。モントレー群，クレヘン根群，図美群の有機富シェールは源岩を形成し，これらの集積層に石油を発生させた。
私たちは現在クーン県の聖華金盆地に約15，000エーカーの純地を持っていて、その中の91%は生産と費用利息で持っています。私たちカリフォルニアの約12%の土地は土地管理局が管理する連邦土地にあり、そのうちの100%は生産部門が所有している。私たちはカリフォルニアの資産の97%の平均労働力を持っています生産地域は
•カリフォルニアのビジネスには
◦(I)我々の北途中-日没砂岩特性、私たちはそこで循環および連続的な蒸気注入を使用してこれらの既知の貯蔵層を開発し、暗号化および掘削の潜在性を有する比較的新しい蒸気駆動開発プロジェクトであるマッキトリク油田属性。同様にここに位置するのは我々の北途中−日没熱珪藻土属性であり，高圧循環蒸気技術が存在すると考えられる重要な価値を放出し，回収率を最大限に向上させる必要がある
ある事業者が遭遇した地上表現問題を解決するために、2019年11月に新しい高圧循環蒸気井の承認を一時停止した後、CalGEMが私たちの改訂された開発計画を承認するのを待っており、これはローレンス·リバモア国立実験室とCalGEM共同指導者の研究結果と一致すると考えられる。同時に，2023年にはこれらの高圧循環蒸気を必要としない熱珪藻土属性で許容される井戸を掘削する予定である。より多くの情報については、“健康、安全、環境事項条例--CalGEMの石油·天然ガス活動に対する追加行動”を参照されたい
◦(Ii)私たちの南途中-日没は、寿命が長く、減少幅が低く、利益率が高い熱油物件であり、追加の開発機会を持っている
◦(Iii)我々の南ベルリッジ田野山荘は、掘削機会、および追加の蒸気氾濫機会を含む、2つの地質リスクの低い既知の貯蔵層が、掘削の将来性を秘めていることを特徴とする。
◦(Iv)私たちが開発し続けている活発な成熟浅層重油資産であるPoso Creek資産。私たちは循環と連続注気を組み合わせた方式でこれらの砂岩属性を開発し、私たちの西カリフォルニアでの多くの業務に似ている。
2022年12月31日現在、私たちのカリフォルニア州で明らかにされた埋蔵量は、私たちの総明らかな埋蔵量の約76%を占めている。2022年12月31日までの1年間のカリフォルニアの1日平均生産量は21.3 mboe/dであり、私たちの平均日生産量の82%を占めている。
これらの上流業務に加えて、カリフォルニアの追加開発を支援するために、インフラと余分な利用可能な出前能力を持っています。私たちは縮合油貯蔵から石油を生産し，蒸気を用いて石油を加熱し，井筒に流入させて生産した。この事業を支援するために，天然ガスを燃料としたコージェネレーション工場4社を所有し，運営しており，これらの工場では電力と蒸気を生産している。これらの途中-日没とマッキトリック油田に位置する発電所は、約16%の蒸気需要と約55%の現場電力需要を提供し、カリフォルニアでの運営に動力を提供し、平均価格は通常電力市場価格より低い。我々のコストをさらに相殺するために，我々は2つのコージェネレーション施設で生産された電力を長期契約に基づいて販売し，契約期間はそれぞれ2023年12月と2026年11月である。私たちはまた62台の通常の蒸気発生器を持っていて、私たちの運営に必要な蒸気を満たすことを助けます
また、私たちは収集、貯蔵、処理、水回収、軟化施設を持っており、私たちが費用をかけて近くの資産を開発する必要を減らし、全体的にいくつかの運営コストを抑えることができます。大ざっぱに
カリフォルニアの92%の石油生産はパイプ接続で販売されていますが、短期パイプライン市場が中断している間にトラック輸送を使って私たちの石油を販売することもできます
ユタ州ウイタ盆地
Uinta盆地は成熟した軽量油ガス田で、カバー面積は15，000平方マイルを超え、大量の未開発の資源を持っており、私たちはこれらの地域で高い運営制御権と追加のパイプライン後の潜在力を持っている。ユタ州Brundage Canyon、Ashley森林、Lake Canyon、Antelope Creek地域のUinta盆地での事業目標は緑河とWasatch地層であり、これらの地層は4000フィートから7000フィートの深さで石油と天然ガスを生産する。私たちは既存の土地に対して高い運営制御権を持っており、これは追加の垂直および/または水平開発および再完成に顕著な上り空間を提供する。我々は現在Uinta盆地に約101，000エーカーの純地を有しており，その92%は生産によって保有されている。ユタ州の土地の約28%は連邦土地管理局が管理する土地に位置し，その78%は生産部門が所有している。私たちユタ州の土地の約65%は部族の土地で、その98%は生産によって所有されている
2022年12月31日までに，我々のUinta盆地では，我々が総明らかにした埋蔵量の約24%を占め，2022年12月31日までの年間平均日生産量の4.8 mboe/dまたは18%を占めることが明らかになった。
私たちはまた、既存の天然ガス輸送契約の追加開発を支援するために、広範な天然ガスインフラと利用可能な出前能力を持っている。我々は天然ガス収集システムを有しており，約500マイルのパイプラインと関連する圧縮·計量施設からなり，これらの施設は地域の多くの販売拠点に接続されている。私たちはまだユタ州デュチェスーン県のBrundage Canyon地区に天然ガス加工工場を持っていて、生産能力は約30 Mmcf/dです。この工場は私たちが運営している収集と圧縮施設から納品を受けています。これらの施設で収集された天然ガスのうち，約88%は我々が運営している油井から来ている。この加工工場の現在の生産能力は10−17 Mmcf/dであり，残りの生産能力は追加の大規模開発掘削に十分である。
ウイタ盆地は晩白VI世から始新世までの時期に形成され、成熟した軽質油ガス貯蔵であり、主にユタ州のデュチェース県とユタ県に位置し、敷地は15，000平方マイルを超える。第二次世界大戦直後に行われた探査作業により、ウイタ盆地で第一陣の商業石油が発見された。これらの早期発見では，緑河組の河川−湖沼砂岩で石油が発見され，これらの砂岩から石油が生産された。2000年代中期に改良された水力増産技術を採用し、ウイタ盆地の生産量を大幅に向上させた。ユタ州自然資源部の報告によると，ユタ州の石油総生産量は倍以上に増加し，2003年の3600万バレル/日から2021年の9700万バレル/日に増加した。2021年にユタ州の石油生産量の約87%はデュチェスネ県とユタ州のウイタ盆地から来ている。
2022年2月、私たちはユタ州Antelope Creek地域の石油·天然ガス生産資産の買収を完了した。このような資産は私たちの既存のUinta資産に隣接している。
私たちの油井修理と廃棄業務
2021年10月1日には、C&J油井サービスの形で運営されるカリフォルニア最大の上流油井整備·廃棄事業の1つの買収を完了し、現在では油井整備·廃棄事業部門を構成している。CJWSはカリフォルニアで石油と天然ガス生産会社に油井現場サービスを提供し、油井修理、油井廃棄サービスと水上物流に重点を置いている。CJWSのサービスには、掘削プラットフォームと連続油管に基づく油井のメンテナンスと修理サービス、再掘削サービス、流体管理サービス、漁業とレンタルサービス、その他の補助油田サービスがある。また，CJWSは油井の生産寿命終了時に封じ込めや廃棄サービスを提供しており，Berryに戦略的成長機会を創出していると信じている。CJWSは，我々の石油·天然ガス事業に必要なサービスに適応し，自主的な封じ込めと油井の放棄を含む責任ある事業者としての排出削減の約束を支援している。また，CJWSはカリフォルニア州と協力して遊休油井の脱出排出を削減するメタンや二酸化炭素を含む戦略を推進するために重要である。独立情報源によると、カリフォルニアには約3.5万の遊休油井が推定されている
約5000個の井戸が孤立した遊休油井だと信じられている。CJWSの廃棄油井における専門知識と経験により，州と連邦資金を獲得し，孤立した遊休油井の救済を支援する機会があり，これらの油井はカリフォルニア州の負担であり，また，CJWSの顧客のために遊休油井を安全に閉鎖·廃棄することができる
CJWSにより，72個の掘削機からなる機械チームが運営されており，通常は掘削機，関連設備とも呼ばれている。これらのサービスの目的は，油井と天然ガス井の全生産寿命内に生産量を維持·維持·向上させ，生産寿命終了時に油井を閉鎖·廃棄することである。私たちの油井修理業務は、油井と天然ガス井の全生産寿命内で、生産量の確立、維持、向上に様々なサービスを提供しています
•坑内設備および部品の解体、修理、交換、およびこれらの操作が完了した後に生産を再開することを含むメンテナンス作業
•掘削を深めること、サイドドリル、生産層を増加させること、井戸セグメントを分離すること、または井戸への出入り作業に必要なスリーブを修復すること、または装置を井戸から除去すること、および井戸を出入りする作業に必要なスリーブを修復することを含むことができる
•油井の生産寿命が終わった時、サービスを閉鎖して廃棄する。
石油と天然ガス生産の最適レベルを維持するためには，油井の全ライフサイクルで定期的なメンテナンスが必要である。定期メンテナンスは現在私たちの油井サービスの最大部分を占めており、持続的なメンテナンス支出が生産を維持する必要があるため、私たちはこれまでこれらのサービスに対する需要は相対的に安定していた
定期的なメンテナンス以外に、油井や天然ガス井を生産するには、修理井と呼ばれる大修理や改装が必要な場合があり、これは通常、メンテナンス作業よりも複雑で時間がかかる。井戸修理サービスの需要は石油と天然ガスメーカーの石油と天然ガス価格の中長期的な予想に敏感である。石油や天然ガス価格の上昇に伴い、石油と天然ガスメーカーは油井効率の向上による生産量の向上を求めているため、井戸整備活動のレベルが増加することが多い。
経済的生産量を持たなくなった油井や天然ガス井を恒久的に閉鎖する過程でも、油井点検掘削機を使用する。閉鎖と廃棄作業は有利な運営利益率を提供することができ、しかも掘削と掘削活動に比べて、石油と天然ガス価格に対する敏感性が低い。油井が生産されなくなった場合、油井事業者は国の規定に従って油井を閉鎖しなければならないからである。
私たちの水上物流業務は専用タンクローリー、貯蔵タンク、その他の関連設備を含む247台の水上物流トラックと関連資産を使用しています。これらの資産は、様々な流体を提供、輸送、保存し、メンテナンスサービスを提供します。これらのサービスは多くの井戸修理や修復プロジェクトに必要であり，日常生産井作業でもよく利用されている。私たちは水上物流の面でも約1，370台のレンタル設備を持っている。
私たちの資産と生産情報は
2022年12月31日までの1年間の平均純生産量は約26.1 mboe/dであり，そのうち約92%が石油であり，約82%がカリフォルニアにある。カリフォルニア州では、2022年12月31日までの1年間、私たちの平均生産量は21.3百万バレル/日で、そのうちの100%は石油です。私たちの2021年のカリフォルニアでの生産は私たちが以前所有していたPlacerita業務を含み、2021年の平均日生産量は0.7 mboe/dであった。私たちは2021年末にPlacerita事業を剥離した。2021年の生産量は1.2 mboe/dであったコロラド州Piceance盆地でのすべての資産を2022年1月に剥離した。2022年2月、私たちはユタ州Antelope Creek地域の石油·天然ガス生産資産の買収を完了した。これらの資産は我々の既存のUinta資産に隣接しており，2022年の平均日生産量は約1.0 mboe/dである
下表は、2022年12月31日と2021年12月31日までの年度の平均日生産量をまとめたものである
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| 1日平均純生産量(1) 12月31日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) |
カリフォルニア州(2) | 21.3 | | | 100 | % | | 22.0 | | | 100 | % |
ユタ州(3) | 4.7 | | | 58 | % | | 4.2 | | | 51 | % |
| 26.0 | | | 92 | % | | 26.2 | | | 88 | % |
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コロラド州(4) | 0.1 | | | — | % | | 1.2 | | | 2 | % |
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合計する | 26.1 | | | 92 | % | | 27.4 | | | 88 | % |
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(1)生産量とは，その期間内に販売された数量である.
(2)2021年10月末までPlacerita物件の生産量を含む。2021年、これらの油田の平均日生産量は約700 boe/dである。
(3)2022年2月に買収されたカモシカ渓地域の生産を含む。2022年、これらの油田の平均生産量は約1.0 mboe/dである。
(4)コロラド州の不動産はピケンズ盆地にあり、これらの不動産は2022年1月に剥離された。
生産データ
次の表に2022年12月31日までと2021年12月31日までの年間生産量情報を示す。 | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| 十二月三十一日までの年度 | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
1日平均生産量(1): | | | | | | | | |
| 石油(Mbbl/d) | 24.0 | | | 24.2 | | | | | | |
| 天然ガス(mm cf/d) | 10.2 | | | 17.1 | | | | | | |
| NGL(Mbl/d) | 0.4 | | | 0.4 | | | | | | |
合計(mboe/d)(2) | 26.1 | | | 27.4 | | | | | | |
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(1)生産量とは，その期間内に販売された数量である.私たちはまた石油と天然ガスを採掘するためにレンタル生産された天然ガスの一部を消費する。
(2)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日までの1年間、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと6.45ドルである。
私たちの発展リストは
私たちは大量の低地質的危険で、高いリターンの発展機会を持っている。我々は2022年12月31日までに，我々の資産に基づいて9813個の明らかにされていない総掘削地点を決定した。掘削場所をどのように決定するかについては，“-我々の埋蔵量-決定された掘削場所を決定する”を参照されたい
私たちは約97%の生産油井を運営している。また、私たちの現在の栽培面積の大部分は生産と費用利息で保有されており、その中にはカリフォルニア州の91%の栽培面積が含まれている。2022年12月31日現在、今後3年間で満期となる賃貸契約でカバーされる総合純面積は私たちの総純面積の約2%を占め、その55%はユタ州に位置している。私たちの高度な運営制御は
私たちの生産面積と、カリフォルニアで油井を掘削と完成できる速度は、私たちの資本支出、技術改善と製品マーケティングの時間、金額、分配を含む開発計画を実行する上で柔軟性を持っています。
次の表は、2022年12月31日現在、私たちが生産·決定している開発資産に関するいくつかの情報をまとめています
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| 栽培面積 | | 生産と費用利息で計算した純作付面積(%) | | 生産井、グロス(3) | | 平均仕事利息(%)(4) | | 純収入利息(%)(5) | | 特定の掘削場所(6) |
| 毛収入 | | ネットワークがあります(1)(2) | | | 毛収入 | | ネットワークがあります |
カリフォルニア州 | 19,421 | | 15,098 | | 91 | % | | 2,214 | | | 97 | % | | 95 | % | | 8,527 | | | 7,186 | |
ユタ州 | 111,930 | | 101,494 | | 92 | % | | 1,232 | | | 96 | % | | 79 | % | | 1,286 | | | 1,209 | |
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合計する | 131,351 | | 116,592 | | 92 | % | | 3,446 | | | 97 | % | | 88 | % | | 9,813 | | | 8,395 | |
__________
(1)は栽培面積における我々の加重平均権益を示す
(2)このうち約12%がカリフォルニア州の作付面積，28%がユタ州の作付面積である。
(3)カリフォルニア州およびユタ州を含む406個の蒸気駆動および注入井戸。
(4)は既存油井における我々の加重平均作業利益を示す.
(5)2022年12月31日までの年度の加重平均純収入利息を代表する。
(6)2022年12月31日現在、我々が決定した掘削場所は、200個の総(198個の純)蒸気駆動井を含むPUDに関連する約935個の総(正味)位置を含む。私たちが掘削場所を決定する手順と基準については、“-私たちの埋蔵量-決定された掘削場所を決定する”を参照してください。
私たちの備蓄は
データを保留する
2022年12月31日現在，総明らか埋蔵量は110 mm boeと推定され，2021年12月31日現在の97 mm boeを上回っている。10 mm boeを生産する前に、私たちの総明らかな埋蔵量は23 mm boe、あるいは2022年の24%増加しました。その大部分は拡張によるもので、私たちの物件に重要なPUD位置が増加したからです。私たちは2022年生産量の236%の代わりに、より多くの明らかな埋蔵量を使った
私たちの埋蔵量の大部分は浅層、長寿油層中の原油で構成されている。2022年12月31日現在，埋蔵量の割引将来の純キャッシュフローの標準化基準は約21億ドルであり，埋蔵量のPV−10はそれぞれ約26億ドルであることが明らかになった。これらの価値は前年末の12億ドルと15億ドルより大幅に増加した。PV-10は財務指標であり、アメリカ公認会計原則(GAAP)に従って計算されたものではない。PV−10の定義および将来の純キャッシュフロー割引との標準化計量との入金については，以下の“−PV−10”を参照されたい。2022年12月31日現在，我々は埋蔵量の約76%と明らかにされた埋蔵量PV−10価値の約85%がカリフォルニアでの資産からのものであることを明らかにした。我々はユタ州のUinta盆地にも約24%の明らかな埋蔵量と約15%のPV−10価値を有しており，この盆地は成熟した軽量油ガス田であり，大量の未開発資源を有している
2022年12月31日までに推定された明らかになった埋蔵量と関連するPV−10をカテゴリ別にまとめた
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| 2022年12月31日までの明らかな埋蔵量(1) |
| 石油(MMBbl) | | 天然ガス(Bcf) | | NGL(MMBbl) | | 合計(Mmboe)(2) | | 確認された割合は | | 開発率は明らかにされています | | 資本支出(3) ($MM) | | PV-10(4) (百万ドル) |
| PDP.PDP | 46 | | | 38 | | | 1 | | | 53 | | 49 | % | | 86 | % | | 29 | | | 1,366 | |
| PDNP | 8 | | | 6 | | | — | | | 9 | | 8 | % | | 14 | % | | 66 | | | 219 | |
| プリン | 45 | | | 15 | | | 1 | | | 48 | | 43 | % | | — | % | | 611 | | | 1,039 | |
| ベリーは常に埋蔵量を明らかにしている | 99 | | | 59 | | | 2 | | | 110 | | 100 | % | | 100 | % | | 706 | | | 2,624 | |
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| カリフォルニア州は埋蔵量を明らかにしています | 84 | | | — | | | — | | | 84 | | | | | | 512 | | | 2,240 | |
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(1)我々の見積もり純備蓄は、米国証券取引委員会の指導に基づいて、前12ヶ月の平均月初め価格に基づいて決定された。2022年12月31日現在、最初の12ヶ月間の加重されていない毎月の初日算術平均価格は、石油と天然ガス液体(NGL)1バレルブレント原油100.25ドル、天然ガス1 Mmbtu Henry Hub 6.4ドルである。これらの資産寿命内の体積加重平均実現価格は、石油1バレル当たり91.33ドル、天然ガス1バレル当たり液化天然ガス48.76ドル、天然ガス1立方センチメートル当たり6.76ドルと推定されている。価格は物件の全ライフサイクルにわたって不変であり，市場環境を反映した定価の違いを考慮した。価格の計算には、品質リース調整、燃料減額、地域差、マーケティングボーナス或いは減額、その他の井口受領価格に影響する要素を含む現行の米国証券取引委員会ガイドラインと会計規則で構築された石油と天然ガス価格パラメータを用いた。以下の“−我々の備蓄−PV−10”を参照されたい。
(2)6 mcf天然ガスを用いて1バレルの石油換算比率を見積もる。
(3)2022年12月31日現在推定されている未割引未来資本支出を示す。
(4)PV-10は、公認会計基準に従って算出されない財務指標である。PV−10の定義および将来の純キャッシュフロー割引との標準化計量との入金については，以下の“−我々の備蓄−PV−10”を参照されたい。PV−10はデリバティブ取引を発効させない。
2022年12月31日までに面積別に推定した明らかになった埋蔵量と関連するPV−10を表にまとめた。次の表に示す埋蔵量推定数は，DeGolyerとMacNaughtonが作成した報告に基づいて作成した.埋蔵量試算は，現在の米国証券取引委員会の石油，天然ガス，天然ガス埋蔵量報告に関する規則と規定に基づいて作成されている。備蓄金とは，適用される特許権使用料を差し引いた純額である
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| 2022年12月31日までの明らかな埋蔵量(1) |
| カリフォルニア州
(聖華金盆地) | | ユタ州
(ウイタ盆地) | | 合計する |
明らかになった開発埋蔵量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 43 | | | 11 | | | 54 | |
| 天然ガス(Bcf) | — | | | 44 | | | 44 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
合計(Mmboe)(2)(3) | 43 | | | 19 | | | 62 | |
未開発埋蔵量が明らかになりました | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 41 | | | 4 | | | 45 | |
| 天然ガス(Bcf) | — | | | 15 | | | 15 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
合計(Mmboe)(3) | 41 | | | 7 | | | 48 | |
埋蔵量を明らかにしています | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 84 | | | 15 | | | 99 | |
| 天然ガス(Bcf) | — | | | 59 | | | 59 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 2 | | | 2 | |
合計(Mmboe)(3) | 84 | | | 26 | | | 110 | |
| | | | | |
| PV-10(百万ドル) | $ | 2,240 | | | $ | 384 | | | $ | 2,624 | |
__________
(1)我々の見積もり純備蓄は、米国証券取引委員会の指導に基づいて、前12ヶ月の平均月初め価格に基づいて決定された。石油と天然ガスの未加重算術平均価格は2022年12月31日現在でブレント原油1バレルあたり100.25ドル，天然ガスはMmbtu Henry Hubあたり6.4ドルである。石油と凝縮油1バレルあたりの出来高加重平均実現価格は91.33ドル，天然ガスと凝縮油1バレルあたりの出来高加重平均実現価格は48.76ドル，mcfあたりの出来高加重平均実現価格は6.76ドルであった。価格は物件の全ライフサイクルにわたって不変であり，市場環境を反映した定価の違いを考慮した。価格の計算には，品質リース調整，燃料減額，地域差，マーケティングボーナスや減額，その他の井口受領価格に影響する要因を含む米国証券取引委員会の現行ガイドラインと会計規則で構築された石油と天然ガス価格パラメータを用いた。商品価格リスクに関するより多くの情報は、“第1 A項”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは—石油、天然ガス、天然ガス価格の変動が大きく、私たちの業績に直接影響を与える。”
(2)明らかにされた開発済み埋蔵量は総埋蔵量の約14%を占め、石油総埋蔵量の14%を占める。
(3)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日と2021年12月31日までの年間で、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと70.95ドル、1バレル6.45ドル、3.89ドルである。
PV-10
PV-10は非GAAP財務指標であり、業界内で石油と天然ガス会社の現在値を理解するために広く用いられている。これは，明らかにされた石油や天然ガス埋蔵量の推定将来の現金流入の現在値から将来の開発や生産コストを差し引いたものであり，毎年10%の割引率で将来のキャッシュフローを反映した時間であり，デリバティブ取引や将来の所得税の推定に影響を与えない。経営陣は、PV−10は、アナリストや投資家によって石油·天然ガス会社の評価に広く用いられているため、投資家に有用な情報を提供していると考えている。将来納付すべき所得税の額を見積もる際には、多くのユニークな要因が会社に影響を与える可能性があるため、経営陣は、税前評価基準を用いることが評価会社に価値があると考えている。PV-10は公認会計基準に基づいて計算された将来の純現金流量割引の標準計量の代替方法と見なすべきではない
以下の表は、我々が明らかにした埋蔵量のPV−10と、2022年12月31日までの将来の純キャッシュフロー割引の標準化された測定基準との台帳を提供する
| | | | | |
| 2022年12月31日 |
| (単位：百万) |
| カリフォルニア州PV-10 | $ | 2,240 | |
| ユタ州PV-10 | 384 | |
| 集計会社PV-10 | 2,624 | |
| 差し引く：将来の所得税の現在値を10%割引 | (550) | |
| 将来の純現金流量割引の標準化計量 | $ | 2,074 | |
新規に埋蔵量を明らかにする
生産開始前に、私たちの総明らかな埋蔵量は23 Mboeか24%増加した。この成長の主な原因は拡張が増加したことであり、私たちは私たちの物件に重要なPUD位置を追加したからだ。私たちは236%の生産量をより多くの明らかな埋蔵量で代替した。2021年12月31日から2022年12月31日まで、埋蔵量の総変化は以下の通りであることが明らかになった
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| カリフォルニア州
(聖華金盆地) | | | | | | | ユタ州
(ウイタ盆地) | | コロラド州
(ピケンズ盆地) | | 合計する |
| (Mmboe)(1) |
| 2021年12月31日までの期初残高 | 79 | | | | | | | | 14 | | | 4 | | | 97 | |
拡張と発見 | 20 | | | | | | | | 6 | | | — | | | 26 | |
以前の推定数の改訂 | (7) | | | | | | | | 1 | | | — | | | (6) | |
その場で鉱物を購入する(2) | — | | | | | | | | 7 | | | — | | | 7 | |
鉱物の販売が行き届いている(3) | — | | | | | | | | — | | | (4) | | | (4) | |
当年の生産量 | (8) | | | | | | | | (2) | | | — | | | (10) | |
| 2022年12月31日までの期末残高 | 84 | | | | | | | | 26 | | | — | | | 110 | |
__________
(1)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日と2021年12月31日までの年間で、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと70.95ドル、1バレル6.45ドル、3.89ドルである。
(2)2022年2月，ユタ州のAntelope Creekを買収した。
(3)2022年1月、コロラド州のPiceance盆地での資産を剥離した。
内線です。 2022年には，年内の掘削結果の明らかな面積が増加したため，カリフォルニア州とユタ州での拡張プロジェクトで26 Mboeの明らかな埋蔵量が増加した
以前の推定数の改訂。
価格に関する改定-製品価格の変化は私たちが記録した明らかな埋蔵量に影響を及ぼすだろう。例えば、いくつかの価格環境では、より高い価格は、追加の利益率がそれらの期待寿命を延長し、より多くのプロジェクトを経済的にするため、私たちの運営中の経済的採掘量を増加させることができる。代わりに、価格が下落した時、私たちは逆の効果を経験することができる。2022年、カリフォルニアとユタ州の純正価格をそれぞれ1 Mboeと1 Mboeに修正しました
その他の改訂-その他の改訂には、以前に明らかにされた埋蔵量推定の引き上げ或いは引き下げが含まれる可能性があり、原因は最近の地質、生産量の低下或いは経営業績の評価或いは解釈である
データです。2022年、私たちはカリフォルニア州で7つのMmboeの他の修正を負にした。負の他の改正は，主に北途中−日没油田における熱珪藻土開発計画が変化したためである。
その場で鉱物を購入する。2022年2月、私たちはAntelope Creekを買収し、ユタ州で7つの明らかになった埋蔵量を増加させた。
鉱物がきちんと販売されている.2022年1月，Piceance盆地の資産を剥離し，コロラド州で約4つの埋蔵量を明らかにした。
当年の生産量- “第7項”を参照経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析—いくつかの経営と財務情報私たちの今年の生産状況を討論するために。
未開発埋蔵量の変化が明らかになった
我々カリフォルニア州で明らかにされた未開発埋蔵量は2022年に9 Mboe増加したが，これは主に延期によるものであったが，一部は改訂によって相殺された。2021年12月31日から2022年12月31日まで、中国の未開発埋蔵量の変化は以下のように明らかになった
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| カリフォルニア州
(サンワーキンとベンチュラ盆地) | | ユタ州 (ウイタ盆地)(2) | | コロラド州 (ピケンズ盆地)(3) | | | | | | | | 合計する |
| (Mmboe)(1) |
| 2021年12月31日までの期初残高 | 32 | | | 1 | | | — | | | | | | | | | 33 | |
拡張と発見 | 19 | | | 6 | | | — | | | | | | | | | 25 | |
以前の推定数の改訂 | (8) | | | — | | | — | | | | | | | | | (8) | |
実証された開発に再分類する | (2) | | | — | | | — | | | | | | | | | (2) | |
| 2022年12月31日までの期末残高 | 41 | | | 7 | | | — | | | | | | | | | 48 | |
__________
(1)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日と2021年12月31日までの年間で、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと70.95ドル、1バレル6.45ドル、3.89ドルである。
(2)2022年2月，我々はAntelope Creekを買収し，そのすべての明らかな埋蔵量が明らかに開発されたと評価された.
(3)2022年1月、コロラド州のPiceance盆地での資産を剥離した。
内線です。 2022年には，Hill Tulare，McKittrack，ユタ州の未解明地点の掘削結果に基づき，年内の掘削結果により我々の明らかな面積を増加させ，明らかにされている未開発埋蔵量25 Mboeを増加させた
以前の推定数の改訂。
その他の改訂-2022年、私たちの他の修正は、主にカリフォルニア北途中-日没油田における熱珪藻土事業の開発計画を変更したため、負8 Mmboeに修正された。
証明された発展に再分類する近年と比較して，2022年には，掘削から高リターンと資本効率の高い掘削，サイド掘削，完井に大部分の開発力が移行する。また，我々は2022年に約2 Mboeの明らかにされた未開発埋蔵量を明らかにした開発種別に移行し，我々の開発掘削活動に関連して約3，000万ドルを費やした。2022年の資本集約度はここ数年より高く、私たちはユタ州の経済機会に基づいてユタ州での発展重点を増加させ、ユタ州にはより深い油井があるため、カリフォルニアよりも掘削コストが高い。2022年にはカリフォルニアの開発プロジェクトは1バレル平均11ドル未満です私たちは十分な未来を期待しています
資金は5年以内に我々が明らかにした未開発埋蔵量を開発し、2022年12月31日になる。価格が長期間にわたって現在の水準を大幅に下回っていれば、今後5年間の予想資本支出を減らす必要がある可能性があり、これは明らかにされた未開発埋蔵量の数や開発タイミングに影響する可能性がある。わが国では年末に未開発埋蔵量が米国証券取引委員会の5年間の開発指導意見に基づいて決定されていることが明らかになった。経営陣は必要な約束をしており、将来、私たちが明らかにしたすべての未開発埋蔵量を開発するのに十分な資本があると予想されています
埋蔵量評価と再審査過程
独立エンジニアDeGolyerとMacNaughton(“D&M”)は、ここで報告する埋蔵量推定を準備している。D&Mが準備金額を準備するためのプロセスは、備蓄数量、将来の生産性、将来の純収入、およびこれらの将来の純収入の現在値の推定を含み、一部は私たちが提供したデータに基づいている。埋蔵量推定を作成する時、D&Mは吾などが提供した所有権権益、生産量、試井データ、運営及び開発歴史コスト、製品価格或いは不動産の現在及び未来の運営及び生産販売に関連する合意に関する資料及びデータの正確性と完全性を独立に確認していない。しかしながら、D&Mの動作中に、そのような情報またはデータの有効性または十分性が問われていることに気づいた場合、彼らは、関連する問題を満足に解決するまで、これらの情報またはデータに依存しない。埋蔵量の推定は、今後数年間の埋蔵量の採取可能率の期待に関連するため、“合理的確実性”の基準を含む“米国証券取引委員会”のガイドラインに適合している。米国証券取引委員会規則によれば、同じ油貯蔵プロジェクトまたは同様の油貯蔵プロジェクトの実際の生産によって有効であることを証明する技術を使用して、または合理的確実性を確立する信頼性技術を使用する他の証拠を使用することによって、合理的確実性を確立することができる。信頼できる技術とは、現場試験を経て、評価された地層または同様の地層において一貫性および再現性を有する合理的な決定の結果を提供することが証明された1つまたは複数の技術(計算方法を含む)の組み合わせである。埋蔵量推定は標準的な地質と工学技術と計算方法を用いて構築されたことを明らかにした, これは石油産業で一般的に受け入れられている。埋蔵量の増加は主に生産履歴や類比によって作成されており，それらは減少曲線分析に基づいて，歴史収量と類比タイプの曲線を利用していることが明らかになった。著者らはまた地質と地球物理情報を利用して埋蔵量推定を明らかにする合理的な確定性を構築し、浸透率、井戸下完井情報、電気井戸、放射性井戸、岩心分析、現有の地震データと歴史油井コスト、運営費用と商品収入データの間の貯蔵層連続性を構築した。
D&Mはまた、S-X規則4-10(A)で規定された明らかになった埋蔵量の定義及びその後のアメリカ証券取引委員会スタッフの解釈と指導を用いて、埋蔵量分類推定数を作成した。
著者らは埋蔵量推定作成の内部制御は“アメリカ証券取引委員会”の規定に基づいて、私たちの埋蔵量推定の信頼性に合理的な保証を提供することを目的としている。私たちが業務発展を担当する執行副総裁は、サウスカロライナ大学の地質学修士号とカールトン学院の地質学学士号を持ち、35年を超える石油と天然ガス業界の経験を持つ埋蔵量推定の準備を監督している。埋蔵量推定は、我々の上級エンジニアと経営陣によって審査·承認され、私たちの取締役会に提出されました。D&M内部では，主に我々の埋蔵量推定を審査する技術者はテキサス州の登録専門エンジニアであり，石油工学科学修士と哲学博士号を持ち，石油ガス貯蔵研究と埋蔵量評価において10年以上の経験を持っている。
埋蔵量工事は本質的に主観的な過程であり、正確に測定できない石油、天然ガスと天然ガスの地下埋蔵量を推定する。より詳細を知る必要があれば、“第1 A項”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは—明らかにされた埋蔵量と関連する将来の純キャッシュフローの推定は正確ではない。埋蔵量の実際の数と将来の純キャッシュフローが推定を下回ることが証明される可能性があることが明らかになった。”
特定された掘削場所を特定する
明らかにされた掘削場所
我々の2022年12月31日までの埋蔵量報告によると，我々が明らかにした未開発埋蔵量は約935総(928個)の掘削地点である。2022年には，明らかにされた未開発埋蔵量により掘削地点が増加したが，これは主に掘削結果に基づいて明らかにされた面積が増加したためである。我々は，生産データと我々の開発計画から得られた経験を用いて，この明らかにされた掘削在庫を決定し優先的に開発した。これらの掘削地点は、技術的評価を経て5年以内に掘削される可能性が高いと考えられた後にのみ、私たちの在庫に含まれる。地質や工事データの技術評価を行った後，合理的に見積もることができ，米国証券取引委員会のガイドラインによると，これらの地点の埋蔵量は商業的に採掘可能である。管理層は、これらの場所を決定する際に、現地インフラの可用性、掘削支援資産、州および地方法規、およびその他の関連要因を考慮する
未解明の掘削場所
2022年12月31日までに掘削地点が明らかにされていない長年在庫総額は8878個(純額7467個)であることも確認された。我々が明らかにしていない掘削地点は，適用された地質，工事，生産データに基づいて油田ごとに具体的に決定されている。著者らは過去の油田開発実践を分析し、歴史生産業績、予想掘削と完成コスト、間隔とその他の性能要素を考慮して、類似した掘削機会を確定した。これらの掘削地点には、主に(I)暗号化掘削地点、(Ii)油田拡張により増加した地点、または(Iii)熱採取プロジェクト拡張が含まれており、その中のいくつかは現在我々の物件の試験段階にあるが、確認された場所としては決定されていない。私たちは、これらの掘削位置を推定するための仮定およびデータは、私たちが使用している回収プロセスタイプに基づく既定の業界実践と一致すると信じている。我々の掘削·開発資産能力に影響を及ぼす法律·法規の他の議論については、規制承認や許可要件を含め、“健康、安全、環境事項法規”を参照されたい。
私たちは私たちの探査掘削機会の面積を適切なレベルで分析する予定だ。我々は、目標セグメントの範囲の決定およびそのようなセグメントの商業数炭化水素の潜在的能力の決定を支援するために、アナログ再生からのデータ、3次元地震データ、裸眼およびスラリー坑井データ、岩心および油貯蔵工学データを含む内部生成された情報および独自モデルを使用する予定である。
井戸の距離が確定する
我々が上記で決定した井位種別における井間距離は，我々の既存生産油田の実作業間隔に基づいて決定されており，採用した特定の採掘過程(すなわち主採，注水，熱採)には合理的であると考えられる。貯蔵層と採掘技術の間の間隔が異なる可能性がある。私たちの開発間隔は1エーカー未満で、カリフォルニア州の熱力蒸気洪水開発に使うことができます。
掘削進度計画
私たちが決定した掘削場所は、私たちの現在の長年の掘削計画の一部に配置されているか、または将来的に予定されている。しかし、私たちは予定された時間や私たちが確定した場所の掘削を全く行わないかもしれない。我々の予想掘削地点と将来的に決定可能な任意の探査掘削地点のリスク状況は，我々が明らかにした他の掘削地点のリスク状況よりも高いと考えられる。
私たちが決定した掘削場所を有利に掘削·開発できるかどうかは多くの変数に依存し、その中の多くの変数は原油と天然ガス価格、資本の獲得可能性、コスト、掘削結果、規制承認と許可、利用可能な輸送能力、その他の要素を含む制御できない。将来的にこれらのプロジェクトの掘削結果が経済的見返りを達成するために十分な埋蔵量を確立できなければ、これらのプロジェクトの掘削や開発を減らすことができるかもしれない。私たちの掘削計画に関するリスクについての議論は
“第1 A項参照。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは—私たちは計画された時間や私たちが確定した場所を掘削しないかもしれない。”
以下の表に，我々が明らかにした未開発掘削地点と，2022年12月31日現在の未解明掘削地点を示す。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PUD掘削位置
(毛) | | 未解明の掘削場所(毛金利) | | 掘削位置の総数 |
| 油井、天然ガス井、注水井 | | | | 石油、天然ガス、注水井戸 | | | | 石油、天然ガス、注水井戸 | | |
| カリフォルニア州 | 847 | | | | | 7,680 | | | | | 8,527 | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| ユタ州 | 88 | | | | | 1,198 | | | | | 1,286 | | | |
| 特定された掘削地点の総数 | 935 | | | | | 8,878 | | | | | 9,813 | | | |
各時期に明らかにされた埋蔵量が総埋蔵量の15%以上を占める油田の生産量情報を以下の表に示す
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| SJV途中日没 | | | | | |
総生産高(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 5,630 | | | 5,666 | | | 5,933 | |
| 天然ガス(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL(MBBLS) | — | | | — | | | — | |
合計(Mboe)(2) | 5,630 | | | 5,666 | | | 5,933 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| シアトルベルリチ山 | | | | | |
総生産高(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 1,551 | | | 1,505 | | | 1,280 |
| 天然ガス(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL(MBBLS) | — | | | — | | | — | |
合計(Mboe)(2) | 1,551 | | | 1,505 | | | 1,280 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| ウイタ | | | | | |
総生産高(1): | | | | | |
| 石油(MBbls) | 1,010 | | | * | | * |
| 天然ガス(Bcf) | 3,502 | | | * | | * |
| NGL(MBBLS) | 144 | | | * | | * |
合計(Mboe)(2) | 1,737 | | | | | |
__________
*上記の間に明らかにされた総埋蔵量の15%未満です。
(1)生産量とは，その期間内に販売された数量である.
(2)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日と2021年12月31日までの年間で、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと70.95ドル、1バレル6.45ドル、3.89ドルである。
生産井
2022年12月31日までに3450個の生産井(純3332個)(406個の蒸気駆動および水駆注井戸を含む)があり、その約100%が油井である。私たちの生産油井での平均労働権益は約97%だ。私たちのすべてのUinta盆地油井は随伴天然ガスとNGLを生産している。2022年末までに、聖華金盆地の16の蒸気洪水プロジェクトと水害プロジェクト、ウイタ盆地の水害プロジェクトに参加した。
次の表に2022年12月31日現在の生産油井と天然ガス井(生産も能力もある)を示す。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| カリフォルニア州
(聖華金盆地) | | ユタ州 (ウイタ盆地)(3) | | 合計する |
石油.石油 | | | | | |
毛収入(1) | 2,215 | | 1,235 | | 3,450 |
ネットワークがあります(2) | 2,144 | | 1,188 | | 3,332 |
ガス.ガス(4) | | | | | |
毛収入(1) | — | | — | | — |
ネットワークがあります(2) | — | | — | | — |
__________
(1)権益を持つ油井の総数.合計406個の蒸気駆動井戸と注水井を含み、395個はカリフォルニア州にあり、11口はユタ州にある。
(2)断片的権益の総和.
(3)2022年2月に買収されたカモシカ渓地域の油井を含む。
(4)ユタ州では，我々の油井の一部に随伴天然ガスがあり，これらの油井は油井として報告されている。
栽培面積
次の表には、2022年12月31日現在、私たちが所有している権益の開発済みと未開発総面積のいくつかの情報を示しています
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| カリフォルニア州
(聖華金盆地) | | | | | | | | ユタ州
(Uinta) | | 合計する |
開発する(1) | | | | | | | | | | | |
毛収入(2) | 7,135 | | | | | | | | 46,987 | | 54,122 |
ネットワークがあります(3) | 7,110 | | | | | | | | 45,227 | | 52,337 |
未開発(4) | | | | | | | | | | | |
毛収入(2) | 12,286 | | | | | | | | 64,943 | | 77,229 |
ネットワークがあります(3) | 7,988 | | | | | | | | 56,267 | | 64,255 |
__________
(1)生産井のエーカーに分離または分配する。
(2)私たちが権益を持つ総エーカー。
(3)作業利益または生産共有契約の手配に類似した利益に基づいて所有する断片的利益の総和。
(4)油井の掘削や完成していないエーカーは、その面積に明らかな埋蔵量が含まれているか否かにかかわらず、商業数量の石油と天然ガスを生産することができる。
油井の掘削に参加する
2022年12月31日まで、私たちは未完成の油井に参加しなかった。
掘削活動
下表に我々が示した時期に掘削した純開発井を示し，その中に我々の開発計画に応じて区分された井と温度観測井を含む。この報告書で述べられている間、私たちは何の井戸も掘削しなかった。これらの情報は未来の業績の指標と考えられるべきではなく、掘削された生産井の数量、発見された埋蔵量の数量或いは経済価値の間に必然的にいかなる関連があると仮定すべきではない
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| カリフォルニア州 (サンワーキンとベンチュラ盆地(3)) | | | | | | | | ユタ州
(ウイタ盆地) | | コロラド州 (ピケンズ盆地(4)) | | 合計する |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | |
石油.石油(1)(2) | 72 | | | | | | | | | 13 | | | — | | | 85 |
天然ガス | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
さっぱりしている | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | |
石油.石油(1) | 181 | | | | | | | | | 10 | | | — | | | 191 |
天然ガス | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
さっぱりしている | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | |
石油.石油(1)(2) | 45 | | | | | | | | | — | | | — | | | 45 |
天然ガス | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
さっぱりしている | — | | | | | | | | | — | | | — | | | — | |
__________
(1)注入井を含む.
(2)2022年および2020年にそれぞれカリフォルニア州収集システムに接続されていない12井戸および50井戸を含む。
(3)2021年10月から、カリフォルニア州ロサンゼルス県ベンチュラ盆地のPlacerita field物件の販売を完了し、2020年の井戸と2021年のゼロ口井戸を含む。
(4)2022年1月、コロラド州のPiceance盆地での資産を剥離した。
約束を渡す
私たちは加工に天然ガスの数量を提供する契約協定を持っていて、その中のいくつかの協定は固定的で確定可能な数量を規定しており、これらはすべてユタ州にある。契約加工量は2022年12月31日現在で2024年3月現在で約4560 mcf/dである。私たちの生産量は約束された数量をはるかに超えており、必要に応じてより多くの製品を確保する能力がある。
回収方法及びマーケティングスケジュール
私たちは、生産に代わるだけでなく、埋蔵量と生産量の増加および将来の運営協同効果によって価値を増加させることができるように、掘削計画や最適化プロジェクトを開発·実施できるように、私たちの物件の事業者になることを求めている。操作された油井については、私たちは平均97%の労働権益を持っており、私たちの不動産では98%の運営統制権を持っている
私たちのカリフォルニアでの業務は主に熱砂岩、熱珪藻土とヒル珪藻土開発区に集中しています。私たちはユタ州のUinta盆地にも業務があり、次の表に示すように
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| 状態.状態 | | プロジェクトタイプ | | 井戸型 | | 完成タイプ | | 回収機構 | | | | | | |
カリフォルニア州 | | 熱液砂岩 | | 垂直/水平 | | 射孔/開溝ライニング/砂利充填 | | 連続注気と循環注気 | | | | | | |
カリフォルニア州 | | 熱珪藻土 | | 垂直である | | 短井距離射孔 | | 高圧周期注気 | | | | | | |
カリフォルニア州 | | ヒルシル珪藻土(非熱) | | 垂直である | | 水力刺激、低強度針先 | | 注水が圧力を強めて消耗した | | | | | | |
ユタ州 | | ウイタ | | 垂直/水平 | | 低強度水力刺激 | | 圧力が尽きる | | | | | | |
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採収率を高める
カリフォルニアの大部分の資産には重質原油が含まれており、これは蒸気の形で熱を供給し、石油生成層を注入して石油粘度を低下させ、石油が井戸に流入して生産できるようにする必要がある。サンワーキン盆地には循環と連続した蒸気注入プロジェクトがあり，すべてのプロジェクトはクーン県および途中−日没，南ベリッチ，マッキトリク，ポソクリークなどの油田にある。この技術は私たちと他の人たちが掘削した数千の井戸で長年の成功を証明した。歴史的には，縮合油貯蔵から周期注水により生産を開始し，隣接油井への連続注水を含めて運転を拡大している。有利な石油·ガス価格差がある限り、私たちはこの2つの採掘技術を引き続き採用するつもりだ。これらのプロジェクトの全面開発には通常，蒸気や水処理施設の前期インフラ整備，後続の開発掘削など数年を要する。これらの熱採取プロジェクトの深さは一般に私たちの他のプロジェクトよりも浅く(600~2500フィート)、掘削および完井コストは相対的に低く、1井戸あたりのコストは約500，000ドルである。したがって、私たちは一般的に掘削計画を迅速に実施し、魅力的な収益率を得ることができる。
熱電併給蒸気と通常の蒸気発電
私たちは縮合油貯蔵から石油を生産し，蒸気を用いて石油を加熱し，井筒に流入させて生産した。この事業に協力するために，4基の発電·蒸気生産天然ガス燃焼火力発電所：(I)38メガワットの施設(“COGen 38”)，18メガワットの施設(“COGen 18”)および5メガワットの施設(“PAN FEY COGen”)，各施設が途中−日没油田に位置し，(Ii)もう1つの5メガワットの施設(“21 z COGen”)がマッキテリック油田に位置している。火力発電所は，火力発電所とも呼ばれ，発電と同時に熱タービン排ガスを用いて蒸気を発生させる。この共同プロセスは単独発電や蒸気単独生産よりも効率が高い。詳細は“-電気”を参照されたい。“第1 A項”ですリスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは—私たちは私たちの生産蒸気を運営するために私たちの熱電併給施設に依存している。余剰電力の販売契約、経済市場価格、規制条件は、これらの施設の私たちの業務に対する経済的価値に影響を与える。”
私たちは完全に許可された62台の伝統的な蒸気発生器を持っている。任意の時点で運転される発電機の数は、(I)目標注入速度を達成するのに必要な蒸気量および(Ii)天然ガス価格と我々の石油生産性および販売石油の実際の価格との比較に依存する。これらの異なる蒸気発生施設を有しており、蒸気供給、位置を最大限に制御することができ、ある程度、制御することができる
蒸気発電の総コスト。私たちが購入した蒸気と電力を発生させるための天然ガスは主に輸送費を含むロッキー山脈の価格指数に基づいています。私たちの現在のほとんどの天然ガス需要はロッキー山脈から購入され、残りはカリフォルニアで購入されているからです。
マーケティングの手配
私たちは原油、天然ガス調達、電力を販売している。
原油.原油それは.私たちカリフォルニア州の原油生産の約92%は原油パイプラインを介してカリフォルニア市場に接続されている。私たちは通常私たちが生産した原油を輸送、精製あるいは加工しないし、長期的な原油輸送計画もありません。カリフォルニア州の石油価格はブレント原油価格の影響を受けており，カリフォルニア製油業者の約70%の需要がオペック+国や他の水運源から輸入されているからである。この動態は最近数年を含めて、主要な基準途中日没原油(13°API重質原油)の価格はWTI原油(40°API軽質原油)の価格に等しいかそれを超える時期を招いた。鉄道やスーパータンカーを介して原油を輸入する高いコストがないため、カリフォルニアでの生産と低い輸送コストに、ブレント原油の影響を受ける定価を加えることで、カリフォルニアで強力な現金利益率を実現できると信じている。私たちの石油生産は主に市場に敏感な契約によって販売されていますが、これらの契約の定価は通常調達業者が発表した生産区価格と差があります。私たちは私たちのすべての石油生産を短期契約で売ります。歴史的には，ユタ州ワックス含有石油品質は主にソルトレイクシティ市場への販売を制限しており，ソルトレイクシティ市場はこの地域の石油需給に大きく依存している。最近この盆地では石油供給が逼迫している状況に成功し，供給を増加させ，スポット油価格に対して下り圧力となっている。このような状況のため、私たちは私たちの原油を盆地以外の市場に売るために努力している。鉄道を介した他の市場への輸出の選択は利用可能であり、過去にも使用されたが、比較的高価である。私たちはまた、私たちの運営費用や他のコストを価格変動の影響から保護するために石油ヘッジを行った。
天然ガスそれは.私たちの天然ガス生産は主に市場に敏感な契約によって販売されており、これらの契約の定価は通常公表された生産区の天然ガス指数価格と異なる。私どもの天然ガス生産は季節的なスポット価格や指数契約によって買い手に販売されています。私たちは市場に敏感な価格やスポット価格で、私たちのすべての天然ガスと天然ガス生産を短期契約で売ります。場合によっては、天然ガス加工契約を締結し、契約に基づいて、残りの天然ガスを短期契約で販売するが、関連する天然ガス液化天然ガスは長期契約で販売する。このようなすべての場合、残りの天然ガスと天然ガスは市場に敏感な指数価格で販売される。
NGLそれは.私たちは長期的または長距離の州間NGL輸送協定を持っていない。私たちは市場ベースの価格設定を使用して私たちのほとんどのNGLを第三者に販売する。私たちのNGL販売は一般的に加工契約や短期販売契約に基づいて行われます
天然ガス調達。 私たちは価格変動の影響から私たちの運営費用を保護するために天然ガスを購入することをヘッジした。また、長期的なパイプライン輸送力協定を締結し、ロッキー山脈からカリフォルニアでの資産に天然ガスを輸送し、燃料ガス購入価格の変動の影響を減少させることに寄与している
発電するそれは.私たちのコージェネレーション施設は私たちの不動産に電力と蒸気を供給し、非レンタル販売に電力を供給します。私たちの4つの熱電併給施設は私たちのいくつかの産油区の中心に位置し、その総発電能力は約66メガワットです。各施設で発生した蒸気は、私たちの熱採取プロセスで蒸気を必要とする多くの油井に送ることができる。コージェネレーション施設の主な目的は，我々の重油作業中の蒸気と電力コストの低減である。
我々のPanFee Cogenと21 z Cogen施設で発生する電力と蒸気は現場作業にのみ使用されている
2022年12月31日までに，1日あたり約1，005メガワットのコージェネレーション電力を電力網に売却し，1日平均約293メガワット消費した場合のコージェネレーション電力をリース業務に使用している。この4つのコージェネレーション施設は平均約2.4万バレルを生産しています
毎日蒸気があります。余剰電力の販売契約、経済市場価格、規制条件は、これらの施設の私たちの業務に対する経済的価値に影響を与える。
電力販売契約それは.我々はカリフォルニア州ユーティリティ委員会(CPRC)が承認した長期PPAに基づいて，我々のコージェネレーション施設で生産された電力をカリフォルニア投資家が所有するユーティリティ会社太平洋ガス電力会社(PG&E)に売却した。PPAは2026年11月に満期になる
主な取引先
2022年12月31日までの1年間で，PBF Holding，Tesoro Refining and Marketing，Phillips 66の売上高はそれぞれ約33%，16%，10%を占めている。2022年12月31日現在、3つの顧客からの貿易売掛金は、私たちの売掛金の約33%、16%、13%を占めている
もし私たちが私たちの主要な石油と天然ガスの買い手を失ったら、損失は特定のバイヤーサービスエリアでの石油と天然ガスの生産と販売を停止または延期し、私たちが販売できる石油、天然ガス、NGLの価格と数量に悪影響を及ぼすかもしれない。マーケティングリスクに関するより多くの情報は、“プロジェクト1 A”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは”.
物件の見出し
石油と天然ガス業界の慣例によると、私たちは最初に買収時の物件所有権のみを予備審査した。このような物件の掘削作業を開始する前に、より徹底した業界権審査を行い、重大な欠陥の救済作業を行う。プロジェクトに重要なこのような物件の既知の所有権欠陥が修復されるまで、私たちは不動産で掘削作業を始めないだろう。個別物件は、物件の使用や価値に大きな影響を与えないと考えられる負担に耐えられる可能性があります。物件の負担には，慣用的な特許権使用料利益，経営協定に付随する留置権，適用法下の現行税収，義務または関税，開発義務または純利益が含まれる可能性がある。
競争
石油と天然ガス産業は競争が激しい。私たちの上流探査と探査業務の中で、私たちは以前から他の会社からの激しい競争に遭遇して、物件の買収、掘削とその他の関連サービスの請負及び訓練された人員を獲得する方面の独立事業者を含む。私たちはまた掘削機と関連設備の競争の影響を受けている。過去、石油と天然ガス業界は掘削機、設備、パイプライン、人員不足を経験し、これは掘削開発を延期し、価格の大幅な上昇を招いた。私たちの設備とサービスプロバイダの低コスト、商品化の性質はある程度私たちを生産者が非伝統的な業務で直面しているコストインフレ圧力から守ってくれた。私たちはいつこのような不足が発生するか予測できないし、それらが私たちの掘削計画にどのように影響するかを予測することもできない
CJWSを通じて，我々はカリフォルニア市場でサービスを提供しており，我々の競争相手には小型地域的請負業者もいれば，国際業務を持つ大手会社もある.CJWSの収入と収益はいくつかの要素の影響を受ける可能性があり、競争の変化、顧客掘削と完全井戸活動の変動、未来の石油と天然ガス価格に対する見方、政府の監督管理、天気、流行病と全体の経済状況による妨害を含む。主な競争要因は，価格，性能，サービス品質，安全性，応答時間であると考えられる.石油·天然ガス業界の競争や関連リスクに関するより多くの情報については、“プロジェクト1 A”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは—石油と天然ガス産業の競争は非常に激しく、これは私たちが資産を獲得し、石油や天然ガスを販売し、訓練された人員を得ることをより難しくする”
風力や太陽エネルギーなどの代替エネルギーからの間接競争にも直面しており，カリフォルニアや連邦政府が再生可能エネルギーや気候関連政策を策定することにより，これらの代替エネルギーがより競争力を持つようになる可能性がある
季節性
季節的な天気状況は過去と未来に私たちの掘削、生産、そして油井修理活動に影響を及ぼすかもしれない。極端な天気条件は掘削と完井目標および生産目標を満たすことに挑戦する可能性がある。季節的な天気はまた、設備、用品、人員の競争を激化させる可能性があり、これは不足とコストの増加、または運営の遅延を招く可能性がある。私たちの行動はずっと影響を受けており、未来も冬の氷雪の影響を受ける可能性があり、特にユタ州では、春と夏は雷嵐と高温の影響を受け、野火と降雨を受ける可能性がある。また、異常な豪雨や極端な温度で洪水や停電を招く可能性があり、これは特にカリフォルニア州では私たちの運営能力に悪影響を及ぼす可能性がある。例えば、2022年12月、異常な悪天候によりカリフォルニアは運営課題、生産停止、天然ガス価格の大幅な上昇に直面している。2023年第1四半期、極端に不利な天気条件が引き続き存在し、私たちの生産に影響を与えた。
他の要因では、極端に寒い天気条件が2022年の天然ガス価格の上昇を推進した。カリフォルニア州では、2022年12月中旬に著しい上昇を経験し、天然ガス価格は1 Mmbtuあたり50.79ドルに達した。私たちは私たちのコージェネレーション施設を一時的に閉鎖し、私たちの運営中の他の部分の蒸気発生を減少させ、カリフォルニアでの天然ガス消費を迅速に移動させ、生産に負の影響を与えた。コージェネレーション事業の過剰電力を天然ガス価格にリンクした価格で第三者に売却することで，我々火力発電所のかなりの天然ガス購入リスクを軽減することを求めている。天然ガス価格が電気価格に与える影響に加えて、これらの販売は通常、季節的容量が含まれているため、夏の月にもっと高い。市場価格および現在と予想される需給バランスから、カリフォルニアの天然ガス価格は2023年上半期に引き続き高位を維持し、2023年中に軟調になることが予想されている。私たちのヘッジ戦略は、ロッキー山脈を中流から天然ガスを得る機会に加え、天然ガス価格の高い企業が私たちのコスト構造に与える影響を緩和することにも役立ちます
規制事項
石油·天然ガス業界の規制
石油や天然ガス産業の他の会社と同じように、私たちの業務は一連の複雑な連邦、州、地方法律法規によって制限されている。カリフォルニアは私たちの大部分の業務と資産の所在地で、アメリカの石油と天然ガス業務に対する監督管理が最も厳しい州の一つです。連邦、州、地方法律法規は、カリフォルニアの探査、開発、生産の大部分を管理している
•連邦、州および民間土地における油井および施設の立地および間隔、および関連する条件または緩和措置を含む石油および天然ガス生産
•井戸を建設、掘削し、井戸を完成させ、刺激、操作、検査、保守、廃棄油井を建設する方法
•天然ガス加工工場、発電所、圧縮機および液体と天然ガスパイプラインまたは集気パイプなどの施設の設計、建設、操作、検査、保守と退役
•圧力管理のための蒸気または液体注入のような採収率を改善または向上させる技術；
•掘削、完全井、刺激、維持および改善、または採油中に使用される水の供給源および処理を強化すること；
•掘削、運営および廃棄または引退油井および施設の保証金または他の財務保証を提供すること；
•私たちの製品の輸送、マーケティング、販売です。
全体的に、既存の法律·法規の影響は、私たちの財産の使用を制限することによって、潜在的に私たちの油井の数と位置を制限し、私たちが特定の資産を開発し、特定の作業を行う能力を制限し、私たちの油井が生産できる石油と天然ガスの数を本来可能なレベル以下に減らすことである。また、業界の規制負担は私たちのコストを増加させるため、運営、資本支出、収益、私たちの競争地位に悪影響を及ぼす可能性がある。これらの法律および法規に違反する行為および責任は、重大な行政、民事または刑事罰、救済、自然資源損害、ライセンス修正または撤回、業務中断または閉鎖、名声損害、およびその他の責任をもたらす可能性がある。このような状況を救済するコストが高い可能性があり、救済義務は私たちの財務状況、運営結果、将来の見通しに悪影響を及ぼす可能性がある
カリフォルニア自然保護部地質エネルギー管理部(“CalGEM”)はカリフォルニアの個人と州土地での石油と天然ガス掘削と生産活動の主要な監督機関であり、カリフォルニア土地委員会は州地表と鉱物権益の管理及び他の州と地方機関に対しても追加的な監督がある。アメリカ内務省土地管理局(“BLM”)はカリフォルニアの連邦土地に対して類似の管轄権を行使し、CalGEMもある活動に対して管轄権を行使する。近年、カリフォルニア立法機関はCalGEM、州土地委員会、その他の州機関の石油と天然ガス活動における管轄権、職責と実行権を大幅に増加させ、CalGEMと他の州機関も彼らの法規、監督解釈、データ収集と報告要求を大幅に改正した。また、カリフォルニア州の立法機関は時々立法を提出し、特定の石油や天然ガス作業をさらに制限または禁止することを求め、米国議会や連邦機関も定期的に環境法律や法規の改正を求めている
次に，環境問題に関する法規を含む政府法規について検討し，我々の業務，運営，資本支出，収益，競争地位に潜在的な影響を与える可能性がある。当社に重大な影響を及ぼす可能性のある規制リスクに関するより多くの情報は、“第1 A条”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは”.
カリフォルニア州が許容する考慮事項は
州および地方機関または連邦機関は、掘削および生産活動の許可証および他の承認を、それぞれカリフォルニア州環境品質法案(“CEQA”)または国家環境政策法案(“NEPA”)に基づいて環境審査することができ、これは、過去および将来に必要な許可証および承認の発行遅延を招き、重い緩和措置または制限などを適用することができる。例えば，事業者はカリフォルニアで掘削作業を行う前に，石油や天然ガス生産の土地使用に従事するためには，まず現地政府の許可を得なければならず，CEQAに適合した審査を行い，提案された土地使用による可能性のある環境影響を評価し，生息地，近隣コミュニティ，空気品質，水質，その他の環境要因への影響を評価することが求められる。CEQAは州と地方機関の許可決定に類似した義務を課している。いくつかの作業(例えば、新しい油井の掘削)に必要な許可証を発行する前に、CalGEMは、通常、環境影響審査または州または地方機関の免除によってCEQAを満たす方法を決定することをオペレータに要求する。
過去数年間、カリフォルニア州と地方の各レベルでいくつかの事態が発生し、私たちのすべてのカリフォルニア資産があるクーン県の石油と天然ガス活動の新しい掘削許可証の発行遅延、より時間とコストの高い許可過程を招いた。最も注目すべきは，クーン県では，我々は従来，現地の石油と天然ガス法規を遵守することでCEQAの要求を満たしており，クーン県の石油と天然ガス運営をカバーした環境影響報告(EIR)の支持(“クーン県EIR”)を得ていることである。2020年、ある人はクーン県EIRを提訴し、その後、カリフォルニア第五地区控訴裁判所はクーン県EIRの一部が無効であることを宣言し、クーン県がクーン県EIRをいくつか修正して再認証するまで判決を発表した(“クーン県裁決”)。クーン県の裁決に対応するため、クーン県は補足EIR(“補足EIR”)を用意し、2021年3月にクーン県監事会の承認を得た。原告がさらなる挑戦をした後、クーン県が
高裁裁判官は2021年10月に補足EIRの使用を停止し、裁判所のさらなる審査を待つ。2022年6月、クーン県高級裁判所はクーン県に有利な一部の裁決を下したが、EIRの補充はまだCEQAの最低要求を満たしていないことが分かった。2022年8月、クーン県監事会はいくつかの変化を承認し、裁判所が2022年6月の裁決で発見した4つの独立問題を解決した。クーン県上級裁判所はその後、2022年10月に裁決を下し、クーン県補足EIRは認証が取り消されていないと判断したが、クーン県は補充EIRが発効する前に発見された4つの独立した問題を解決するよう命令した。クーン県はその後、これらの変化の通知を裁判所に提出し、2022年11月2日、初審裁判所は追加EIR依存を阻止する命令を解除した。2022年12月、クーン県高裁はこの訴訟を一時停止する動議を却下し、原告は控訴した。2023年1月26日、カリフォルニア州第5地域控訴裁判所は、CEQA要求を満たすために補足EIRの使用を再び一時停止し、クーン県が控訴中に追加EIRの能力に依存する最終命令の結果を待つ予備命令を発表した。裁判所はこれまで最終命令を発表していないが，控訴中に補足EIRの使用を一時停止し続ける可能性があり，これによりクーン県の許可手続きが長い間大きな妨害を受け続けることになる。さらに、上訴手順の解決後に補足EIRに欠陥があると最終的に決定された場合、そのような欠陥が解決されるまで、CEQAの掘削許可証に対する要求を満たすために補足EIRの使用を一時停止することができる, これは予測可能な未来にこのような干渉を延長するかもしれない。また、CalGEMは2023年2月2日に事業者に通知を出し、予備命令により、CEQA先頭機関としてクーン県が2022年11月2日から2023年1月26日までの間に補足EIRによって発行された工カード(CalGEM通知)を認めなくなる。カリフォルニア第五地域控訴裁判所が補完EIR依存の一時停止を解除しても、その間にクーン県が発行した工カードを使用できる保証はなく、CalGEMがどのような速度で新たな許可証を発行するかは保証されない。
また，2021年2月，生物多様性センターはCalGEMを提訴し，ケーン県EIRに依存した石油と天然ガスの意思決定がCEQAに違反したことを告発し，CalGEMはCEQAに適合した独立した環境影響審査を要求し，石油と天然ガス許可証と承認を発行することができた。最近，アラミダ県高裁はCalGEMが訴状に対する判決を求める動議を却下し，訴訟は進行中である。その最終結果，あるいはCEQA遵守や許可過程を証明する要求が変化するかどうかを予測することはできず，EIRを補完しても最終的には十分かつ回復していると考えられる.
このような持続的な不確実性により、CalGEMは新しい油井許可証の発行に重大な遅延が生じた。CalGEMは2022年12月以来、どのメーカーにも新しい掘削許可証を発行していない。クーン県がCEQAに適合していることを証明するために補足EIRを利用することを再開する前に、クーン県での将来の計画を支援するための新たな許可と承認を得て、CEQAに適合することをCalGEMに証明する必要がある。我々は2022年にCalGEMからいくつかの新しい掘削許可証を取得し、これらの地域ではCEQA環境分析が前身エンティティによって単独で行われているため、クーン県EIRに依存する必要はなく、CalGEMはこのエンティティがCEQAコンプライアンス義務を満たしていると考えている。私たちは私たちが2023年にこのような行動地域でもっと多くの許可証を得ることができると信じている。補足EIRまたはCEQAに適合する他の環境分析を参照することができない場合、CEQAコンプライアンスを示すことは、技術、時間、およびコストがより密集したプロセスであり、広範な環境影響審査を行う必要があるかもしれない。
現在，2023年計画生産量の90%以上が私たちの基礎生産量から来ると予想されており，残りは改修井，サイド掘削，既存の井目に関する他の活動，および年内に許可または許可を得る予定の限られた数の新井であり，これらの井戸はCEQA分析が完了した地域にあるためである。CalGEM通知とクーン県EIRの法的課題のため、私たちの現在の2023年の資本予算は、2023年にCEQA分析が完了していない地域に追加の新しい油井許可証を発行しないと仮定した上で作成されており、これらの地域は現在一時停止されているクーン県EIRから分離されている。しかし、私たちは新しい油井の追加許可を得るための他の方法を求めており、許可を得られれば、私たちの資本予算で想定されている2023年の掘削計画を拡大することができるだろう。
また、2024年までに新たな掘削許可証を取得できなければ、2022年12月31日の埋蔵量報告で決定された2024年12月31日に満了した未開発埋蔵量の一部の損失を招く可能性がある。
挫折する
また、2022年9月16日、カリフォルニア州知事は第1137号参議院法案に署名し、CalGEMが任意の新しい油井や既存の油井の改修を許可することを禁止し、提案された新しい掘削や改修がある敏感なセンサーから3200フィート以内であれば、2023年1月1日から発効する。CalGEMは2023年1月6日、参議院第1137号法案の施行を支援する緊急条例が行政法事務所の承認を得て最終条例を公表した。これらの規定は、不動産所有者およびテナントに通知を出し、行われた作業を説明し、掘削前後の試験井戸または地表水のサンプリングを提供すること、新しい生産施設に必要な通知の内容、敏感受容体リストと敏感受容体地図とその内容およびフォーマットを毎年提出すること、および事業者がある位置が衛生保護区内にないことを決定した場合の声明要求を含む。参議院第1137号法案の他の条項には、他にも、騒音、光、粉塵汚染制御および空気排出監視に関連する敏感な受信機範囲内に位置する油井に対してHSE制御が実施され、特定の空気排出要求に適合しないと判断された生産施設の作業を直ちに一時停止することが含まれている。後条の規定は2025年1月1日から施行される。
2022年12月、有権者国民投票(国民投票)の支持者が集めた署名は、参院第1137号法案を2024年投票に置くのに必要な署名数を超えている。2023年2月3日、カリフォルニア州国務長官は署名を認証し、2024年11月の投票に国民投票に参加する資格があることを確認した。したがって、国務長官の認証に法的挑戦があれば、いかなる棚上げも延期される可能性があるにもかかわらず、参議院第1137号法案は採決されるまで放置されるだろう。しかし、私たちはCalGEM、カリフォルニア州、または他の関心のある当事者が将来取る可能性のあるいかなる行動も予測できず、これはいくつかの地域での私たちの掘削能力をさらに制限するかもしれない。
私たちの生産の大部分はサンワーキン盆地の農村地域にあり、上院第1137号法案の影響を受ける可能性はあまりなく、この法案が永久的に有効であれば。既存や計画中の油井への潜在的な影響に対応するために緩和作業を積極的に行っているが，これらの資産を最終的に開発することはできない可能性がある。我々はこの規則の影響を評価し続けているが，現在，総埋蔵量の約13%が参議院第1137号法案確立の挫折範囲内であることが明らかにされていると推定されている。この法律は私たちの既存のすべてが明らかにされた生産埋蔵量や現在の生産性に大きな変化をもたらすことはないと予想しています。
カリフォルニア州地下注水制御条例
連邦“安全飲用水法”(“SDWA”)と“安全飲用水法”と関連州法に基づいて公布された“地下注水制御計画”(“UIC”)は採水(塩を含むハロゲン水廃水と油井と天然ガス井から発生する他の成分)を管理する注入と処分井の掘削と操作を規制した。深注水井戸を開発·使用して産出水を処理したり、採収率を向上させる前に、許可証を取得しなければならず、井戸の完全性モニタリングを定期的に行い、産出水が地下水に漏れないようにする必要がある。環境保護局はいくつかの州でUICプロジェクトを直接管理し、他の州、例えばカリフォルニア州では、管理は州に許可されている
2019年4月からCalGEMは，特定タイプの井戸に影響を与える新たなUIC法規を最終的に決定した：(I)石油採収率を向上させるために水や蒸気を注入する井戸と，(Ii)生産過程で油層から湧き出た塩水地下水を戻す井戸。重要な法規には、潜在的漏洩を識別し、提案項目の全面的な評価を確保し、持続的な油井圧力監視を確保するためのより厳しい試験要求が含まれ、安全または環境リスクが存在する場合には注入を自動的に停止することが要求され、供給井戸に近い注入井戸の化学添加剤の開示が要求される。これらの変化にもかかわらず，2021年9月に米国環境保護局(EPA)が単独で手紙を発表した
カリフォルニア自然資源局と州水資源制御委員会は，UIC条例に基づいて帯水層免除を承認し，これらの承認を環境保護局審査に提出するプログラムに関する2015年コンプライアンス計画の遵守について調査した。この手紙は，カリフォルニアに2022年9月までに適切な行動をとることを要求しており，そうでなければ環境保護局は追加行動を考慮し，UIC計画の管理に制限を加え，UIC計画管理のための連邦資金を差し押さえ，EPA許可されていない地層への石油と天然ガスの注入，その他の措置を石油·天然ガス事業者に直接命令する。同州は2021年10月に提案された履行計画を提出し、2022年8月に年中の最新状況を提供する後続書簡を発行したが、これまで環境保護局は対応していなかった。注水井作業の追加制限、UIC許可プログラムに対する連邦政府の監督が増加したり、UIC計画下の許可を管理するための資金が不足したりして、これらはすべて私たちの運営に悪影響を与え、運営やコンプライアンスコストの増加を招く可能性がある
UIC法規遵守性をめぐる不確定性は時々UIC許可証の獲得遅延を招き、石油採掘率を高め、油田廃棄物と注水井を処理し、これは逆に計画運営に必要な他の許可証を獲得する能力を遅らせる可能性がある。また，潜在地下水汚染問題への懸念は，UIC許可やカリフォルニアの他の石油·天然ガス活動のより厳しい審査を招いている。将来的には、石油回収と油田廃棄物の処理能力を向上させるために、UICライセンスを取得することを制限するために、私たちの業務により厳しい規制や制限を加えることができるかもしれない。また，CalGEMはカリフォルニア州水資源制御委員会と協調して，注水井許可決定の審査強化についてルールを提案していることを示した。このようなどんな変化も私たちの運営に悪影響を及ぼすかもしれない。例えば、“暗号化掘削”は、従来、新たなプロジェクト承認書(“PAL”)を得る必要があるなど、CalGEMのいくつかの許可要求に制限されていなかったが、CalGEMは、提案された掘削が油田用途および影響が移管された領域に対する“暗号化”であると考えられることを制限しているようである。オペレータが現注井戸の位置や追加項目申請中に先に確定していない新しい注水井を変更しようとすると，暗号化井戸が出現する.CalGEMは2022年3月、非拡張暗号化井戸の追加を含む注水井の承認に関する新しい照合表ファイルを事業者に通知した。暗号化油井承認プロセスの変化は、注入や他の活動の許可を遅らせる可能性があり、当社が運営するコンプライアンスコストを増加させる可能性があります。我々の2023年計画は, 必要なUIC許可の取得が遅れているため、私たちの掘削や開発計画を実行するために必要ないくつかの許可をタイムリーに得ることができない可能性があり、将来の計画に影響を及ぼす可能性があります。過去，これらの許容される不確実性があったにもかかわらず，我々の掘削·開発計画を修正し，持続的な運営を支援するために必要な許可証を得ることができたが，将来的にこれらの問題に対処し続けることができる保証はなかった。
カリフォルニア州空閑井法規
カリフォルニア州で、遊休油井とは、2年以上使用されておらず、CalGEM法規によって永久的に密封されていない油井を意味する。運営者に置き去りにされて国の負担となっている遊休油井を孤児油井と呼ぶ。2019年4月、CalGEMは最新の遊休井法規を発表し、完全な遊休井テスト制度を含み、遊休井の機械的完全性を証明し、遊休井の規則的なスケジュールをテストまたは閉鎖し、必要なデータを収集し、サービスを回復できない遊休井の優先順位を決定し、各遊休井の15年以上の遊休井に対して工事分析を行い、現役観察井に対する要求を決定した。さらに、事業者は、彼らがどのように閉鎖および廃棄するかを説明するために、年間遊休油井管理計画を提出するか、指定されたパーセントの長期遊休油井を再活性化するか、または追加の年会費を支払い、より大きな柔軟性を維持して、長期遊休油井が将来サービスを回復するように追加的なテストを行うことを要求されている。また、2019年、カリフォルニア州知事はAB 1057立法に署名し、排出された遊休油井を優先的に処理し、廃棄、退役、回復のコストを評価し、事業者の関連賠償保証金金額(保証があれば)を審査·更新し、指定された上限に達するように求めた。この法案はまた、公共の健康と安全、同州のエネルギー需要を満たしながら温室効果ガスの排出を削減または軽減することを含むCalGEMの役割を拡大し、2020年1月1日から施行される
これまでの遊休井管理計画の条件を満たしており、2023年に提出された計画に基づいて再びそうします。2022年、私たちは閉鎖と廃棄活動に約2000万ドルを費やした。2023年、私たちは毎年の閉鎖と放棄義務を履行するために、このような活動の支出を約2100万~2400万ドルと推定している
また、2021年第4四半期にCJWSを買収し、カリフォルニア州の業界に標準的な油井サービスを提供し、カリフォルニア州の各地の遊休油井を閉鎖し、廃棄するなど、利益を上げる新しいビジネスラインを開始した。CJWSは有利な地位にあり、州と連邦資金を得ることができ、遊休油井の救済を助けることができると考えられ、第三者情報源によると、カリフォルニアには約35，000の遊休油井が推定されている。
カリフォルニアの石油や天然ガス活動に影響を与える他の行動は
近年、カリフォルニア州知事と立法機関は一連の行動をとり、同州の化石燃料の供給と需要を減少させようとしている。例えば、2022年9月、知事は2045年までに炭素中和を実現することを要求する第1279号参議院法案に署名し、総督府以前に発表された行政命令を法律に編纂した。また、ニューザム知事は以前、いくつかの目標を確立し、いくつかの州機関に温室効果ガスの排出を削減するように指示したが、これらに限定されないが、排出車両の販売を段階的に停止すること、カリフォルニアの石油·天然ガス施設を閉鎖し、他の用途に再利用する戦略を策定すること、カリフォルニア州立法機関に2024年までにこの州の水力圧裂を禁止する新たな法律を制定することを要求した(現在カリフォルニアでは水力圧裂は行われておらず、最近の計画では水力圧裂を必要とする資産の開発は含まれていない)。
また、2020年10月、カリフォルニア州知事は、2030年までにカリフォルニアの少なくとも30%の土地と沿岸水域を保護する州目標を確立し、気候変動の緩和と生物多様性の強化のための他の措置を州機関に実施するよう指示した。現在、この注文がもたらす可能性のある潜在的な未来行動を予測することはできず、これらの行動が私たちの運営にどのように影響する可能性があるか予測することもできない。
また、バイデン総裁は2022年8月16日に石油や天然ガス業界のある源のメタン排出に費用を徴収し、再生可能エネルギーと低炭素またはゼロ炭素製品に重大なインセンティブを提供する“インフレ低減法案”(“IRA”)に署名した。2024年からアイルランド共和軍のメタン排出費は，ある石油や天然ガス施設の過剰メタン排出に費用を徴収し，2024年の1トン当たりメタン漏れ900ドルから，2025年には1200ドル，2026年以降は1500ドルに増加した。この費用とアイルランド共和軍の他の規定を徴収することは、私たちの運営コストを増加させ、石油と天然ガスからの移行を加速させる可能性があり、これは私たちの業務と運営結果に悪影響を及ぼすかもしれない。
連邦土地における石油と天然ガス開発の制限
2022年12月31日現在、カリフォルニア州とユタ州での純面積はそれぞれ約12%と28%が連邦土地に位置しており、これはカリフォルニア州とユタ州で総明らかになった埋蔵量の約10%と12%を占め、カリフォルニア州とユタ州のPUD地点の約8%と7%を占めている。将来的に連邦土地での石油と天然ガス活動に追加的な連邦制限が適用されるかもしれない。例えば、2021年1月27日、総裁·バイデンは、法律の許容範囲内で、連邦土地への新たな石油および天然ガス開発賃貸契約の発行を停止し、連邦土地上のこのような活動の既存の賃貸および許可方法の検討を呼びかけた(連邦政府が管理している部族土地を含む部族土地でのこのような活動を制限しないことを明らかにする)。この命令は有効なリース下の既存運営には適用されていないにもかかわらず，連邦土地での石油や天然ガス開発を制限するためにこれ以上行動しない保証はない。これらの連邦賃貸活動の一時停止は、いくつかの州がバイデン政府に対して法的行動をとることを促進し、ルイジアナ州の連邦地域裁判官が2021年6月に全国的な予備禁止令を発表し、2022年8月に永久禁止令を発表し、2021年3月24日までにキャンセルまたは延期された賃貸契約の一時停止の実行を効果的に停止させた。また、内務省(DOI)は2021年11月に連邦天然ガスリースと許可やり方に関する報告を発表し、いくつかの提案と連邦石油近代化の全体的な意図に言及した
資源の潜在力が知られている地域でのレンタルを優先的に行い、娯楽、野生動物生息地、保護および歴史文化資源との衝突を回避する賃貸を含む天然ガス賃貸計画。アイルランド共和軍はその報告書の提案に答えて、岸での特許権使用料税率を16%に引き上げた。しかし、この報告書の他のいくつかの提案は議会がさらに行動する必要があり、私たちはこれらの提案が現在または未来にどの程度実施される可能性があるか予測できないが、連邦石油と天然ガス活動の制限はコスト増加を招き、私たちの運営に悪影響を及ぼす可能性がある
国家環境政策法に基づく重大な連邦行動については，最近の改正でも連邦土地上の石油や天然ガス活動にさらに制限が加えられる可能性がある。2021年10月、バイデン政権はトランプ政権が2020年に決定したルールへの3つの大きな変化を発表した。これらの変化は、認可機関が化石燃料プロジェクトの上流と下流の温室効果ガス排出影響を含む重大な連邦行動の直接的、間接的、累積影響を考慮することを考慮すること、機関がプロジェクトの目的と需要を決定することを許可すること(それによって危害の小さい代替案を考慮することを可能にすること)、機関により大きな柔軟性を与え、環境品質委員会(CEQ)の規定に基づいて自分の国家環境政策法プログラムを制定し、機関と公衆の需要を満たすことを含む。そのため，2022年4月，環境品質委員会は提案中の変化と一致する最終ルールを発表し，バイデン政府が“国家環境政策法”を改正する2段階手法の“第1段階”と考えられている。このプロセスの“第2段階”には、“国家環境政策法”の法規のより広範な改正が提案された新しい規則の発表が含まれている。
部族の土地での行動
2022年12月31日まで、私たちのユタ州の純面積の約65%は部族の土地に位置し、ユタ州での総明らかな埋蔵量の約69%を占め、ユタ州PUD地点の約88%を占めている；私たちのカリフォルニアでの資産や業務は部族の土地に位置していない。連邦、州、地方機関と当局の潜在的な規制に加えて、インディアン部族が公布した完全に異なる、このような土地に対して管轄権を有する法律と条例は、部族土地でも分配土地でも、このような土地上のテナント、経営者、および他の当事者に適用される。これらの規定には、レンタル条項、特許使用料事項、掘削と生産要件、環境基準、部族雇用と請負業者の選好、および多くの他の事項が含まれる。さらに、部族土地上のテナントおよび経営者は、部族に関する主権免除を明確に放棄しない限り、連邦または州裁判所で部族とこれらのテナントまたは経営者との間の紛争を解決することを可能にする部族裁判所の管轄を受ける可能性がある。これらの法律、法規、および他の問題は独自のリスクを構成し、私たちの業務に追加的な要求を提出し、必要な承認または許可を得る上で遅延を招く可能性があり、あるいは私たちの石油と天然ガスの賃貸契約の紛失やキャンセルを招き、さらに部族の土地での私たちの業務に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
高圧周期蒸気呑吐及び増産措置の制限
我々のカリフォルニアでの業務は主に熱砂岩，熱珪藻土，ヒル珪藻土開発区に集中しており，その中では我々が開発していない熱珪藻土資産のみが新たな高圧循環蒸気井を必要としているが，ベリッジ山珪藻土は油井増産処理(“WST”)(水力呑吐，水力圧裂あるいは水力圧裂とも呼ばれる)が必要である可能性がある。2023年の未開発の熱珪藻土資産の計画を制限し，私たちのベリッジ山珪藻土資産にWSTを使用する短期計画は何もありません。私たちは確かに他の油井刺激と注水方法に依存して、使用周期と連続注気を含めて、これは厳格に規制されている。これらの油井刺激治療または他の形態の注入を使用するいかなる制限も、運営遅延、コスト増加、および生産量の減少をもたらすことを含む、私たちの運営に悪影響を及ぼす可能性がある。しかし、私たちがこのような活動を展開する能力は、新しい高圧循環蒸気井およびWSTの一時停止承認の禁止または他の制限を受けていない。
上述したように、2019年11月、カリフォルニア自然資源保護部は、(1)新しい高圧循環蒸気井の承認を一時停止し、ある事業者が経験した地面表情を処理する方法の研究を待つ、(2)カリフォルニア州立法機関が2019年にCalGEMに割り当てた追加的な職責に基づいて、石油と天然ガス付近の公共健康と安全に関する法規を審査·更新する(3)CalGEMに対して地下注水活動のWST許可書とプロジェクト承認書(“PAL”)を発行する許可手順の実績監査を行うCalGEMの3つの行動を発表した。(4)独立審査の技術的含有量
ローレンス·リバモア国立研究所のWSTとPAL申請を待っています2020年9月、カリフォルニア州知事は、CalGEMに公共健康と安全審査の完了を要求し、追加の法規を提出し、知事が立法を求め、2024年までに新たな水力圧裂許可証の発行を停止しようとしていることに注目し、この行政命令は、上記の“-カリフォルニアの石油と天然ガス活動に影響を与える追加行動”の節でさらに議論されている。CalGEMは2020年1月，新たな地下採油井の高圧循環蒸気プロセスの使用を禁止する規制措置を発表したことを我々を含む事業者に正式に通知した。CalGEMは2022年2月，過去に高圧循環蒸気作業を行っていた事業者に書簡を送り，CalGEMは油田ごとに一時停止を再考する意向を示したが，これまでこれ以上の指導は受けていない。重要なことは，高圧循環注気の一時停止は既存の生産や以前に承認された許可証に影響を与えず，我々の計画や業務はこれまで実質的な影響を受けていないことである。2023年、私たちはこれらの熱珪藻土属性で許可された油井を掘削する予定です。
歴史的に見て、州規制機関は水力刺激行動をその石油と天然ガス規制計画の一部として監督してきた。しかし、連邦機関は時々この過程のいくつかの側面について規制権力を主張する。2016年、環境保護局は、他にも、ディーゼルを用いた何らかの油圧刺激活動と、油圧刺激中に放出される空気排出を捕獲する基準を含む最終規定を発表した。BLMは2017年までに連邦土地上の水力圧裂に何らかの要求を加える規定を廃止したが，継続的な法的挑戦を撤回し，これらの規定はバイデン政府の指導の下で再考される可能性がある。これに関連して、バイデン政府は、連邦またはアメリカ先住民のレンタル土地での作業の漏れ検出と修復計画を維持することを事業者に要求する提案された規則を発表し、2022年11月に連邦土地上の油井現場の燃焼を制限し、機関が事業者のメタン廃棄物最小化計画の不足を発見した場合に許可証の発行を延期または拒否する規則を提出した。これらの規則の結果はUinta盆地での運営に大きな影響を与える可能性があり，2022年12月31日現在，ユタ州では埋蔵量の約12%が連邦土地に位置し，約69%が部族土地に位置していることが明らかになった。また，時々国会に立法を提出し，水力刺激の連邦規制を規定し，刺激過程で使用される化学品の開示を求めている。可決されれば、これらまたは同様の法案は、水力刺激作業に対する追加的な許可要求、およびこれらの作業に対する様々な制限をもたらす可能性がある。このような許可要求と制限はウイタ盆地での私たちの業務に大きな影響を及ぼすかもしれない, 油井の現場作業の遅れや、油井の生産能力向上のコストも含まれている。
水資源
石油と天然ガスの探査と開発活動は水供給の悪影響を受ける可能性がある。干ばつ条件、競争用水、そして私たちが水を得るための他の物理的な妨害は私たちの業務に悪影響を及ぼすかもしれない。近年、カリフォルニア州とユタ州は持続的で深刻な干ばつ条件を経験している。そのため，水区とカリフォルニア州政府は地下水採掘や用水使用を制限し，用水コストを増加させる可能性のある法規や政策を実施している。ユタ州の各自治体でも用水規制が実施されている。水管理は、生産された水を回収、再利用、処分する能力と、合理的なコストで、適用される法律、法規、許可をタイムリーに遵守し、第三者源から給水を得る能力を含むものであり、我々の業務の重要な構成要素である。したがって，廃水処理や水供給のいかなる制限や制限も我々の運営に悪影響を及ぼす可能性がある。私たちは石油と天然ガスと共同生産した水を処理と再利用して、圧力管理、蒸気駆動と掘削、完全井と増産などの活動における大部分の需要を満たす。私たちは現地と地域源から供給される水、特に発電所と特定の油田を支援するための蒸気注入作業を使用する。これまで，我々の生産は第三者水源制限の実質的な影響を受けていないが，将来的に制限がない可能性は保証されていない。
健康，安全，環境事項に関する規制s
私たちと私たちの運営に適用される連邦健康、安全、環境法律法規には以下が含まれています
•“職業安全と健康法”(“OSHA”)は、職場の安全を管理し、労働者の安全と健康を保護する
•“清浄空気法”(“CAA”)は、空気排出基準、建設·運営許可計画、その他のコンプライアンス要求を強制的に実施することにより、多様な源からの空気汚染物質の排出を制限する
•米国水域への汚染物質の排出を制限する“クリーンウォーター法”(CWA)は、水および他の石油および天然ガス廃棄物を含む汚染物質の排出を制限しており、この用語の定義は広く、他にもいくつかの湿地を含む
•1990年の“石油汚染法”は、“海上人命安全法”を改正·補完し、油漏れや油漏れによる被害の防止に関する何らかの義務と責任を規定した
•“安全飲用水法”(“安全飲用水法”)は，他の事項に加えて，採水を管理する注水井戸と処分井の掘削と操作を管理している
•“総合環境反応，補償と責任法”(“CERCLA”)は，環境に有害物質が排出された場所に厳格，連帯，連帯責任(通称“スーパーファンド”)を加えている
•米国運輸部のパイプラインと危険材料安全管理局(“PHMSA”)は、天然ガスパイプラインを含むエネルギーの安全輸送を規制している
•2007年のエネルギー独立と安全法案は、新しい燃費基準を規定し、再生可能燃料の生産とその他の省エネルギー措置を要求し、これは間接的に私たちの製品に対する需要に影響を与える可能性がある
•“国家環境政策法”では、石油と天然ガス生産活動が連邦土地に与える環境影響を慎重に評価することが求められている
•“資源保護·回収法”(“RCRA”)、固体廃棄物の管理(広義の定義は液体およびガス状廃棄物を含む)
•エネルギー省条例は，連邦土地における石油·天然ガス生産活動を要求し，汚染整理と損害責任を規定している
•絶滅危惧種法は，絶滅危惧種や脅威種やその生息地に影響を及ぼす可能性のある活動を制限する。
連邦、州、そして地方機関はこのような分野での規制の重複権力を主張するかもしれない。カリフォルニア州で施行されている他の法律は上に記載された連邦法律に似ており、上に記載された連邦法律よりも厳しいことが多い。他の要求と制限では、これらの法律と法規：
•掘削、掘削、生産、地下流体の注入、石油回収方法の強化または廃棄物処理の開始前、または施設の建設または運転開始前に、様々な許可、承認、緩和措置を得ることが求められている
•聖華金渓谷のような特定の地域の空気、土壌、および水の品質基準を制定し、空気、土壌または水の品質に対して地域、コミュニティまたは実地監視を行い、地域基準の達成計画を達成することを要求し、その中には、地域の発展、経済活動、交通の重大な緩和措置または制限が含まれている可能性がある
•連邦、州と地方管轄範囲内で、業務に対して全面的な環境分析、記録と報告を行い、ある業務のための各種の環境影響評価を作成することを含む
•漏れ検出、監視および制御システムなどの複雑な安全および汚染制御装置の設置が要求され、空気、陸上、地表水または地下水への規制物質の排出を防止または低減するための検査、監視、修理プログラムが実行される
•水、エネルギー、地表、生息地、または他の自然資源の用途、タイプまたは源を制限し、保全および開墾措置が要求される
•石油、天然ガス、生成水または廃棄物を含む規制された物質のタイプ、数量および濃度を制限し、掘削および生産活動において環境中に排出または排出することができる、または掘削、生産、加工、発電、輸送または貯蔵活動によって生成されるこれらの材料の任意の他の使用；
•沿岸部、荒野、湿地、地下水補給または絶滅危惧種の生息地および他の保護区内の土地での掘削活動を制限または禁止するか、または水資源を含む環境に影響を及ぼす可能性のある活動を制限または禁止し、生息地のための地上面積の保全を要求する活動；
•廃棄物管理基準を制定したり、以前の作業による汚染を制限したり、穴の閉鎖、干拓、井戸の閉鎖、廃棄井戸や施設の退役を制限するための救済措置が要求されている
•私たちの既存または以前の不動産および業務、ならびに私たちまたは私たちの前身から発生したこのような物質の放出または排出の他の場所は、運営による汚染または以前に存在した環境状況に重大な責任を負う
•提案された操作および進行中の操作を利害関係者に通知することを要求する
•エネルギー効率や再生可能エネルギー基準を私たちや製品のユーザーに押しつけ、私たちの排出量をカリフォルニア州全体でカバーされている温室効果ガス排出の最大制限以下に削減できない場合、温室効果ガス(“GHG”)排出を説明するための購入額を要求する
•燃料やプラスチックのような石油、天然ガス、または石油ベースのいくつかの製品の使用を制限する；
•上記の事項について税金を徴収する。
現在適用されている健康、安全、環境法律法規の遵守は、私たちの業務、財務状況、運営結果、あるいはキャッシュフローに重大な悪影響を及ぼす可能性は低いと信じている。しかし、法律法規が厳しくなっている歴史的傾向の下で、私たちはこのような状況がずっと存在することを保証できない。私たちは未来の法律法規や既存の法律法規の再解釈が私たちの財産や運営にどのように影響するかもしれないと予測できない
これらの法律および条例に違反する行為および責任は、重大な行政、民事または刑事罰、救済的整理、自然資源損害、ライセンス修正または撤回、業務中断または閉鎖、および他の制裁および責任をもたらす可能性がある。このような状況を救済するコストが高い可能性があり、救済義務は私たちの財務状況、運営結果、見通しに悪影響を及ぼす可能性がある。さらに、これらの法律および法規のいくつかは追跡力を有している可能性があり、私たちおよび私たちの先輩がコントロールできない事件または条件については、過ち、最初の活動の合法性、または第三者の所有権または統制権を考慮することなく、厳格なまたは連帯責任を負うことが要求されるかもしれない。2022年12月31日までに、どの施設に救済または汚染制御設備を設置することで、いかなる重大な資本支出も発生していません。私たちはどんな環境問題やクレームが2023年の間に重大な資本支出を行う必要があるか、あるいは私たちの財務状況、運営結果、あるいはキャッシュフローに実質的な影響を与えることを知らない。
気候変動と温室効果ガス(GHG)排出規制
人類の行動による気候変動の潜在的脅威は引き続き米国や他の国でかなりの注目を集めている。既存の温室効果ガス排出を監視·制限し、このような将来の排出を制限または除去するために、国際、国、地域、州各レベルの政府レベルで多くの提案がなされ、継続される可能性がある。そのため、著者らの探査と開発業務は一連の化石燃料の生産と加工及び温室効果ガス排出に関する監督管理、政治、訴訟と金融リスクに直面している。
アメリカでは、連邦レベルではまだ全面的な気候変動立法が施行されていない。しかし，米国最高裁判所が温室効果ガス排出がCAAに規定された汚染物質を構成すると認定したことに伴い，米国環境保護庁(EPA)は，ある大型固定汚染源の温室効果ガス排出の建築·運営許可審査を含む規則を採択し，米国のある石油·天然ガスシステム由来の温室効果ガス排出のモニタリングと年次報告を求め，米国交通部(DOT)とともに米国で製造された運営車両に対して温室効果ガス排出規制を実施している。
また、各州や州グループは、温室効果ガス排出限度額や取引計画、炭素税、報告および追跡計画、温室効果ガス排出(メタンなど)の制限などの分野に重点を置いた立法、法規またはその他の規制措置を採択または検討している。例えば，カリフォルニア州はカリフォルニア空気資源委員会(CARB)により温室効果ガス排出限度額取引計画を実施し，全州の温室効果ガス排出に最高限度額を設定しており，2030年には毎年低下しており，1990年の水準より40%低い。被覆された実体はその温室効果ガス排出を減少させたり、そのような排出量を計算するために限度額を購入しなければならない。また、カリフォルニアはすでに低炭素燃料標準(“LCFS”)と関連する取引可能信用限度額を実施し、この州の燃料供給の炭素強度がベースラインガソリンとディーゼル燃料より徐々に低いことを要求した。CARBはまた、既存の石油と天然ガス生産施設のメタン排出のモニタリング、漏れ、修復と報告に関する規定を公布した
上記のような要求カリフォルニアが2045年までに経済的範囲全体で炭素中和を実現することに加えて、カリフォルニアは2045年前にこの州で100%の炭素ゼロ電力を使用することを要求する法律を単独で採択した。また、ニューザム知事はCARB分析が2045年までに全州範囲で石油採掘を段階的に停止することを要求したが、CARBの2022年の最終範囲計画であるこの州の炭素中和目標の青写真-このような段階的な淘汰を決定することは不可能である。交通部門の化石燃料の需要は引き続き存在すると予想されるため、2045年までにこのような用途の化石燃料需要は大幅に減少すると予想されるが、それにもかかわらず、CARBはその次の5カ年計画で段階的に減少する機会を評価し続けるだろう。2022年の最終範囲区分計画では，建築物への天然ガスの使用を段階的に停止する計画や，その他の炭素削減事項についても概説した。私たちはこのような違う法律、法規、そして秩序が最終的に私たちの運営にどのように影響するのか予測できない。しかし、これらの措置は、私たちが生産している石油、天然ガス、NGLの需要を減少させるか、または他の方法でカリフォルニアでの私たちの業務を制限または完全に禁止し、それによって私たちの収入と運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
国際レベルでは、国連が開始した“パリ協定”は、加盟国に2020年以降5年ごとに拘束力のない削減目標を個別に決定し、提出することを要求している。米国はパリ協定から離脱したが、総裁·バイデン氏は就任初日に行政命令に署名し、米国がこの協定を再遵守することを約束した。米国は2021年2月にパリ協定に正式に再加入し，2021年4月に経済全体の温室効果ガス純排出量を2030年までに2005年水準で50%−52%削減する目標を確立した。また、2021年11月にグラスゴーで開催された第26回締約国大会(“COP 26”)で、米国とEUは共同で世界メタン排出量を2030年までに2020年水準から少なくとも30%削減する集団目標を達成することを約束し、エネルギー部門の“すべての実行可能な削減”を含むグローバルメタン排出量を2030年までに少なくとも30%削減することを約束した。2022年11月にシャムシャイハで開催された第27回締約国会議では、各国は第26回締約国会議で合意した合意を再確認し、非効率的な化石燃料補助金を段階的に廃止する努力を加速させるよう各国に呼びかけた。米国はまた、EUや他のパートナー国と、メタン排出を監視·報告する基準を制定し、低メタン強度ガスの市場創出を支援すると発表した。すべてを段階的に淘汰または段階的に淘汰するための明確な約束やスケジュールはないにもかかわらず
化石燃料は締約国会議第27回会議で提出されたにもかかわらず，各国が将来的に化石燃料の段階的淘汰を求めない保証はない。これらの行動のすべての影響はまだ確定されておらず、私たちの行動に悪影響を及ぼす可能性のある他の措置が通過または実施される可能性がある他の措置も不明である。
政府、科学、公衆の温室効果ガス排出による気候変動脅威への懸念は、特定の公職候補による気候変動に関する約束を含む米国の政治リスクを増加させる。その中には、連邦財産上で鉱物を生産することを禁止する新規借款など、排出制限と石油·天然ガスの生産制限に行動することを約束することが含まれている。2021年1月20日、バイデン総裁は行政命令を発表し、石油と天然ガス業界のメタン排出の規制強化を呼びかけた。より多くの情報は、“空気排出”と題する規制開示を参照されたい。その後、2021年1月27日、バイデン総裁は、連邦政府がゼロエミッション自動車の使用を増加させ、化石燃料業界への補助金を廃止し、各機関や経済部門の気候関連リスクに対する重視を強化することを含む気候変動問題における実質的な行動を呼びかけた行政命令を発表した。バイデン総裁がとる可能性のある他の行動には、パイプラインインフラの構築や液化天然ガス輸出施設のより厳しい要求や、石油や天然ガス施設の他の温室効果ガス排出制限が含まれる可能性がある。
訴訟リスクも増加しており、一部の当事者は州や連邦裁判所で石油や天然ガス会社を提訴しようとしており、これらの会社が海面上昇のような地球温暖化の影響をもたらす燃料を生産していることを告発し、公共迷惑をもたらしているため、道路やインフラの破壊に対応したり、気候変動の悪影響を意識していると告発したりしているが、これらの影響を十分に開示できなかったため、投資家や顧客に重大な情報を隠している。
化石燃料メーカーの財務リスクも増加しており，現在化石燃料会社に投資している株主は気候変動の潜在的な影響を懸念しているため，将来的にはエネルギーとは無関係な業界に投資の一部または全部を移行することを選択する可能性がある。化石燃料エネルギー会社に融資を提供する機関融資者も持続可能な融資に注目するようになり，その中のいくつかは化石燃料エネルギー会社に資金を提供しないことを選択する可能性がある。例えば、締約国会議第26回会議で、グラスゴー純ゼロ目標金融連盟(“GFANZ”)は、45カ国から450社以上の約束が、純ゼロ目標のために130兆ドルを超える資本約束を招いたと発表した。GFANZの様々な二次連合は、一般に、2050年までにその融資、投資、および/または保証活動を純ゼロ排出に変換するために、参加者に短期的、特定の部門の目標を設定することを要求する。もう一つのリスクは、金融機関が化石燃料部門への資金提供を減らす効果がある政策をとることが求められることである。FRBは2020年末、金融規制機関からなる連合であるグリーン金融システムネットワーク(NGFS)への加入を発表し、金融部門の気候関連リスクへの対応に注力し、2022年9月に発足した, FRBは、米国最大の6銀行が気候情景分析試験に参加し、会社と監督機関が気候関連の金融リスクを測定·管理する能力を強化すると発表した。FRBは2023年1月にその試験事業を開始し、気候変動に関連する実物リスクと過渡リスクが銀行ポートフォリオ中の特定資産に与える影響を分析することを目的としている。化石燃料エネルギー会社への投資と融資を制限することは掘削計画或いは探査と探査活動の制限、遅延或いは撤廃を招く可能性がある。また、2022年3月に、米国証券取引委員会(“米国証券取引委員会”)は、気候リスク、目標、指標を報告する枠組みを構築する提案された規則を発表した。最終ルールは2023年第2四半期に発表される予定だが、ルールの最終形式や実質とその要求を予測することはできない。この規則が私たちの業務に与える最終的な影響は不確定であり、最終的に決定されると、このような開示要求を遵守する任意の追加コスト、および増加したコストおよび獲得資本の制限をもたらす可能性がある。
新しいまたはより厳しい国際、連邦または州立法、法規または他の規制措置を実施することによって、私たちのような石油や天然ガス製造業者の温室効果ガス排出に対してより厳しい基準を実施したり、他の方法で石油と天然ガスを生産したり、温室効果ガス排出が発生する可能性のある分野を制限したりすることで、コンプライアンスコストや消費コストの増加を招き、私たちが生産する石油や天然ガスの需要を減らしたり、その価値を侵食したりする可能性がある。さらに、政治、訴訟、金融リスクは、私たちが石油や天然ガスの生産活動を制限したり、気候変動によってインフラが破損したりする責任を制限したり、経済的に運営し続ける能力を損なう可能性があります
さらに、気候変動は、極端な天気イベントの頻度や強度の増加、または気象および水文モデルの変化など、様々な物理的リスクをもたらす可能性があり、これは、私たちの業務および私たちの事業者およびそのサプライチェーンに悪影響を及ぼす可能性がある。このような物理的リスクは、私たちの施設を壊したり、他の方法で私たちの運営に悪影響を及ぼす可能性があります。例えば、干ばつで用水量を減らしたり、私たちの製品の需要を減らしたりすれば、例えば、暖かい冬は暖房用エネルギーの需要を減少させます。このような実物リスクはまた、私たちが生産したり輸送したりする製品が依存するサプライチェーンやインフラに影響を及ぼす可能性がある。これらの開発のうちの1つまたは複数は、私たちの業務、財務状況、および運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
詳細は“項目1 A”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営や業界に関するリスクは—私たちの業務は厳格に規制されており、政府当局は許可と承認を延期または拒否することができ、石油と天然ガス探査、採掘、運営、生産活動、油井刺激、改善された生産技術と流体注入または処置の許可承認手続きを延期または変更することができ、これはコストを増加させ、業務を制限し、業務の戦略と計画の実施を延期または変更させる可能性がある“-私たちの業務は気候変動の脅威による一連のリスクの影響を受け、これらのリスクは運営コストの増加を招き、石油や天然ガス探査や探査活動を行う可能性のある分野を制限することができる。私たちが生産する石油と天然ガスの需要を減らしています
人的資本資源
2022年12月31日までに、私たちは1，372人の従業員を持っていて、すべてアメリカにあります。このうち、889人の従業員は私たちのC&J油井サービス業務に雇用され、残りは会社または私たちのE&P業務に雇用されている。現在、私たちの職員たちは集団交渉や労働組合協定のカバー範囲内にいない。私たちの運営過程全体で、私たちはまた多くの第三者請負業者のサービスを利用した
私たちは、最も優秀な人材を育成し、安全で健康な職場を促進し、包容的な文化を提供し、私たち従業員と地域コミュニティの福祉を支援することが、会社の成功の鍵だと信じています。取締役会の報酬委員会は、労働力の多様性、報酬の公平と報酬とインセンティブ構造、従業員の採用、保留と発展、後継計画に関連する政策、プロセス、やり方を含む会社の人的資本管理政策、プロセスとやり方を監督する
文化·核心的価値観と従業員の尊敬度
私たちは従業員の福祉に力を入れ、私たちの核心的な価値観を反映した企業文化の育成に努めています。私たちは発展の機会と経済的見返りを提供して、私たちの従業員が全力を尽くして、カリフォルニアの人々に安全で負担と信頼できるエネルギーを提供することに集中します。
私たちは公平で公平な報酬がどんな成功組織の基本的な要素であると信じており、私たちは私たちの才能のある従業員の勤勉な仕事、素質、経験、情熱を奨励する。私たちは包括的で競争力のある福祉を提供し、私たち従業員とその家族の健康と福祉を支援しながら、私たちの使命に合った職業成長と発展の機会を提供し続けています。また，我々全従業員(我々の役員チームを含む)の奨励的報酬計画は，安全·環境責任および財務管理における会社のパフォーマンスにリンクしている。
私たちは積極的に仕事をして、すべての従業員が十分に参加して権力を与えることを確保して、彼らの潜在力を実現して、私たちは高い素質、多元化と価値を中心とする労働力チームを誘致、発展と維持することに力を入れている。私たちの参加方式は透明性と責任制を中心に、私たちは各種のルートを使用して、定期的な市庁会議を通じて幹部と公開フォーラムを開催すること、および従業員とマネージャーの間の持続的な討論とフィードバック機会を含む、公開、直接、誠実なコミュニケーションを促進し、業績対話と審査を含む。また、従業員に対して定期的に調査を行い、従業員の尊敬度と満足度駆動要因を評価し、上級管理職と取締役会が敬業度調査の結果を審査している。
私たちは、すべての従業員の職場文化、そして安全、適切で効果的な労働環境を包括的、尊厳性、尊重することを提唱している。そのため、私たちの職場施設や非現場での不法な嫌がらせや差別は禁止されています。ビジネス旅行、ビジネス活動、会社が後援する活動を含めています。特に、私たちの“行動基準”は、一人の人種、肌の色、民族、民族血統、血統、市民身分、性別および/または表現、性指向、精神障害、身体障害、医療条件、神経特徴、外見、遺伝情報、年齢、両親の状況または妊娠、結婚状況、宗教、信仰、政治的背景、軍人または退役軍人身分、社会経済的地位または背景、および任意の他の法律によって保護された特徴に基づく任意の形態の侮辱人格、攻撃性または脅迫的行為を禁止する。
ベイリーは、採用、採用、配置、昇進、異動、訓練、給与、福祉、従業員活動、就職期間の一般待遇についても同様にこの政策に取り組んでいる。私たちの目標は、私たちのコミュニティの広範な文化、人口、哲学の違いを反映し、多様性を支援し保護する文化を育成することです。私たちの努力により、私たちは才能豊かで経験豊富な女性が私たちの従業員チームに参加し、私たちの組織全体の職を務めていることを誘致し、維持しました。現在，我々の取締役会は約33%が女性，我々の行政指導チームは約25%が女性，バリーの従業員総数は約9%であり，このうちE&P部門は約19%，CJWSは約5%である。
安全で健康な職場
私たちは安全第一の文化を擁護する。健康と安全考慮は私たちの日常運営に欠かせない一部であり、私たちの取締役会、経営陣、すべての従業員の意思決定過程に組み込まれている。意味のあるHSE組織指標を満たし，健康，安全，漏洩予防に関する指標を含め，全従業員に対するインセンティブ計画の一部である。
企業情報
私たちの主な実行事務室は北ダラスPkwy、サンクトペテルブルグ一六000号にあります。テキサス州ダラス、郵便番号：七五二四、私たちの電話番号は(214)四五三-二九二零です。私たちのサイトはWwww.bry.comそれは.我々は、我々のForm 10-K年次報告、Form 10-Q四半期報告、Form 8-K現在の報告、およびこれらの報告のすべての修正および展示を含むいくつかの文書を米国証券取引委員会に提出した。アメリカ証券取引委員会が届出をした後、私たちは合理的で実行可能な範囲内でできるだけ早く私たちのウェブサイトを通じてこのような届出書類を無料で提供します。米国証券取引委員会に提出または提出された報告書に加えて、プレスリリース、年次株主総会、公開会議、投資家プレゼンテーション、および当社のウェブサイトを介して重大な情報を公開することもあります。私たちのサイトに含まれているか、または私たちのサイトを介してアクセスできる情報は、本報告の一部とみなされてはいけません
第1 A項。リスク要因
実際に以下のようなリスクが発生すれば、私たちの業務、財務状況、経営結果は重大な悪影響を受ける可能性があり、私たちの目標を達成できないかもしれません。私たちはあなたに次の危険要素で議論されたどんな事件も起こらないということを保証できません。さらに、以下に説明するリスクと不確実性は、私たちが直面している唯一のリスクと不確実性ではない。私たちは今知らないか、あるいは私たちが現在どうでもいいと思っている他のリスクと不確実性は最終的に私たちの業務に大きな影響を与えるかもしれない
リスク要因をまとめる
石油と天然ガスの探査、開発と生産は高度な監督管理の高リスク活動に関連し、多くの不確定性と意外な情況を持ち、著者らの業務、財務状況、運営結果とキャッシュフローに不利な影響を与える可能性がある。以下に説明するリスクおよび不確実性は、当社が決定した、当社の業務、財務状況、運営結果、およびキャッシュフローに重大な悪影響を及ぼす可能性のある項目である。あなたが私たちの普通株に投資する前に、あなたは以下に言及するリスク要素を慎重に考慮して、“第1 A項”でより全面的に説明しなければならない。本年度報告書の“リスク要因”。
私たちの運営や業界に関するリスクは
•カリフォルニアのすべての事業があるクーン県では、石油と天然ガス活動許可証の取得に重大な不確実性があり、これは私たちの財務状況と運営結果に影響を与える可能性がある。
•カリフォルニア州政府が石油と天然ガス生産を制限する試みは、私たちの運営にマイナス影響を与え、私たちが運営している州の化石燃料の需要を減少させる可能性がある。
•私たちの利益と財務状況を維持する能力は大口商品価格に大きく依存する。
•ウクライナ紛争、関連する価格変動、そして地政学的不安定は私たちの業務に否定的な影響を及ぼすかもしれない。
•私たちの製品の即売性は輸送と貯蔵施設の利用可能性に依存しています。その大部分は私たちがコントロールできるものではありません。
•私たちが明らかにした埋蔵量と関連する未来の純キャッシュフローは予想を下回ることが証明されるかもしれない。
•私たちが石油と天然ガス備蓄を代替しない限り、私たちの未来の埋蔵量と生産量は減少するだろう
•石油と天然ガスの掘削と生産は多くの不確実性と関連がある。
•私たちは計画された時間や私たちが確定した場所を掘削しないかもしれない
•石油と天然ガス産業の競争は非常に激しい
•私たちは魅力的な買収を行うことができないか、買収された業務や資産の統合に成功したり、魅力的な合弁企業に入ることができない可能性がある
•私たちは私たちの生産蒸気を運営するために私たちの熱電併給施設に依存している。運営問題や第三者は、商業的に合理的な条項や他の条件で十分な施設やサービスを提供してくれないか、商品市場への参入を制限する可能性があります。
•私たちの行動の大部分はカリフォルニア州にあり、その大部分は火災、土石流、地震、あるいは他の自然災害の破壊リスクに直面する可能性のある地域で行われている。
•私たちは悲劇的な事件で大きな損失を受け、重大な責任クレームに直面するかもしれない。
•私たちは重大な責任を招く可能性のある法的手続きに巻き込まれるかもしれない
•高度管理者や技術者の流出は業務に悪影響を及ぼす可能性がある。
•情報技術の故障とサイバー攻撃は私たちに大きな影響を及ぼすかもしれない
•ESG問題に対するますますの関心は、私たちの運営とサービスに影響を及ぼす可能性がある。
•私たちは経済低迷と公衆衛生事件の影響、例えば新冠肺炎の大流行を受けている。
私たちの財務状況に関連するリスク
•私たちは私たちの純営業損失の一部の繰越と他の税金属性を使って、私たちの未来のアメリカ連邦と州所得税義務を減らすことができないかもしれません。これは私たちのキャッシュフローに悪影響を及ぼすかもしれません。
•私たちの業務は持続的な資本支出を必要とし、私たちは資金を提供できないかもしれない。
•インフレは私たちが費用を統制する能力に悪影響を及ぼすかもしれない。
•私たちのヘッジキャンペーンは、大口商品の価格上昇のすべてのメリットを実現する能力を制限し、価格下落から私たちを完全に保護できないかもしれません。
•私たちの既存の債務協定には制限的な契約があり、私たちの成長、財政的柔軟性、そして私たちがいくつかの活動に従事する能力を制限する可能性があり、私たちの貸手は私たちが投資できる資本を減少させるかもしれない
•私たちは私たちの借金を返済するのに十分な現金を作ることができないかもしれない。
•大口商品価格の下落、予想資本発展の変化、運営コストの増加或いは油井業績の不利な変化は私たちの資産の帳簿価値の減記を招く可能性がある。
•私たちは顧客との信用リスクが非常に集中している
規制事項に関するリスク
•私たちの業務は高度に規制されており、政府当局は必要な許可や承認を延期または拒否したり、私たちの業務に対する要求を変更したりすることができる。
•将来可能な立法は、通常、天然ガスと石油探査開発会社の税収に影響を与え、私たちの運営やキャッシュフローに悪影響を及ぼす可能性がある
•デリバティブ立法や法規制は、デリバティブツールを使用して業務に関連するリスクを低減する能力に悪影響を及ぼす可能性がある
•私たちの業務は気候変動の脅威による一連のリスクの影響を受けており、これらのリスクは運営コストの増加を招き、石油と天然ガスの探査·探査活動を行う分野を制限し、私たちが生産する石油と天然ガスの需要を減少させる可能性がある。
•インフレ削減法案は低炭素経済への移行を加速させ、私たちの運営に新たなコストをもたらす可能性がある。
私たちの株に関連するリスクは
•場合によっては、私たちの主要株主の利益は私たちの他の株主の利益と衝突する可能性がある
•私たちの大株主とその関連会社が私たちと競争する能力は制限されません。会社登録証明書の会社機会条項は、私たちの大株主が私たちが本来獲得する可能性のある会社の機会から利益を得ることができます
•将来的に公開市場で私たちの普通株を売却することは私たちの株価を下げるかもしれません。私たちは株式または転換可能な証券を売却することで調達した任意の追加資本は私たちの所有権を希釈するかもしれません。
•“2022年インフレ率低減法案”で会社株買い戻しに徴収される消費税は、私たちの税収負担を増加させ、私たちの株式買い戻し決定に影響を与える可能性がある。
•配当金の支払いは私たちの取締役会によって適宜決定されるだろう。
•私たちは優先株を発行するかもしれないし、その条項は私たちの普通株の投票権や価値に悪影響を及ぼすかもしれない
•私たちは開示要求を下げる機会を利用できる“新興成長型会社”です。2023年に新興成長型企業の地位を失ったため、追加コストが発生することが予想される。
•私たちの財務報告書に対する内部統制は現在サバンズ-オキシリー法案404節のすべての基準を満たす必要がない
•私たちの会社の登録証明書と定款のいくつかの条項は、株主が私たちの取締役会の構成を変えることを難しくし、合併や買収を阻害、延期、または阻止する可能性があります
•当社の登録証明書は、デラウェア州衡平裁判所が私たちの株主のために開始する可能性のあるタイプの訴訟および訴訟の唯一のおよび独占フォーラムを指定します。
私たちの運営や業界に関するリスクは
以下に述べるリスクおよび不確定要因は、私たちが決定した、私たちの業務、生産、戦略、成長計画、買収、ヘッジ、埋蔵量または価値、運営または資本コスト、財務状況、運営結果、流動性、キャッシュフロー、資本支出計画および他の債務および財務的約束を履行する私たちの能力、および私たちの資本返還計画に重大な悪影響を及ぼす可能性のあるプロジェクトに属する。
カリフォルニアのすべての事業があるクーン県では、石油と天然ガス活動許可証の取得に重大な不確実性があり、これは私たちの財務状況と運営結果に影響を与える可能性がある。
私たちのカリフォルニアでの業務が許可されたスケジュールは、CalGEMから許可を得るスケジュールを含み、現在、時々重大な遅延や不確定要素の影響を受けており、私たちが常にこれらのリスクを制御することに成功し、適時に許可を得たり、有利な条件で許可を得ることができる保証はありません。さらに、市民個人および非政府組織を含む第三者は、私たちが取得した任意のライセンスに疑問を提起したり、控訴したりすることができ、さらなる遅延を招くことができる。我々のカリフォルニアにおける石油と天然ガス事業はカリフォルニア環境品質法案(CEQA)を遵守しなければならず，CEQAに適合することが証明されるまで，いくつかの許可や他の承認を得ることはできない。カリフォルニア州と地方レベルではいくつかの事態が発生し、クーン県の石油と天然ガス活動許可証の発行に遅延が生じ、審査過程も更に時間とコストがかかる。カリフォルニアの持続的な監督管理の不確定性のため、私たちの2023年の資本計画は2023年にクーン県EIRによって新しい油井許可証が発行されないと仮定した上で制定された。もし私たちが将来の計画に必要な許可や他の承認をタイムリーに得ることができなければ、私たちの財務状況、運営結果、見通しは不利で実質的な影響を受ける可能性がある。
我々のすべてのカリフォルニア資産が存在するクーン県では，我々は従来，現地の石油と天然ガス法規を遵守することでCEQAの要求を満たしており，この法規はクーン県の石油と天然ガス運営に関する環境影響報告(“EIR”)の支持を得ている。2020年、ある人はクーン県EIRを提訴し、その後、カリフォルニア第五地区控訴裁判所はクーン県EIRの一部が無効であることを宣言し、クーン県がクーン県EIRをいくつか修正して再認証するまで判決を発表した(“クーン県裁決”)。クーン県の裁決に対応するため、クーン県は補足EIR(“補足EIR”)を用意し、2021年3月にクーン県監事会の承認を得た。原告がさらなる疑問を提起した後、クーン県高裁の裁判官の一人は2021年10月に補充EIRの使用を停止し、裁判所のさらなる審査を待った。2022年6月、クーン県高級裁判所はクーン県に有利な一部の裁決を下したが、EIRの補充はまだCEQAの最低要求を満たしていないことが分かった。2022年8月、クーン県監事会はいくつかの変化を承認し、裁判所が2022年6月の裁決で発見した4つの独立問題を解決した。クーン県上級裁判所はその後、2022年10月に裁決を下し、クーン県補足EIRは認証が取り消されていないと判断したが、クーン県は補充EIRが発効する前に発見された4つの独立した問題を解決するよう命令した。クーン県はその後、これらの変化の通知を裁判所に提出し、2022年11月2日、初審裁判所は追加EIR依存を阻止する命令を解除した。2022年12月、クーン県高裁はこの訴訟を一時停止する動議を却下し、原告は控訴した。2023年1月26日, カリフォルニア州第5地域控訴裁判所は、CEQA要求を満たすためにEIRの補充一時停止を回復し、クーン県が控訴中にEIRを補完する能力に依存する最終命令の結果を待つ予備命令を発表した。裁判所はこれまで最終命令を発表していないが，控訴中に補足EIRの使用を一時停止し続ける可能性があり，これによりクーン県の許可手続きが長い間大きな妨害を受け続けることになる。さらに、上訴手順の解決後に補足EIRに欠陥があると最終的に決定された場合、これらの欠陥が解決されるまで、CEQAの掘削許可証に対する要求を満たすために補足EIRの使用を一時停止する可能性があり、これは、予測可能な未来にそのような中断を延長する可能性がある。また、CalGEMは2023年2月2日に事業者に通知を出し、予備命令により、CEQA先頭機関としてクーン県が2022年11月2日から2023年1月26日までの間に補足EIRによって発行された工カード(CalGEM通知)を認めなくなる。この間、私たちはクーン県からいくつかの作業カードを得て、これらのカードは2023年に私たちの掘削計画に使用されると予想しています。カリフォルニア州第5地区裁判所でも
控訴は補完EIRへの依存を解消し，以前に発行されたライセンスを使用できる保証もなく，CalGEMがどの程度の速度で新たなライセンスを発行できるかも保証されない。より多くの情報については、“規制事項-カリフォルニア州許容考慮事項”を参照されたい
また，2021年2月，生物多様性センターはCalGEMを提訴し，ケーン県EIRに依存した石油と天然ガスの意思決定がCEQAに違反したことを告発し，CalGEMはCEQAに適合した独立した環境影響審査を要求し，石油と天然ガス許可証と承認を発行することができた。最近，アラミダ県高裁はCalGEMが訴状に対する判決を求める動議を却下し，訴訟は進行中である。その最終結果，あるいはCEQA遵守や許可過程を証明する要求が変化するかどうかは，EIRを補完して最終的に十分と考えられ回復しても予測できない.この訴訟の潜在的な影響と可能な将来の訴訟は、業務を展開するために必要な許可と承認をタイムリーに得ることができるかどうかの不確実性を増加させる。
私たちが業務を展開するために必要な許可と承認をタイムリーに得ることができない場合、または私たちのすべての財務状況において、業務結果および見通しが不利かつ実質的な影響を受ける可能性がある。現在，2023年計画生産量の90%以上が私たちの基礎生産量から来ると予想されており，残りは修井や既存油井に関する他の活動，許可を得た限られた数の新油井からである。CalGEM通知とクーン県EIRの法的挑戦のため、私たちの現在の2023年の資本予算は、2023年にクーン県EIRがカバーする地域で新しい油井許可証を発行しないと仮定した上で作成されている。また、EIRや他の経路を補完することで2024年までに新しい油井掘削許可証を得ることができなければ、2024年の資本計画に大きな影響を与えることが予想され、私たちが明らかにした未開発埋蔵量は2024年末に満了する。2022年12月31日までの埋蔵量によると、2024年までに新しい油井の許可証を取得できなければ、明らかにされていない未開発埋蔵量の損失を招く可能性があり、これらの埋蔵量は2024年末に満期になる。さらに、CEQAコンプライアンス要件またはライセンス発行または更新の他の条件および要件の任意の変化は、新しいまたはより厳しい環境審査またはより厳しい運営または監視要件を実施すること、または新しい石油および石油ライセンスの発行を禁止すること、およびクーン県またはカリフォルニア州全体での活動が、私たちの財務状況、運営結果、および見通しに悪影響を及ぼす実質的な影響を与えることを含む。より多くの情報については、“項目1および項目2.ビジネスおよび物件--健康、安全、環境事項の規制”を参照されたい。
カリフォルニア州政府が石油と天然ガス生産を制限する試みは、私たちの運営にマイナス影響を与え、私たちが運営している州の化石燃料の需要を減少させる可能性がある。
カリフォルニアは私たちの大部分の業務と資産の所在地で、アメリカの石油と天然ガス業務に対する監督管理が最も厳しい州の一つです。カリフォルニア州では、連邦、州、地方法律法規がE&Pの大部分を管轄している。全体的に、既存の法律·法規の影響は、私たちの財産の使用を制限することによって、潜在的に私たちの油井の数と位置を制限し、私たちが特定の資産を開発し、特定の作業を行う能力を制限し、私たちの油井が生産できる石油と天然ガスの数を本来可能なレベル以下に減らすことである。また、業界の規制負担は私たちのコストを増加させるため、運営、資本支出、収益、私たちの競争地位に悪影響を及ぼす可能性がある。これらの法律および条例に違反する行為および責任は、重大な行政、民事または刑事罰、救済、自然資源損害、ライセンス修正または撤回、業務中断または閉鎖、名声損害、およびその他の責任をもたらす可能性がある。このような状況を救済するコストが高い可能性があり、救済義務は私たちの財務状況、運営結果、将来の見通しに悪影響を及ぼす可能性がある。
また、カリフォルニア州政府は最近、同州の将来の石油や天然ガス生産や他の活動に悪影響を及ぼす可能性があるいくつかの行動をとっている。例えば：
•2019年11月、米国環境保護部は、CalGEMの3つの行動を発表した：(1)新たな高圧循環蒸気井の承認を一時停止し、あるオペレータが経験した地表表情の解決を待つ方法の研究、(2)審査と
カリフォルニア州立法機関が2019年にCalGEMに割り当てた追加的な責務(上述したように)、石油と天然ガス運営付近の公共健康と安全に関する法規を更新すること、(3)CalGEMが地下注入活動のためのWST許可証およびPALを発行する許可プログラムを業績監査すること、および(4)Lawrence Livermore国家実験室による係属中のWSTおよびPAL申請の技術含有量を独立して審査する。CalGEMは2020年1月，新たな地下採油井の高圧循環蒸気プロセスの使用を禁止する規制措置を発表したことを我々を含む事業者に正式に通知した。新しい高圧循環蒸気井の停止許可とWSTの制限は依然として有効である。
•2020年10月、カリフォルニア州知事は、2030年までにカリフォルニアの少なくとも30%の土地と沿岸水域を保護する州目標を確立し、気候変動を緩和し、生物多様性を強化するための他の措置を実施するよう州機関に指示した。現在、この注文がもたらす可能性のある潜在的な未来行動を予測することはできず、これらの行動が私たちの運営にどのように影響する可能性があるか予測することもできない。
•2022年9月、カリフォルニア州知事は第1279号参議院法案に署名し、知事室がこれまでに発表した行政命令を法律に編纂し、州に2045年までに炭素中和を実現するよう要求した。また、ニューザム知事は以前、いくつかの目標を確立し、いくつかの州機関に温室効果ガス排出削減に何らかの行動をとるよう指示したが、これらに限定されないが、(1)車両の販売を段階的に停止するよう指示したワイヤレス(2)カリフォルニアの石油·天然ガス施設を閉鎖·再利用する戦略を策定する，(3)カリフォルニア州立法機関に2024年までに新たな法律を公布し，同州の水力圧裂を禁止するよう呼びかけた。
•2022年9月、カリフォルニア州知事は上院第1137号法案に署名し、CalGEMが任意の新しい油井または既存の油井の改修を許可することを禁止し、提案された新しい掘削または改修が特定の敏感センサーから3200フィート以内であれば、2023年1月1日から発効する。CalGEMは2023年1月6日、参議院第1137号法案の施行を支援する緊急条例が行政法事務所の承認を得て最終条例を公表した。これらの規定は、不動産所有者およびテナントに通知を出し、行われた作業を説明し、掘削前後の試験井戸または地表水のサンプリングを提供すること、新しい生産施設に必要な通知の内容、敏感受容体リストと敏感受容体地図とその内容およびフォーマットを毎年提出すること、および事業者がある位置が衛生保護区内にないことを決定した場合の声明要求を含む。参議院第1137号法案の他の条項はまた、同一3200フィート後退区内の既存の油井や施設の汚染制御を要求する。参議院第1137号法案は現在放置されており、2024年11月のカリフォルニア総選挙の投票を待っている。しかし、国務長官の認証に法的挑戦があれば、執行を延期することが延期される可能性がある。上院第1137号法案とCalGEM法規の影響を評価し続けているが，現在，埋蔵量の約13%が参議院第1137号法案確立の挫折範囲内にあることが明らかになっていると推定されている。この法律は私たちの既存のすべてが明らかにされた生産埋蔵量や現在の生産性に大きな変化をもたらすことはないと予想しています。
カリフォルニアの明らかな傾向は石油と天然ガス活動にますます厳格な制限を加えることだ。カリフォルニア州知事、立法機関、州機関が将来取る可能性のある行動を予測することはできませんが、コンプライアンスコストの増加、私たちの運営に必要な承認を得るための遅延、責任増加のリスクに直面したり、これらの当事者の将来の行動によって他の制限を受けたりする可能性があります。また、これらの各当事者の現在と未来の行動による新しい発展は、私たちの運営、掘削計画の成功、または他の方法で私たちの埋蔵量を開発する能力に重大な悪影響を及ぼす可能性もある。したがって、カリフォルニア州知事、立法機関、州機関の最近および将来の行動は、私たちの業務、運営結果、財務状況に実質的かつ不利な影響を与える可能性がある。
私たちの収益運営と業務や財務状況を維持する能力は大口商品価格に強く依存しており、大口商品価格は歴史的に非常に不安定であり、私たちがコントロールできない多くの要因に押されている。原油価格が長期的に大幅に下落すれば、我々の業務、財務状況、経営業績は実質的な悪影響を受ける可能性がある。
私たちが受け取った石油と天然ガス生産価格は私たちの収入、収益力、埋蔵量価値、資本獲得の道と未来の成長率などの要素に大きな影響を与えている。しかし、私たちが受け取った石油と天然ガスの生産価格は、以下の要素を含むが、以下の要素を含む多くの制御できない要素に依存する
•関税または貿易または他の経済制裁の徴収、ウクライナの持続的な衝突、上昇するインフレレベル、インフレを下げる政府の努力、または長期的な衰退を含む、ウクライナの持続的な衝突、上昇したインフレレベル、および政府のインフレ低減努力、または長期的な衰退を含む国内および世界の全体的な政治的および経済的状況
•世界の石油と天然ガスの需給変化は、商業周期とその他の要素に関連する一般的かつ具体的な経済状況による需要変化を含む
•オペックと/またはオペック+の行動；
•海外の石油や天然ガスの価格と数量を輸入しています
•世界の石油·天然ガス探査開発活動のレベル
•世界の石油と天然ガスの在庫レベル
•天気状況
•国内外政府の立法努力、行政行動と法規、環境法規、気候変動法規と税収を含む
•省エネ作業の効果は
•株主急進主義または非政府組織がエネルギー部門のある資本源を制限し、あるいは石油と天然ガスの探査、開発と生産を制限する活動；
•エネルギー消費に影響を与える技術的進歩
•代替燃料の価格と獲得可能性。
歴史的に見ると、石油と天然ガス市場は非常に不安定であり、未来は変動し続ける可能性がある。石油や天然ガスは大口商品であるため，需給関係が相対的に小さい変化により価格が大きく変動する。世界経済成長は化石燃料を含むすべてのエネルギー需要を推進した。アメリカと世界経済が疲弊する時、エネルギー需要は低下し、大口商品価格はそれに伴い下落する；同様に、全世界のエネルギー生産量の増加が需要を超える時、過剰な供給は大口商品価格の下落を招く
過去、全世界の経済状況、エネルギーコスト、地政学問題に対する懸念、例えばウクライナの持続的な衝突、新冠肺炎疫病の影響、インフレ、信用の獲得性とコスト及びアメリカの経済成長が遅く、経済活動が大幅に減少し、人々の全世界経済に対する期待が低下した。米国や海外の経済環境が悪化すれば、世界の石油製品に対する需要はさらに減少する可能性があり、これは私たちの不動産の石油、天然ガス、NGLの販売価格に影響を与え、私たちの運営レベルに影響を与え、最終的に私たちの運営業績、財務状況、自由キャッシュフローに重大な悪影響を及ぼす可能性がある。
また，カリフォルニア市場は通常ブレント原油価格の影響を受けているにもかかわらず，カリフォルニア石油価格は最終的には現地の需給動態によって決定される。項目7--“経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析--ビジネス環境と市場状況”を参照
過去の価格の低下、および将来起こりうるいかなる低下も、私たちの業務、財務状況、運営結果に悪影響を及ぼすことが予想される。このような低下は、油井や埋蔵量経済に悪影響を与え、経済的に生産可能な石油や天然ガスの数を減少させ、経済条件がこのような作業を支援するのに十分に改善されるまで、計画中の掘削および関連活動の延期またはキャンセルを招く可能性がある。石油または天然ガス価格のいずれの持続的な下落も、私たちの将来の業務、財務状況、運営結果、流動性、または計画中の資本支出に資金を提供する能力に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
ウクライナ紛争と関連する価格変動と地政学的不安定は私たちの業務に否定的な影響を及ぼすかもしれない。
2022年2月下旬、ロシアはウクライナに対して重大な軍事行動を発動した。紛争はすでに天然ガス、石油、天然ガス価格の変動を悪化させる可能性があり、軍事行動、制裁、それによる市場混乱の程度と持続時間は大きく、未知の時期に引き続き世界経済と私たちの業務に大きな影響を与える可能性がある。2022年上半期の原油価格上昇の一部の原因は、ロシアとウクライナ間の衝突が世界の大口商品や金融市場に与える影響と、一部の国がロシアに対して実施した経済·貿易制裁であるという証拠がある。あるいは、ロシアとウクライナの間の敵対行動は交渉脱退やその他の理由で停止し、大口商品価格の下落を招く可能性があり、これは石油と天然ガス生産から得られる収入を減少させるだろう。このような変動や中断のいずれも、本“リスク要因”の節で述べた他のリスクの影響を増幅する可能性がある。
私たちの製品の販売性は輸送と貯蔵施設と他の施設に依存しています。その大部分は私たちがコントロールしているものではなく、これらの輸送と貯蔵能力の利用可能性です。もし私たちがこれらの施設を商業的に合理的な条項で使用できなければ、私たちの運営は中断されるかもしれないし、私たちの生産量は減少するかもしれないし、私たちの収入は減少するかもしれないし、他の不利な結果もあるかもしれない。
石油、天然ガスと天然ガス生産の販売は、トラック、パイプラインと貯蔵施設、天然ガス収集システムと他の輸送、加工と精製施設の供給、接近と能力、および十分な市場が存在するかどうかに大きく依存する。私たちが生産した保存と輸送能力は限られており、商業的に合理的な条項や根本的には得られないかもしれない。例えば、世界の石油需要の深刻な低下と供給の大幅な増加の前人未到の二重の影響により、貯蔵·輸送能力は2020年第2四半期に希少になった。伝統的な油タンクの満杯に伴い、大量の石油はカリフォルニア州海岸外を含む世界各地の海上タンカーに貯蔵されている。近海タンカーのような保存場所では、貯蔵コストが急激に増加している。潜在的なリスクは、需要が再び悪化したり、供給が急増したり、両方が併存している場合には、石油貯蔵が利用できない可能性があり、私たちの既存の生産能力は計画の生産性を支持するのに十分ではない可能性がある
また、需給不均衡や関連する記憶容量不足が悪化すると、受信した生産価格が悪化し、負の値になる可能性もある。また、私たちが必要な貯蔵容量を得ることができなければ、カリフォルニアでの大量生産を閉鎖することを余儀なくされる可能性があり、これは私たちの財務状況、流動性、運営業績に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。もし私たちが生産停止を余儀なくされたら、私たちは関連油井を再使用させる追加費用を発生させるだろう。生産停止中に、ダムの健康を維持し、契約義務を履行し、関連する収入を生じることなく、私たちの利益を保護することを含む追加のコストと運営費用が発生する可能性がある。また、井戸の持続時間に応じて、これらのコストを招くのではなく、関連貯蔵層の蒸気注入も閉鎖されているかどうかによって、油井は最初または閉鎖時と同様の速度で正常に回復することはない。注気閉鎖時間の持続時間と，それによる油貯蔵をそのエネルギーや加熱状態に戻す非効率的かつ経済性から，貯蔵量が減少する可能性があることが明らかになり，我々の収益には潜在的な追加減価や関連費用がある可能性がある。私たちの備蓄の減少はまた、2021年のRBL融資メカニズムの下での私たちの借入基盤と私たちの流動性の減少を招く可能性がある。どのような生産中断の影響の最終的な意味も、私たちの財務及び運営業績への悪影響の程度を含むことは、
このような割込みが継続する時間は，メモリ空間が満たされていることと利用不可能な時間の長さに依存し，予測不可能であり，我々が制御できない要因に基づいていることが大きい.
貯蔵能力不足のために直面する可能性のある制限に加えて、私たちが生産できる石油と天然ガスの数は、計画内と計画外の維持により配管が中断され、圧力が大きすぎ、私たちが使用する収集、輸送、貯蔵、加工、分留、精製、あるいは輸出施設が有形的な被害を受けるという要因によって制限されている。これらおよび同様の状況による削減は、数日から数ヶ月以上継続する可能性があり、多くの場合、これらの状況およびその持続時間がいつ発生するかを知らせる限られた事前通知のみを提供することができる。このような閉鎖や削減、あるいは私たちの油田から生産された石油や天然ガスの有利な交付条件を得ることができない場合は、私たちの財務状況や運営結果に悪影響を及ぼすだろう。
明らかにされた埋蔵量と関連する将来の純キャッシュフローの推定は正確ではない。埋蔵量の実際の数と将来の純キャッシュフローが推定を下回ることが証明される可能性があることが明らかになった。
埋蔵量と関連する未来の純キャッシュフローの推定は一部の主観的な過程であり、多くの不確定性を含む石油と天然ガスの累積を推定する。私たちの推定は様々な仮定に基づいており、これらの仮説は最終的に不正確であることが証明される可能性がある
•他の地域の石油貯蔵表現は私たちの資産の期待と似ている
•既存の関連データの品質、数量、解釈
•商品価格
•温室効果ガス規制に関する生産、運営コスト、税金、コスト
•開発コスト
•政府法規の影響は、明らかにされた未開発埋蔵量のために直ちに許可証を取得する能力があるかどうか、あるいは許可証を全く取得していないかどうか、
•将来の井戸の修理と資産廃棄費用。
これらの変数、不正確な仮定、変化の状況、または新しい情報を誤解するには、重大な負の準備金改訂が必要かもしれません。
我々は現在，採収率の向上，拡張と発見，潜在的な買収が，埋蔵量を増加させる主要な源となることを予想している。しかし、資本の獲得性、地質、政府法規と私たちが許可を得る能力、開発計画の有効性、その他の要素は未来の新規埋蔵量の出所或いは数量に影響を与える可能性がある。私たちの備蓄見積もりにおけるいかなる重大な誤差も、私たちが備蓄している純現在価値に大きな影響を与える可能性があり、これは2021年のRBL融資メカニズムでの借入基盤と流動性、私たちの運営業績に悪影響を及ぼす可能性があります。
私たちが石油と天然ガス備蓄を代替しない限り、私たちの未来の埋蔵量と生産量は減少するだろう。
私たちが開発と探査活動に成功したり、明らかにされた埋蔵量を含む財産の買収に成功しない限り、私たちの明らかになった埋蔵量はこれらの埋蔵量の発生とともに低下する。成功するためには，地質や経済的に魅力的なプロジェクトに十分な資本を調達しなければならないが，これらのプロジェクトは資本，発展，運営，規制リスクの影響を受けるが，これらのリスクは上記の見出しで議論されている我々の業務.業務持続的な資本支出が必要だ。私たちはキャッシュフローを運営することでこれらの投資に資金を提供することができないかもしれないし、満足できる条項や必要な追加資本を得ることができないかもしれません。これは私たちの石油と天然ガスの埋蔵量や生産量を減少させる可能性があります。私たちの資本計画もまた、規制や許可リスクを含めてリスクの影響を受けやすく、これらのリスクはその実施に大きな影響を与える可能性がある“会社は2020年の計画資本支出を減らし、新冠肺炎の影響とオペック+の行動に対応し、2020年の生産にマイナス影響を与えた。私たちはその後、2021年の計画資本支出を増加させたが、将来の大口商品に対する需要と価格は予想を下回っており、私たちの将来の計画資本に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある
支出する。また、2022年第2四半期から、ライセンス発行遅延とライセンス在庫不足のため、2022年資本発展計画を調整しました。カリフォルニアの持続的な規制不確実性のため、私たちの2023年資本計画は、2023年にクーン県のEIRに基づいて新しい油井の許可証を発行しないという仮定に基づいている。2024年までに新たな掘削許可証を取得できなければ、明らかにされていない未開発埋蔵量の損失を招く可能性が高く、これらの埋蔵量は2024年末に満期になる。
長期的に見ると、私たちの生産量と埋蔵量の持続的な低下は、私たちの運営キャッシュフローと私たちの資産価値が減少するため、私たちの流動性と債務返済能力を減少させるだろう。
石油と天然ガスの掘削と生産は多くの不確実性に関連しており、これらの不確実性は私たちの業績に悪影響を及ぼすかもしれない。
我々の開発、生産、買収活動の成功は、掘削が商業的に実行可能な生産を生じないか、あるいは私たちの推定埋蔵量の引き下げを招く可能性があるリスクを含む、我々がコントロールできないリスクの多くの影響を受けている
·生産反応が悪い
·リサイクル技術の応用に力が入らない；
·掘削、井戸の完成、刺激、装備、操作、メンテナンス、廃棄油井の費用増加
·設備故障、事故、環境危害、悪天候条件、許可または施工遅延、所有権紛争、地上通路紛争およびその他の事項による遅延または費用超過；
·地球物理と地質分析、生産データ、工学研究に対する誤解。
他の要素は、私たちの業務を延期またはキャンセルするかもしれません
·許可または他の制限、水処理、温室効果ガス排出、蒸気注入、および油井刺激の制限、例えばカリフォルニア州の最近の亀裂勾配以上の循環蒸気の制限など、規制要件および手順による遅延
·地質構造における圧力や不規則現象；
·製造または圧力維持のための蒸気用水を含む、設備、合格者、または供給の不足または遅延；
·生産またはパイプライン輸送施設への遅延；および
•私たちの一部の電力需要を提供するユーティリティは、火災の危険を回避するために強制停電し、季節的強風に関連する線路を検査し、季節的強風が最近発生し始め、私たちの運営に影響を与える可能性がある。
これらのリスクのいずれも、人身傷害または生命損失、財産、備蓄と設備の損傷、汚染、環境汚染と監督管理処罰を含む重大な損失をもたらす可能性がある。
私たちは計画された時間や私たちが確定した場所を掘削しないかもしれない
私たちは特に今後数年間の掘削場所を決定しており、これは私たちの長期成長戦略の重要な構成要素だ。私たちの実際の掘削活動は現在確定されている活動とは大きく違うかもしれない。例えばカリフォルニア州で最近採択された挫折したルールのような立法や規制の発展は、私たちの計画中の掘削活動を阻止するかもしれない。さらに、“-規制事項に関連するリスク”の節で述べたように、新しい規制および立法活動は、私たちの計画に従って私たちの物件の開発に必要な許可証の承認に必要な重大な遅延または低下を招き、および/または追加的なコストを発生させる可能性がある。もし将来これらのプロジェクトで掘削結果が経済を実現するために十分な埋蔵量を確立できなければ
帰ってきたら、私たちはこのようなプロジェクトの掘削や開発を減らすかもしれない。したがって、私たちはこれらの予想される掘削場所や私たちが決定した他の掘削地点が掘削されるか、またはこれらの掘削地点から石油や天然ガスを経済的に生産できるかどうかを保証することはできない。しかも、もし私たちがレンタルした土地で生産を確立しなければ、私たちのいくつかのレンタル契約は満期になるかもしれない。今後3年で満期になる賃貸契約がカバーする総合純面積は、2022年12月31日の総純面積の約3%を占めている。
石油と天然ガス産業の競争は非常に激しく、これは私たちが資産を獲得し、石油や天然ガスを販売し、訓練された人員を得ることをより難しくする
私たちの将来の成功は、競争の激しい環境で私たちの資産を運営するために、適切な物件を評価、選択、獲得し、私たちの製品をマーケティングし、熟練した人材を得ることにかかっています。また、石油と天然ガス産業は投資可能な資本に対しても激しい競争がある。私たちの多くの競争相手は私たちよりも多くの財政、技術、そして人員資源を持って採用している
私たちは、買収された業務や資産を魅力的に買収したり、成功させたり、魅力的な合弁企業に入ることができない可能性があり、それができない場合は、私たちの業務を混乱させ、成長能力を阻害する可能性があります。
私たちが魅力的な買収を確定したり完成させることができる保証はない。私たちの2023年の資本支出予算は石油と天然ガス資産の買収に何の金額も割り当てていない。もし私たちが買収を行うなら、私たちはキャッシュフローを使用したり、追加資本を求める必要があり、両方とも本節で議論した不確実性の影響を受けるだろう。競争はまた私たちが買収を完了する費用を増加させるかもしれないし、私たち自身を自制させるかもしれない。私たちの債務配置は私たちが合併や合併取引を行い、特定の債務を発生させる能力に制限を加えた。私たちの既存の債務協定には制限的な契約があり、私たちの成長、財政的柔軟性、および私たちがいくつかの活動に従事する能力を制限するかもしれない。また、買収の成功は、買収した業務を我々の既存業務に効率的に統合する能力に依存し、予測不可能な困難に関わる可能性があり、比例しない管理や財務資源が必要となる可能性がある。
私たちは私たちの生産蒸気を運営するために私たちの熱電併給施設に依存している。余剰電力の販売契約、経済市場価格、規制条件は、これらの施設の私たちの業務に対する経済的価値に影響を与える
私たちは4つの熱電併給施設に依存しており、それらを合わせて、約16%の蒸気容量と約55%のカリフォルニア場電力需要を市場価格より低い価格で提供している。私たちのコストをさらに相殺するために、私たちは長期契約に従って過剰電力をカリフォルニア公共事業会社に売却しました。これらの会社は私たちのいくつかのコージェネレーション施設で生産されています。もし私たちが負けたら、割引条項で更新できない、あるいはこのような契約を置き換えることができない場合、現在受け取っているコストの相殺を実現できないかもしれません。私たちがこれらの施設から利益を得る能力も、私たちが過剰な電力を生産し続ける能力や商品価格変動の影響を受けている。例えば，2021年の間に電力売上高が1000万ドル，あるいは38%増加したのは，夏季にピーク電力価格を受信した場合の単位売上高が高く，天然ガス価格が前年比上昇したためである。また、電気価格の市場変動やカリフォルニア州の規制変化は私たちのコージェネレーション施設の経済性に悪影響を及ぼす可能性があり、蒸気価格のどのような上昇も私たちの運営コストに大きな影響を与える可能性がある。新しい蒸気源や代替蒸気源を見つけることができず、既存の蒸気源を失ったり、設置遅延に遭遇したりすると、私たちの重油資産生産を最大限に利用できない可能性があります。もし私たちが電力源を失ったら、私たちは私たちが交渉できる電気価格の影響を受けるだろう。我々の電力販売契約のより詳細な議論については、“項目1と2.業務·物件−運営概要−電力”を参照されたい
私たちの生産物件は主にカリフォルニア州にあり、これは私たちがこの地理的地域に集中して運営する関連リスクの影響を受けやすい。
私たちは主にカリフォルニア州で業務を展開しています。カリフォルニアはアメリカの石油と天然ガス業務の監督管理が最も厳しい州の一つです。このような地理的集中は私たちの業務の成功と利益に比例しない影響を与えて、私たちは現地の価格変動、州あるいは地区の法律法規の変化、政治リスク、限られた買収機会に直面させて、これらはすべて私たちが最も多くの運営経験を持っていることです
インフラ、限られた貯蔵選択、干ばつ条件とその他の地域の需給要素は、収集、パイプラインと輸送能力の制限、潜在顧客の限られた、インフラ能力及び掘削プラットフォーム、設備、油田サービス、供給と労働力の可用性を含む。私たちは本節の他の部分で、私たちのカリフォルニア業務が直面しているこのような具体的なリスクについてより詳細に議論します
私たちの行動の大部分はカリフォルニア州にあり、大部分の行動は火災、土石流、地震、洪水、あるいは他の自然災害や極端な天気事件によって破壊される可能性のある地域で行われる。
我々は現在カリフォルニア州で知られている野火と土石流地域および地震断裂帯付近で行動している。火災、土石流、洪水、干ばつ、地震のような将来の自然災害や極端な天気事件は、私たちの運営の大量の中断と遅延、設備の損傷や破壊、私たちの製品輸送を阻止または遅延させ、追加費用を発生させる可能性があり、これは私たちの業務、財務状況、および運営結果に悪影響を及ぼすだろう。また，我々の施設は交換が困難であり，修理や交換にはかなりの準備時間が必要である.例えば、2022年12月、深刻な冬の嵐によりカリフォルニアの運営が挑戦に直面し、生産が停止し、天然ガス価格が大幅に上昇した。2023年第1四半期、洪水を含む極端な不利な気象条件が引き続き存在し、私たちの運営と生産水準に影響を与えた。気候変化の潜在的な影響のため、このような事件はもっと頻繁に起こるかもしれない。地震、土石流、火災、洪水、その他の自然災害に対する私たちの保険は、私たちの施設のすべての損失をカバーするのに十分ではなく、特定の状況での私たちの損失を補うのに十分ではないかもしれませんし、受け入れ可能な条項で私たちにサービスを提供し続けることができないかもしれません。
運営問題や第三者は商業的に合理的な条項や他の方法で十分な施設やサービスを提供することができないか、あるいは私たちが生産した商品の市場への参入を制限するかもしれません。
私たちの石油、天然ガス、天然ガス生産を販売する能力は、油田のパイプライン、製油所と端末施設の生産、このような施設の生産能力の競争、このような施設の損傷、閉鎖と回転、およびそれらが私たちの製品を収集、輸送、または加工する能力を含む多くの要素に依存する。もし私たちが商業的に合理的な条項や他の方法でこれらの施設を得ることができなければ、私たちはいくつかの生産を閉鎖したり、炭化水素を発見した後に掘削計画と商業生産を延期または停止させたりすることができるかもしれない。私たちは依存し、将来的には第三者施設に依存して、私たちの製品の保存、加工、転送などのサービスを提供することが予想されます。私たちが準備を開発して売却する計画は、第三者が商業的に合理的な条項や他の条件で十分な施設やサービスを提供することができないか、または大きな悪影響を受ける可能性があります。もし私たちが生産した大口商品の市場進出が制限されれば、私たちのコストは増加する可能性があり、私たちの予想される生産量の増加は影響を受けるかもしれない。
私たちは悲劇的な事件で大きな損失を受け、重大な責任クレームに直面するかもしれない。私たちはこのようなリスクのために保険をかけていないかもしれないし、私たちの保険はこのようなリスクから私たちを保護するのに十分ではないかもしれない
私たちはすべての保険に全額保険をかけていません。私たちの石油と天然ガスの探査と探査活動は、火災、爆発、石油と天然ガス漏れ、油漏れ、パイプラインと貯蔵タンクの破裂及び許可されていない排出塩水、油井シミュレーションと完了液、有毒ガス或いはその他の汚染物の地面と地下環境への侵入、設備故障と工業事故などのリスクの影響を受ける可能性がある。私たちは私たちの顧客と他の市場参加者(例えば製油業者)を通じて間接的に似たようなリスクに直面している。地震、洪水、土石流、火災、干ばつ、伝染病、テロ、および他の業務停止または減少をもたらす他の悲劇的な事件は、私たちの業務と私たちの地域社会に悪影響を及ぼすかもしれない。例えば、公共事業会社は、風が吹いている間にカリフォルニアで野火が発生しないように電力サービスを一時停止し始めており、これは未加入の業務中断リスクである。提示されたリスクに対して保険が入手可能なコストが高すぎると考えると、特定のリスクを獲得しない保険を獲得できないか、または選択できない可能性がある。
私たちは重大な責任を招く可能性のある法的手続きに巻き込まれるかもしれない。
多くの石油や天然ガス会社と同様に、私たちの正常な業務過程で、私たちは時々、所有権、特許権使用料または契約紛争、規制コンプライアンス問題、人身傷害や財産損害の問題など、様々な法律や他の手続きに関連している。このような法的手続きは本質的に不確実であり
彼らの結果は予測できない。結果にかかわらず、法的費用、経営陣の移転、その他の人員の注意力などの要因により、このような訴訟は私たちに実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。さらに、1つまたは複数のそのような訴訟の解決は、責任、契約または他の権利の喪失、罰または制裁、および私たちのビジネス慣行を変更する必要がある判決、同意法令または命令をもたらす可能性がある。このような賠償責任，処罰や制裁の課税費用が不足している可能性があるが，法律手続きや他の手続きに関する課税費用や損失範囲を決定する判決や推定は時期によって大きく変化する可能性がある.
高度管理者や技術者の流失、あるいは新たな実行指導者チームへの適応に成功できなかったことは、私たちの業績や運営に悪影響を及ぼす可能性があります。
私たちは私たちの高級管理者と技術者のサービスに依存して、奪われるかもしれない。私たちはメンテナンスもしないし、このような個人のサービス損失のためにどんな保険も購入するつもりはありません
2022年11月には、2023年1月1日から最高経営責任者から執行議長への移行、取締役会メンバーの役割を一時的に保留し、新管理チームの戦略顧問を務め(2023年3月4日終了)、新たな最高経営責任者(廃止された元最高経営責任者)、総裁(前総法律顧問兼会社秘書)、最高財務官(私たちの最高会計責任者、総法律顧問、会社秘書(前副総法律顧問)も保持している)を含む管理チームの重大な変動を発表した。新たに任命された幹部チームは会社や私たちの業界で豊富な経験を持っているにもかかわらず、今回の指導部交代は私たちの管理スタイル、運営、戦略を変化させる可能性がある。いかなる重大な指導部の変動や上級管理職の交代も内在的なリスクに関連しており、安定した引き継ぎが確保されていない場合は、我々の戦略計画、業務実行、将来の業績を阻害する可能性がある。特に、このいずれかまたは将来の指導部交代は、深い機関や技術知識を持つ人員の流出や、業務戦略や目標の変化を招く可能性があり、増加したコスト、運営効率の低下、戦略的変化、従業員の士気や生産性の低下、人員流出率の増加により、私たちの運営や従業員や顧客との関係を乱す可能性がある。もし新しい指導チームへの移行に成功しなかった場合、私たちの技術者を誘致し、維持する能力に影響を与え、私たちの運営業績、業務と財務状況に不利な影響を与える可能性がある。
情報技術と運営障害やネットワーク攻撃は私たちに大きな影響を与える可能性がある。
私たちは電子システムとネットワークに依存して私たちの業務をコミュニケーション、制御、管理し、私たちの財務管理と報告情報を準備します。我々のサイトやシステムのユーザアクセスとセキュリティは我々が運営する重要な要素であり，クラウドセキュリティとネットワークセキュリティイベントの保護も同様である.これらのシステムおよびネットワークからの正確なデータおよびこれらのシステムおよびネットワークへのアクセスがなければ、トラフィックをコミュニケーション、制御、管理する能力は悪影響を受ける可能性がある。
私たちは、許可されていない敏感な情報へのアクセスや、データやシステムが使用できないネットワークセキュリティ脅威、加工工場やパイプ、テロ行為の脅威など、当社の施設やインフラや第三者施設やインフラの安全に対する脅威を含む様々なセキュリティ脅威に直面しています。私たちはサイバーセキュリティ事件を経験したが、それによって私たちの業務と運営に実質的な悪影響を与えなかった。我々は、セキュリティ脅威を監視·軽減し、私たちの情報、施設、インフラの安全性を向上させるための様々なプログラムや制御措置を実施しており、資本や運営コストの増加を招く可能性がある。しかも、このような手続きと制御措置がセキュリティホールの発生を防ぐのに十分であることは保証されない。セキュリティホールが発生した場合、敏感な情報、私たちの運営に重要なキーインフラまたは機能の損失、指向性エラーのシンク、または他の有害事象を引き起こす可能性があります。もし私たちが攻撃に遭遇し、私たちのセキュリティ措置が失敗した場合、私たちの業務と私たちのコミュニティに深刻な潜在的結果をもたらし、私たちの名声を損なう可能性があり、救済行動、業務損失または潜在的責任(規制法執行、プライバシーまたは証券法律法規の違反、個人または集団訴訟クレームを含む)による経済的損失を招く可能性がある。
エネルギー業界はデジタル技術に依存して日常的に運営されており，移動通信機器の使用が急速に増加している。監視およびデータ収集(“SCADA”)システムのような工業制御システムは、遠隔地の複数の地点を含むことができる大規模なプロセスを制御することができる。同社の技術，システム，ネットワークは，そのSCADAシステム，およびその業務パートナーの技術，システム，ネットワークがネットワーク攻撃やセキュリティホールの目標となる可能性がある.
環境、社会、およびガバナンス(ESG)問題への日々の関心は、私たちのサービスに影響を与える可能性があります。
ますます多くの関心と社会的期待会社は、気候変動および他の環境および社会への影響、投資家および社会の自発的なESG開示に対する解釈、および代替エネルギー形態に対する消費者の需要の増加は、コスト増加、わが製品への需要減少、利益減少、調査と訴訟の増加、および私たちの株価と資本市場へのマイナス影響を招く可能性がある。例えば、気候変動や環境保護への関心は、石油や天然ガス製品への需要転換や、より多くの政府調査や私たちに対する個人訴訟を招く可能性がある。このような責任は、社会的圧力または政治的または他の要因に関連する範囲で、私たちが主張する損害の原因や貢献、または他の軽減要因を考慮することなく適用されてもよい。我々は、我々のサービスおよび製品のESGイメージを改善するために、様々な自発的なフレームワークおよび認証計画に参加する可能性があるが、このような参加または認証が、我々または我々の製品のESGイメージに期待される結果をもたらすことを保証することはできない。
さらに、我々は、ESG事象について自発的に開示を作成および配信することができるが、このような自発的開示における多くの陳述は、現在または実際のリスクまたはイベントまたは予期されたリスクまたはイベントを代表するか、または代表しない可能性のある予測(関連コストを含む)の仮定および仮定に基づくであろう。このような期待および仮定は、必然的に不確実であり、関連する時間が長く、多くのESG事象を決定し、測定し、報告する既定の単一の方法が不足しているので、誤ったり、誤解されやすい可能性がある。さらに、私たちはまた近い将来に様々な自発的なESG目標を発表するかもしれないが、これらの目標には抱負がある。これらの目標は、これらの成果の実現に関連する予見不可能な費用または技術的困難を含むが、これらの目標を最初に想定された方法またはスケジュールで達成することはできないかもしれない。これらの目標を達成した限り、購入は、我々のESG業績の実際の変化ではなく、我々のESGの影響を軽減するとみなされる可能性のある様々なクレジットまたは補償を含む様々な契約スケジュールによって達成されることができる。しかし、多くの企業が純ゼロ目標を実施する需要が増加しているため、または信頼の良い第三者登録機関に依存しているにもかかわらず、私たちが購入した補償がそれらに代表される削減に成功することを保証することはできない。さらに、これらの憧れの目標があるにもかかわらず、投資家、融資者、または他の団体から圧力を受ける可能性があり、より積極的な気候またはESGに関連する他の目標をとることが要求されるかもしれないが、潜在的なコストや技術的または操作障害のために、これらの目標を達成することができるという保証はない。
また、会社のガバナンス及び関連事項に関する情報を投資家に提供する組織は、会社のESG事項の処理方法を評価するための格付けプログラムを作成している。そのような評価はいくつかの投資家たちによって彼らの投資と投票決定に情報を提供するために使用される。不利なESG格付けは、投資家の私たちまたは私たちの顧客に対する負の感情を増加させ、投資を他の業界に向ける可能性があり、これは、私たちの株価および/または私たちが資金を得る機会およびコストに悪影響を及ぼす可能性がある。さらに、ESGイベントが私たちの名声に悪影響を及ぼす場合、効果的な競争ができない可能性があり、従業員を募集または維持することができず、私たちの運営に悪影響を及ぼす可能性がある。
削減目標、他の環境目標、または他のいくつかの社会問題に関連する約束のようなESG事項に関する公開声明は、潜在的な“グリーン洗浄”のリスクに関連する公共および政府当局のより厳しい審査を受けるようになっている即誤った情報または虚偽の宣言は、潜在的なESG利点を誇張する。例えば、2021年3月、米国証券取引委員会は執行局において、グリーン化を含む潜在的な持続可能な開発問題に関する不適切な行為を識別して解決するために、気候および持続可能な開発問題特別ワーキンググループを設立した。いくつかの非政府組織および他の個人行為者も、いくつかのESG声明、ターゲットまたは基準が誤った、虚偽、または他の詐欺性を有すると主張する様々な証券および消費者保護法に基づいて訴訟を提起する。私たちは個人的な当事者や
私たちのESG作業に関連する政府当局。しかも、私たちまたは私たちの業界内の他の人たちのためのすべての白色化疑惑は、さらなる否定的な感情と投資移転をもたらす可能性がある。さらに、ESGに関連するさらなる関心および審査を遵守して誘導しようとすると、増加するコストに直面する可能性がある
このようなESG問題はまた、我々の顧客またはプロバイダに影響を与える可能性があり、これは、私たちのサービス、財務状態、または運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちは不況や新冠肺炎などの公衆衛生事件の影響を受けており、これらの事件は私たちの製品の需要や市場価格に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
新冠肺炎疫病は全世界経済に不利な影響を与え、その他の以外に、旅行制限、企業閉鎖、隔離とその他の強制と自己適用の行動制限を招く。新冠肺炎或いは別の大流行の深刻性、規模と持続時間、すでに或いは取る可能性のある抑制或いは治療の行動の程度、及び全体経済、特に原油価格への影響は、すべて不確定、迅速な変化と予測困難である。このような不確実性は、運営費用の削減と資本支出の低減を含むコスト削減を迫る可能性があり、このような行動は、将来の生産や私たちの備蓄に悪影響を及ぼす可能性がある。もし私たちの従業員が病気、隔離、政府行動、あるいは疫病に関連する他の制限で仕事をしたくない、あるいは仕事ができないなら、私たちは労働力不足に直面するかもしれない。もし私たちのサプライヤーが私たちに必要な材料、用品、サービスを提供できなければ、私たちは運営を一時停止する必要があるかもしれない。また、大口商品価格の変化の影響を受けており、大口商品価格は変動し続けている可能性がある。私たちは大流行が私たちの業務業績に与える悪影響の持続時間と程度を予測できません
また、新冠肺炎の流行やそれによる世界的なビジネスや経済環境の悪化が私たちの業務や財務業績に悪影響を及ぼす場合、本明細書の“リスク要因”に記載されている多くの他のリスクを悪化または悪化させる効果もある可能性がある。
私たちの財務状況に関連するリスク
私たちは私たちの純営業損失の一部の繰越と他の税金属性を使って、私たちの未来のアメリカ連邦と州所得税義務を減らすことができないかもしれません。これは私たちのキャッシュフローに悪影響を及ぼすかもしれません。
私たちは現在大量のアメリカ連邦と州純営業損失(“NOL”)の繰越とアメリカ連邦一般業務信用を持っています。私たちがこれらの税金属性を利用して私たちの未来のアメリカ連邦と州所得税義務を減らすことができるかどうかは、私たちの将来の課税収入を含めて多くの要素に依存しており、これは保証できません。また、NOL繰越その他の税務属性を使用する能力は、改正された1986年の国内税法(以下、“税法”と略す)第382節および第383節の大きな制限を受ける可能性がある。この規則のこれらの条項によれば、ある会社が“所有権変更”(この規則第382条に定義されているように)を経験した場合、その会社が変更前の純資産繰越や他の税務属性を使用する能力が大きく制限される可能性がある
規則382条に基づいて制限が技術的であり、非常に複雑であることが決定された。一般に、1つまたは複数の株主(または株主グループ)が少なくとも会社の5%の株式を保有していると考えられる場合、3年間のスクロール期間中に、彼らの持株比率が最低持株割合より50ポイント以上増加すると、会社の所有権が変化する。私たちは将来的に規則382条の規定に従って所有権変更を行うかもしれない。もし所有権が変化すれば、私たちはNOL繰越と他の税金属性を利用して将来のアメリカ連邦と州所得税義務を減少させる能力が実質的に制限される可能性があり、これは私たちのキャッシュフローに不利な影響を与えるかもしれない。
私たちの業務は持続的な資本支出を必要とする。私たちはキャッシュフローを運営することでこれらの投資に資金を提供できないかもしれないし、満足できる条項でも、必要な追加資本を得ることができないかもしれません
私たちの石油と天然ガスの埋蔵量や生産量は減少している。私たちの資本計画もまた、規制や許可リスクを含むリスクの影響を受けやすく、これらのリスクはその実施に実質的な影響を与える可能性がある。
私たちの産業は資本集約型です。私たちの2023年の資本支出予算は9500万ドルから1.05億ドルの間で、CJWSの約800万ドルの資本は含まれていない。私たちの将来の資本支出の実際の金額と時間は、大口商品価格、実際の掘削結果、掘削プラットフォームと他のサービスと設備の利用可能性、許可証の利用可能性、および私たちが許可証をタイムリーまたは根本的に獲得する能力、法律と規制手続きおよびその他の制限、および技術と競争発展を含むため、私たちの推定と大きく異なる可能性がある。私たちの現在の2023年資本計画は私たちが許可を得たか、あるいは既存のCEQA分析を完成した年内に掘削した新しい油井に重点を置いており、その他の方面は井戸の修理と他の既存の油井に関連する活動に重点を置いている。カリフォルニア州の持続的な規制不確実性のため、資本計画の準備は、2023年にクーン県のEIRに基づいて新しい油井の許可証を発行しないという仮定に基づいている。また、大口商品価格が現在の水準から低下したり、持続的に下落したりすると、資本支出を減少させる可能性があり、これは私たちの生産成長能力にマイナスの影響を与えるだろう。現在と未来の法律法規は私たちが私たちの掘削計画と開発と最適化プロジェクトを実行することを阻止するかもしれない
私たちは、2023年の資本支出は、2022年に超過自由キャッシュフローとして設立された現金を加えて、私たちが運営するキャッシュフローによって資金を提供することが予想される。しかし、私たちの運営キャッシュフローと、このようなキャッシュフローと現金が不足していることが証明された場合、資本を得る機会は、多くの変数の影響を受ける
•私たちの既存の油井で生産できる炭化水素の量とこれらの油井を市場に出す能力は
•私たちの製品の販売価格と運営費用
•私たちは保証計画の成功を約束しました
•私たちが新たな埋蔵量を取得し、位置を特定し、生産する能力を含むことが明らかになった
•私たちの2021年のRBLローンメカニズムの下での借金能力は
•資本市場に進出する能力もあります
もし私たちの2021年のRBL融資メカニズムの下での収入や借金基数が石油、天然ガス、NGL価格の下落、必要な許可証の不足、その他の運営困難、埋蔵量の低下、あるいは任意の他の原因によって減少した場合、私たちは現在のレベルの運営と成長を維持するために必要な資本を得る能力が限られている可能性がある。追加的な資本が必要であれば、私たちは私たちが受け入れられる条件で債務や株式融資を得ることができないかもしれない。いかなる追加の債務融資も利息コストをもたらし、資金を私たちの商業活動から分流させ、これは逆に私たちの埋蔵量と生産量を低下させる可能性がある。もし私たちの業務によって発生したキャッシュフローや2021年のRBLローンメカニズムでの利用可能な借金が私たちの資本要求を満たすのに十分でなければ、追加融資を得ることができないと、不動産開発に関連する業務が減少する可能性があります。“プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の討論と分析--流動資金と資本資源”を参照
インフレは私たちの運営費用と資本コストを含めて、私たちのコストを制御する能力に悪影響を及ぼすかもしれない。
2021年から2022年までの大部分の期間、米国のインフレ率は着実に上昇してきた。このようなインフレ圧力はCOVID疫病によるサプライチェーンの中断、需要増加、労働力不足などの要素によるものであり、2022年2月下旬に開始されたロシアとウクライナの間の衝突を含む。業界の他の会社と同様に、私たちの経営コストもインフレ圧力を経験して、つまりインフレ圧力は私たちの商品、サービスと人員コストを上昇させ、更に私たちの資本支出と運営コストを上昇させます。インフレ率は2022年末に安定し始め、今年よりも早く経験したレベルよりも低下しているが、このようなインフレ圧力と促進要因が2023年まで続くかどうかを正確に予測することはできない。インフレが高止まりすれば、私たちの運営コストは天然ガス調達と油田サービスを含むさらに上昇するかもしれない
上昇し続ける石油、天然ガス、天然ガス価格がわが事業地域の掘削活動を増加させ、労働力コストの増加により、石油や設備の価格が上昇している。石油、天然ガス、天然ガス価格の上昇は材料とサービスコストの上昇を招く可能性がある。私たちはインフレ率の未来の傾向を予測することができません。もしインフレ率が大幅に上昇すれば、私たちはより高い大口商品価格と収入を通じてより高いコストを回収することができません。これは私たちの業務、財務状況、運営業績に否定的な影響を与えます。
私たちのヘッジ活動は私たちが大口商品の価格上昇のメリットと潜在収益を十分に実現する能力を制限します。
私たちは石油と天然ガスマーケティングで直面している価格リスクを管理し、大口商品の価格変動に対する経済の開放を軽減し、私たちのキャッシュフローを保護することで、私たちの財務力と流動性を確保するためにヘッジを行う。また、2021年のRBLローンメカニズムのヘッジ要求を満たすためのヘッジも行っている。2021年のRBL融資メカニズムは、(I)2021年のRBL融資メカニズムの発効日後24ヶ月および例年の毎年5月1日と11月1日(例年の5月1日と11月1日)、少なくとも75%の合理的な予測原油生産量の少なくとも75%が、我々が明らかにした開発生産(PDP)埋蔵量から、および(Ii)少なくとも50%の合理的な予測原油生産量から、以下の最低名義数に維持することを要求する。最低ヘッジ要求日から最低ヘッジ要求日の後の36番目の完全カレンダー月までの間の各完全暦(最低ヘッジ要求日の後の25番目の完全暦を含む)。しかしながら、上記(I)および(Ii)条の各々については、ヘッジする名目取引量は、任意の空売りまたは他の同様の派生ツールの名義取引量を減算するものとみなされなければならず、このような売権または他の同様の派生ツールの役割は、“下限”以下の商品価格リスクを受けることである。その中に記載されている最低ヘッジ要件およびヘッジに関連する他の制限に加えて、2021年のRBL融資メカニズムは、私たちの商品ヘッジ契約の制限を含み、これらの制限は、私たちがヘッジ契約(I)期間が48ヶ月を超えるか、または(Ii)名義取引量を超えることを阻止する(他の対沖と計算すると、実際にはすでにヘッジ取引量のベーススワップ期間を含まない)、このヘッジ契約が実行された日までに超過する, 私たちが合理的に予測した原油生産量の90%は、このようなヘッジプロトコル締結後の毎月のために使用され、上記の数量制限は、対応するコール、下落またはスワップとは無関係なコールまたはコールオプション契約に適用されないことを前提としている。
このような取引は、石油や天然ガスの価格変動の影響を減らすことを目的としているが、使用するヘッジツールによると、石油と天然ガスの価格がヘッジ機関が決定した価格を大幅に上昇させたり、大口商品の価格変動やその他の状況に依存した財務損失リスクに直面させたりすれば、このような取引は私たちの潜在的な収益を制限する可能性がある。私たちがヘッジ収益を達成する能力は、これらの契約の相手側がその財務義務を履行することにも部分的にかかっている。もし私たちのどんな取引相手も未来に彼らの義務を履行できなければ、私たちはもっと大きなキャッシュフローの変動に直面するかもしれません。これは私たちの流動性に影響を与えるかもしれません。
天然ガスと石油との価格差を十分に保護するために、十分な固定価格購入または他のヘッジプロトコルを締結しないか、またはエネルギー当量に基づいて十分な量の天然ガスを得ることができないか、または他の方法で十分な量の天然ガスを得ることができず、経済的または理想的なレベルで蒸気作業を行うことができず、私たちの大口商品価格リスク管理活動は、価格上昇から十分な利益を得ることを阻止し、他のリスクに直面させるかもしれない。
カリフォルニアの重油を開発するためには、天然ガスを使って蒸気を経済的に生産しなければならない。私たちは固定価格購入協定と他の対沖取引を締結することで、天然ガスの潜在的に利用不可能、定価上昇、価格変動に対するリスクを減少させる開放を求めている。私たちはスワップ、コール、その他の対沖取引を通じて、潜在価格の上昇と石油価格の変動に対する開放を減らすことを求めています。私たちは、エネルギー当量に基づいて天然ガスと石油との間の価格差の縮小を十分に防止するために、または十分な量の天然ガスを得ることができないか、または経済的に、または必要なレベルで私たちの蒸気作業を行うのに十分な量の天然ガスを得ることができないか、または選択できないかもしれない
また、私たちは最低名目取引量(I)の少なくとも75%に基づいて大口商品のヘッジを維持することを要求する2021年のRBL融資メカニズムのヘッジ要求を満たすためのヘッジを行った(三方向カラーを除く)
2021年のRBLローンメカニズムの発効日後の24個の完全暦および各日数の各5月1日および11月1日の後、我々のPDP備蓄から原油生産量を合理的に予測し、(Ii)各このような最低ヘッジ要求日の後の25番目の完全カレンダー月から(各このような最低ヘッジ要求日の後の36番目の完全カレンダー月を含む)間、私たちのPDP備蓄のうち少なくとも50%の合理的な予測原油生産量；しかしながら、上記(I)および(Ii)条の各々については、ヘッジする名目取引量は、任意の空売りまたは他の同様の派生ツールの名義取引量を減算するものとみなされなければならず、このような売権または他の同様の派生ツールの役割は、“下限”以下の商品価格リスクを受けることである。その中に記載された最低ヘッジ要件および他のヘッジに関する制限に加えて、2021年のRBL融資メカニズムは、私たちの商品ヘッジ値の制限を含み、これらの制限は、私たちがヘッジ契約(I)期限が48ヶ月を超えるヘッジ協定を達成することを阻止するか、または(Ii)名義取引量(当時対沖した取引量とのベース差が満了した場合)が、このヘッジ協定が署名された日に、私たちのPDP備蓄が原油生産量の90%を合理的に予測することを阻止する。前提は、上述した出来高制限が、対応するコール、下落またはドロップに関係なく、下落またはコールオプション契約に適用されないことである。
私たちの大口商品価格リスク管理活動や2021年のRBLメカニズムのヘッジ要求は、価格上昇から十分に利益を得ることを阻止するかもしれません。しかも、私たちのヘッジは主な石油と天然ガス指数に基づいており、これは私たちが現地で実現した価格を完全に反映できないかもしれない。したがって、私たちが得た価格保護は現地価格の低下を完全に相殺できないかもしれない。
2022年12月31日まで、私たちは以下の大体の数量と価格で天然ガス購入をヘッジしました：2023年に1日4.58万Mmbtu、1 Mmbtuあたり5.14ドル。
私たちの商品価格リスク管理活動は、場合によっては、以下の場合を含む財務損失のリスクに直面させる可能性があります
•私たちのヘッジまたは他の価格リスク管理契約の取引相手は、これらの手配の下で履行できなかった
•一つの事件が石油と天然ガス価格に及ぼす実質的な影響は私たちの派生商品の方向とは逆だ。
私たちの既存の債務協定には制限的な契約があり、私たちの成長、財政的柔軟性、そして私たちが特定の活動に従事する能力を制限するかもしれない。また、2021年のRBL融資メカニズムでの借入基数は定期的に再決定される可能性があり、私たちの貸手は私たちが投資できる資本を減少させる可能性がある
2021年のRBL融資メカニズム、2022年のABL融資メカニズム、2026年の債券を管理する契約は制限的な契約があり、これらの契約は私たちの成長、財務柔軟性、そして私たちの長期最適な利益に合致する可能性のある活動に従事する能力を制限するかもしれません。このような条約を守らないことは違約事件を招く可能性があり、違約を治癒したり免除しなければ、私たちのすべての債務の加速を招く可能性がある。この協定は私たちの能力を制限することを含む協約を含む
•追加債務を発生または保証するか、または特定のタイプの優先株を発行する
•株主配当金または償還、買い戻し、または配当金または二次債務の支払い；
•資産を譲渡、売却、または処分する
•投資しています
•債務を保護するために一定の留置権を作る
•契約を締結し、私たちの制限された子会社が私たちに配当金やその他のお金を支払うことを制限します
•私たちのすべてまたはほとんどの資産を合併、合併、または譲渡します
•将来の生産量や金利をヘッジします
•期限までに何らかの債務を返済するか、または早期に返済する
•関連会社と取引します
•貸主の事前の同意なしにいくつかの他の取引に従事する。
また、2021年のRBL融資メカニズムと2022年のABL融資メカニズムは、それぞれ、このような比率を遵守できない場合には、いくつかの財務比率を維持したり、債務を減少させたりすることを要求しており、将来の業務低迷を防ぐために資金を借り入れる能力を制限したり、他の方法で必要な会社活動を展開したりする可能性がある。私たちはまたこのような制限によって発生したビジネスチャンスを利用することを阻止されるかもしれない。
また、2021年のRBL融資メカニズムにはヘッジ要求があり、石油と天然ガス価格がヘッジ機関が決定した価格を大幅に上昇させたり、場合によっては財務損失リスクに直面させたりすれば、潜在的な収益を制限する可能性がある。
もし私たちがこのような条約を守らなければ、約束違反を招くかもしれないし、違約を治癒したり免除しなければ、私たちのすべての借金の加速を招くかもしれない。このような状況が発生した場合、私たちは必要なすべてのお金を支払うことができず、このような債務の再融資に十分な資金を借りることができないかもしれない。新しい資金調達があったとしても、私たちが受け入れられる条項ではないかもしれない。
2021年のRBLローンメカニズムで借入可能な金額は、借入基数に依存し、半年ごとに再決定され、我々が明らかにした石油および天然ガス埋蔵量の推定数およびキャッシュフロー、および2021年のRBLローンメカニズム下の行政エージェントまたは貸手の3分の2の貸主が関連すると考える他の情報に依存する。私たちは、行政代理人と貸手は、各定期的な手配の再決定の間に追加的な再決定を要求することができる。さらに、ある資産売却とヘッジ終了、いくつかの他の債務の発生、および2021年のRBL融資メカニズムによって規定された他の事件により、私たちの借金基数は自動的に減少する。例えば、2021年のRBLローンメカニズムは、私たちがいくつかの無担保債務を発生させる範囲で、私たちの借入金ベースは、そのような無担保債務金額の25%に相当し、そのような無担保債務によって再融資されるいくつかの他の債務の金額(あれば)を超えると規定されている。2021年のRBL融資メカニズムでの私たちの借入基数を減らすことは、私たちの業務に投資できる資本を減少させるかもしれません。また、私たちは2021年のRBLローンの一部の返済を要求される可能性があり、再決定後、私たちのこの時点の未返済借金は再確定された借金基数を超えることが条件です。2022年のABL融資メカニズムも借入基盤の調整が必要だ。
2021年のRBLローン、2022年のABLローン、および2026年の手形に関する条項の詳細については、“流動性と資本資源”を参照されたい
私たちは私たちのすべての債務を返済するのに十分な現金を生成できないかもしれないし、債務計画に基づいて私たちが負担する義務を履行するための他の行動を余儀なくされるかもしれない。これは成功しないかもしれない。
2022年12月31日現在、私たちの2026年手形の未返済額は4億ドルで、2021年のRBLローンメカニズムでは未返済借金がなく、利用可能な借入金能力は約1.93億ドルです。CJWSは2022年12月31日現在，未返済の借入金がなく，2022年のABL融資メカニズムによると，CJWSの利用可能な借入能力は1300万ドルである。私たちは計画通りに私たちの債務義務を支払うことができるかどうか、2021年のRBLローンメカニズム、2022年のABLローンメカニズムと私たちの2026年の手形を含むかどうかは、私たちの財務状況と経営業績に依存して、これらの要素は当時の経済と競争条件及びいくつかの私たちのコントロール範囲を超える可能性のある財務、商業とその他の要素の影響を受ける。もし石油と天然ガス価格が長い間低いレベルに維持されたり、さらに悪化したりすれば、私たちの経営活動からのキャッシュフローは、私たちが債務の元金、プレミアム(あれば)と利息を支払うことができるのに十分ではないかもしれない。十分なキャッシュフローや資本資源が不足している場合、私たちは深刻な流動性の問題に直面する可能性があり、債務超過やその他の義務を履行するために、重大な資産や業務の処分が要求される可能性がある。2021年のRBL融資メカニズム、2022年のABL融資メカニズム、および2026年の手形は、現在、資産を処分する能力と、このような処置を使用して得られた収益を制限する能力を制限しています。私たちは処分を完了できないかもしれませんが、このような処置の収益は、当時満期になった債務超過義務を返済するのに十分ではないかもしれません。
大口商品価格の下落、予想資本発展の変化、運営コストの増加或いは油井業績の不利な変化は私たちの資産の帳簿価値の減記を招く可能性がある。
事件や状況の変化が額面が回収できない可能性があることを示した場合、私たちは私たちの石油と天然ガス資産の減価を評価します。期待減値評価を行う際の特定の市場要因や状況，および発展計画，生産データ，経済その他の要因の継続的な評価により，吾などは不動産の帳簿価値を減記することが要求される可能性がある。減記は収益に対する非現金費用を構成する。例えば、2020年第1四半期に、ユタ州とカリフォルニアのある地点の明らかになった物件には、2.89億ドルの非現金税引前資産減価費用が記録されている。
私たちは顧客との信用リスクが高度に集中しており、私たちの一人以上の顧客は彼らの義務を履行できない、あるいは私たちの主要な石油と天然ガスのバイヤーの損失は、私たちの業務、財務状況、運営結果、キャッシュフローに大きな悪影響を及ぼす可能性があります
私たちは石油と天然ガスのバイヤーとの間の信用リスクが非常に集中している。2022年12月31日までの1年間で，PBF Holding，Tesoro Refining and Marketing，Phillips 66の売上高はそれぞれ約33%，16%，10%を占めている。この集中度は私たちの全体的な信用リスクに影響を与える可能性があります。私たちの顧客は同じように経済状況の変化や大口商品の価格変動の影響を受ける可能性があるからです。私たちは私たちの顧客に担保を提供することを要求しない。もし私たちの石油と天然ガスの購入者が破産したら、私たちは私たちの借金を回収できないかもしれない。また、もし私たちがどの主要顧客も失った場合、損失は私たちが顧客に供給すべき地域で私たちの石油と天然ガスの生産と販売を停止または遅延させる可能性がある。
お客様との納入契約条項のため、お客様が製品の納品後2ヶ月近くで私たちに支払うことができることを知らないかもしれません。私たちは私たちの支払い能力を保護するために私たちの顧客に担保を提供することを要求しない。
規制事項に関するリスク
私たちの業務は厳格に規制されており、政府当局は許可と承認を延期または拒否したり、石油や天然ガス探査、採掘、運営、生産活動の許可承認プロセスを含む私たちの業務への要求を変更したりすることができます。油井刺激および他の改善された生産技術、および流体注入または処分活動は、いずれもコストを増加させ、運営を制限し、私たちの業務戦略と計画の実施を延期したり、私たちの変化を招いたりする可能性があります。
石油や天然ガス産業の他の会社と同じように、私たちの業務は一連の複雑で厳格な連邦、州、地方法律法規によって制限されている。連邦、州、そして地方機関はこのような分野での規制の重複権力を主張するかもしれない。我々の業務に影響を与える法律·法規の説明については、“項目1と項目2.企業や物件--健康、安全、環境事項の規制”を参照されたい。全体的に、既存の法律·法規の影響は、私たちの財産の使用を制限することによって、潜在的に私たちの油井の数と位置を制限し、私たちが特定の資産を開発し、特定の作業を行う能力を制限し、私たちの油井が生産できる石油と天然ガスの数を本来可能なレベル以下に減らすことである。これらの法律と法規に適合するためには、立地、掘削、井戸の完成、注液と処置、刺激、運営、維持、輸送、マーケティング、現場救済、退役、廃棄、および水回収と再利用を含む連邦、州、地方政府当局の様々な活動の許可、承認、証明書を取得して保持しなければならない。これらのライセンスは、通常、抗議、控訴、または訴訟の影響を受け、場合によっては、プロジェクト、油井生産、および他の作業を延期または停止する可能性がある。また、業界の規制負担は私たちのコストを増加させるため、資本支出、収益、または競争地位に悪影響を及ぼす可能性がある。不遵守は、行政、民事および刑事罰金および処罰、および遵守されない責任、是正行動、整理または回復のコスト、人身傷害、財産損失またはその他の損失の賠償、および私たちの運営を制限または制限する禁止または声明救済の強制実施につながる可能性があります。
私たちの資産の大部分があるカリフォルニア州はアメリカの石油と天然ガス業務の規制が最も厳しい州の一つであり、私たちの業務は多くの厳しい州、地方、その他の法律法規によって制約されており、これらの法律と法規は私たちの業務を延期したり、他の方法で私たちの業務に悪影響を与える可能性があります。近年、各国家機関は石油と天然ガス活動の管轄権、職責と執行権を大幅に増加させ、これらの国家機関及びある市県はその法規、監督管理解釈とデータ収集と報告要求に対して重大な改訂を行い、2023年にある石油と天然ガス活動の補充規定を発表する計画を示した。さらに、これらの法律および法規のいくつかは追跡力を有している可能性があり、私たちおよび私たちの先輩がコントロールできない事件または条件については、過ち、最初の活動の合法性、または第三者の所有権または統制権を考慮することなく、厳格なまたは連帯責任を負うことが要求されるかもしれない。これらの法律および条例に違反する行為および責任は、重大な行政、民事または刑事罰、救済、自然資源損害、ライセンス修正または撤回、業務中断または閉鎖、およびその他の責任をもたらす可能性がある。このような状況を救済するコストが高い可能性があり、救済義務は私たちの財務状況、運営結果、見通しに悪影響を及ぼす可能性がある
カリフォルニア州でも、私たちは化石燃料の生産と使用を制限するための政策の影響をますます受けている。例えば、2020年9月、カリフォルニア州のガヴィン·ニューザム知事は、同州の化石燃料の供給と需要の削減を求める行政命令を発表した。この行政命令はいくつかの目標を確立し，いくつかの州機関に温室効果ガス排出削減に何らかの行動をとるよう指示したが，これらに限定されないが，内燃機関の販売を段階的に停止すること，カリフォルニア州の石油·天然ガス施設を閉鎖して再利用する戦略の策定，カリフォルニア州立法機関に2024年までに水力圧裂を禁止する新たな法律の制定を呼びかけている。行政命令はまた、CalGEMに石油採掘活動に影響を与える公共健康と安全問題の審査を完了するよう指示し、著しく強化された規制措置を提出した。現在、私たちはこのような行動と提案された実施が私たちの業務にどのように影響するのか予測できない。より多くの情報については、“プロジェクト1と2.ビジネス·物件−健康、安全、環境事項の管理”および“プロジェクト1 A”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営と業界に関連するリスク-私たちのすべてのカリフォルニア事業があるクーン県が石油と天然ガス活動許可証を取得する上で大きな不確実性があり、これは私たちの財務状況、運営の見通し、業績に不利で実質的な影響を与える可能性があります。より多くの情報について、“第1 A項”を参照。リスク要因--私たちの業務や業界に関連するリスク--カリフォルニア州政府が石油や天然ガスの生産を制限する試みは、私たちの業務に負の影響を与え、私たちの業務のある州の化石燃料の需要を減少させる可能性があります“
私たちの業務は、“絶滅危惧種法”またはラット尾松鶏のような様々な野生動物を保護することを目的とした同様の州法が、掘削活動に加えられる季節的または永久的制限に悪影響を及ぼす可能性もある。この制限は私たちの保護区内での作業能力を制限する可能性があり、掘削機、油田設備、サービス、供給と合格者の競争を激化させる可能性があり、掘削を許可する時に周期的な不足を招く可能性がある。脅威または絶滅危惧種またはその生息地を保護するために実施される永久的制限は、いくつかの地域での掘削を禁止することができ、またはコストの高い緩和措置の実施が要求される可能性がある。
私たちの顧客は、製油所や公共事業会社を含め、私たちの製品を顧客に輸送する企業も厳しく規制されています。例えば、連邦と州機関は、より多くの天然ガスと液体収集パイプライン、パイプライン、貯蔵施設を規制することを提案しており、これらの規制は商業コストを増加させ、他の方法で私たちが支払う燃料ガス価格の需要、波動性、および他の側面に影響を与える。一部の市政当局は、新築住宅や商業建築に天然ガス用具やインフラを設置することを制限する規定を制定しており、これは私たちの公共事業顧客の天然ガス小売市場や、私たちが生産する天然ガスの需要と価格に影響を与える可能性がある。
コンプライアンスコストは増加する可能性があり、既存の法律法規の改正や再解釈に伴い、あるいは新しい法律法規が私たちの運営に適用されるにつれて、運営遅延や制限が生じる可能性があり、いずれも過去に発生している。例えば，新しい流体注入法規，許可データ要求および遊休油井退役法規により，我々のコストは最近増加し始めている。例えば、2022年に2000万ドルの資産廃棄債務を支払い、2021年の1900万ドルより増加しました。これは主に新しい遊休によるものです
油井法規とHSEは既存油田の開発に関連するコストと措置に重点を置いている。また、私たちは私たちが過去に経験したように、規制機関の内部プロセスの不足と人的資源制限のため、彼らが私たちの生産プロジェクトと一致するために許可証をタイムリーに処理する能力を阻害することができるかもしれない。
政府当局や他の組織は、空気、土壌と水の質、地面運動や地震や自然資源に関する問題を含む、石油や天然ガス作業の健康、安全と環境問題を研究し続けている。政府当局はまた、石油や天然ガス作業の許可、油井建設と公開開示、環境審査または制限について、新たなまたはより厳しい要求を提出することを提案、提案、または検討している。例えば、数年来、各州と連邦機関は水力圧裂に対してより厳格な審査を行い、審査範囲はより広範な石油と天然ガスの探査と採掘活動に拡大した。これは，石油·天然ガス作業の空気排出のより厳しい規制，水排出の制限，連邦危険廃棄物法律·法規の特定の石油·天然ガス廃棄物の免除，その他の規制の撤廃を呼びかけている。また，別の例として，連邦条約の範囲には近年大きな不確実性が存在しており，許可負担が増加する可能性がある.2015年以降、米国環境保護局とオバマ、トランプ、バイデン政権下の米陸軍工程兵団(以下、陸軍工事兵団)は複数の規則制定を求め、“米国水域”(“WOTUS”)という言葉の範囲を決定しようとしてきたが、いくつかのケースでは、連邦裁判所はこれらの規則制定を撤回している。2022年12月、環境保護局と兵団は、2015年前の定義に基づいて、最高裁判所の既存の裁決·機関指導を組み込むための更新を含む最終改訂WOTUS定義を発表した。新規は2023年1月18日に正式に発表され、2023年3月20日から施行される。しかし、, この新規定はすでに挑戦されており、テキサス州と業界組織は2023年1月18日にそれぞれテキサス州連邦裁判所に提訴した。また、2022年10月、最高裁はサケットは環境保護局を訴えた湿地がWOTUSであるかどうかを決定するための法的テストに関する問題である。最高裁は2023年にこの事件に対する意見を発表する予定で、規制の定義とその実施に影響を与える可能性がある。これらの事態の発展により，CWAの範囲は現在のところ確定していない。最終規則がCWAが管轄する物件範囲を拡大すれば，湿地地域の浚渫や埋立活動許可証の取得にはより多くのコストや遅延に直面する可能性があり，サンワーキン盆地や他地域での業務に大きな影響を与える可能性がある。このような要求または関連訴訟は、我々の探査、開発、流体注入および処理または生産活動の潜在的に重大な追加コストを遵守、遅延、または制限し、油井を掘削、完了または刺激することを阻止する可能性があり、これは、私たちの予想される生産量、他の業務、および財務状況に悪影響を及ぼす可能性がある。
選挙や任命された役人や彼らの優先順位や政策を変更することは、石油·天然ガス産業に対して異なる規制方法をとることにつながる可能性がある。私たちは、私たちの企業、石油、天然ガス産業、またはその州の経済、財政、または環境政策を規制する上でカリフォルニア州知事や立法機関が取る可能性のある行動を予測することができず、州や連邦政府が私たちの運営に直接または間接的に影響を与える可能性のある法律や政策を含む環境法律や政策の面で取られる可能性のある行動を予測することもできない。
将来可能な立法は、通常、天然ガスと石油探査開発会社の税収に影響を与え、私たちの運営やキャッシュフローに悪影響を及ぼす可能性がある。
過去数年間に、すでに連邦と州レベルの立法が提出され、法律になれば、現在天然ガスと石油探査開発会社が利用できるいくつかの重要なアメリカ連邦と州所得税条項の修正を含む税法の重大な改正が行われる。これらの提案された立法には、(I)無形掘削および開発コストの即時控除の廃止、(Ii)石油および天然ガス資産のパーセント損失準備金の廃止、(Iii)特定の地質および地球物理支出の償却期間の延長、(Iv)石油·天然ガス会社が以前に得られたいくつかの他の税金減免および減免の廃止、および(V)我々のような会社に適用される米国連邦所得税税率の引き上げが含まれるが、これらに限定されない。これらまたは同様の変化が有効であるかどうかは不明であり，通過すれば，そのような変化がどの程度有効になるかは不明である.これらの提案と米国連邦所得税法の他の類似した変化によるいかなる立法の通過も、我々の運営やキャッシュフローに悪影響を及ぼす可能性がある。
しかも、カリフォルニア州では、利益に新しい税金を徴収することが提案されており、これは私たちに否定的な影響を及ぼすかもしれない。これらの提案はまだ法律になっていないにもかかわらず、様々な特殊な利益集団の運動は、将来的に追加の石油と天然ガス解散費や他の税金をもたらす可能性がある。このような税金を徴収することは、私たちの利益率とキャッシュフローを大幅に低下させ、他の面で私たちのコストを大幅に増加させるかもしれない。
デリバティブ立法や法規制は、デリバティブツールを使用して業務に関連するリスクを低減する能力に悪影響を及ぼす可能性がある。
2010年に公布された“ドッド·フランク法案”は、場外(OTC)デリバティブ市場と、私たちのようにこの市場に参加する実体の連邦監督と規制を確立した。場外デリバティブ取引に適用されるルールや法規は、私たちが持つ可能性のある頭寸規模や取引相手が私たちと取引する能力や意思に影響を与え、取引コストを潜在的に増加させる可能性がある。また、これらの変化は私たちのヘッジ機会を大幅に減少させる可能性があり、これは大口商品価格の低迷中に私たちの収入やキャッシュフローに悪影響を及ぼす可能性がある。多くの“ドッド·フランク法案”の法規が発効しているが、ルールの制定と実施過程はまだ行われており、採択されたルールや法規、今後のルールや規制が私たちの業務に与える最終的な影響はまだ確定していない。
また、EUや他の非米国司法管轄区域ではデリバティブ市場に関する法規が実施されている。私たちが外国の管轄区域の取引相手と取引したり、外国の管轄区域で規制されている他の企業と取引したりする限り、私たちはこのような法規の制約を受けたり、他の方法で影響を受けたりする可能性があります。EUのいくつかの実施条例が発効したにもかかわらず、EU実施条例(将来の実施細則や条例を含む)が私たちの業務に与える最終的な影響はまだ確定していない。
私たちの業務は気候変動の脅威による一連のリスクの影響を受けており、これらのリスクは運営コストの増加を招き、石油と天然ガスの探査·探査活動を行う分野を制限し、私たちが生産する石油と天然ガスの需要を減少させる可能性がある
気候変動の脅威は引き続きアメリカと他の国でかなりの関心を集めている。既存の温室効果ガス排出を監視·制限し、このような将来の排出を制限または除去するために、国際、国、地域、州各レベルの政府レベルで多くの提案がなされ、継続される可能性がある。そのため、私たちの石油と天然ガスの探査と探査業務は一連の化石燃料の生産と加工及び温室効果ガス排出に関連する監督管理、政治、訴訟と金融リスクに直面している。
アメリカでは、連邦レベルではまだ全面的な気候変動立法が施行されていない。しかし、米国最高裁が温室効果ガス排出がCAAに規定された汚染物質を構成すると判断したことに伴い、米国環境保護局は、ある大型固定汚染源の温室効果ガス排出の建築·運営許可審査を含む規則を採択し、米国のある石油·天然ガスシステム由来の温室効果ガス排出の監視と年間報告を要求し、交通部とともに米国で製造された運営車両に対して温室効果ガス排出制限を実施している。近年、石油と天然ガス施設におけるメタンの規制には不確実性が存在してきた。2021年11月、米国環境保護局は提案された規則を発表し、最終的に決定されれば、石油と天然ガス施設のメタンと揮発性有機化合物排出のための新しい源と最初の既存の源性能基準を確立する。影響を受けた施設の事業者は、光学ガスイメージングを使用した漏れ検出およびその後の修理要件、および捕捉および制御システムによる排出の95%削減を含む特定の性能基準を遵守しなければならない。環境保護局は2022年11月に補充提案を発表し、公衆の意見を求めた。他のプロジェクトでは、この提案は具体的な改訂を提出し、最初の全国的な排出ガイドラインを強化し、既存の石油と天然ガス施設からのメタンを制限し、脱出排出監視と修理および設備漏洩と監視調査頻度の要求を改訂し、直ちに排出事件を減少させる“スーパー排出者”計画を構築し、先進的な監視を使用するために追加的な選択を提供し、革新的な技術の配備を奨励し、メタン排出を検出し、減少させる。この提案は2023年に最終決定される予定だ, それは法廷で挑戦される可能性が高いにもかかわらず。私たちはこのような要求事項を遵守する費用を予測できない。しかし、規制強化の長期的な傾向を考慮すると、将来の石油·天然ガス業界の連邦温室効果ガス規制は依然として
可能性が高い。また，アイルランド共和軍は2022年8月16日に法律に署名し，石油や天然ガス部門のある源のメタン排出に費用を徴収している。2024年からメタン排出費は1トン当たり900ドルからメタン漏れが始まり，2025年には1200ドル，2026年以降は1500ドルに上昇する。費用の計算はアイルランド共和軍によって決定されたいくつかのハードルに基づいて計算される。この費用とアイルランド共和軍の他の規定を徴収することは、私たちの運営コストを増加させ、石油と天然ガスからの移行を加速させる可能性があり、これは私たちの業務と運営結果に悪影響を及ぼすかもしれない。
また、各州や州グループは、温室効果ガス排出限度額や取引計画、炭素税、報告、追跡計画、温室効果ガス排出(メタンなど)の制限などの分野に重点を置いて、立法、法規またはその他の規制措置を通過または検討している。例えば，カリフォルニア州ではCARBにより温室効果ガス排出上限と取引計画が実施され，全州範囲での温室効果ガス排出量の最大上限が設定されており，2030年には毎年低下し，1990年の水準より40%低い。被覆された実体はその温室効果ガス排出を減少させたり、そのような排出量を計算するために限度額を購入しなければならない。また、カリフォルニア州はすでに低炭素排出基準と関連する取引可能信用限度額を実施しており、この州の燃料供給の炭素強度が基準ガソリンとディーゼル燃料より徐々に低いことを要求している。CARBはまた、既存の石油と天然ガス生産施設のメタン排出のモニタリング、漏れ、修復と報告に関する規定を公布した
カリフォルニアでは、2045年までに経済的範囲全体で炭素中和を実現することを要求する様々な行動に加えて、カリフォルニアは、2045年までに同州で100%のゼロ炭素電力を使用することを要求する法律を単独で採択した。また、ニューザム知事はCARB分析が2045年に全州範囲で石油採掘を段階的に停止することを要求したが、CARBの2022年の最終範囲計画であるこの州の炭素中和目標の青写真-このような段階的な淘汰を決定することは不可能であり、交通部門の化石燃料の需要は引き続き存在すると予想されるため、2045年までにこのような用途の化石燃料需要は大幅に減少すると予想されている。それにもかかわらず、CARBはその次の5カ年計画で段階的に減少する機会を評価し続けるだろう。2022年の最終範囲区分計画では，建築物への天然ガスの使用を段階的に停止する計画や，その他の炭素削減事項についても概説した。私たちはこのような違う法律、法規、そして秩序が最終的に私たちの運営にどのように影響するのか予測できない。しかし、これらの措置は、私たちが生産している石油、天然ガス、NGLの需要を減少させるか、または他の方法でカリフォルニアでの私たちの業務を制限または完全に禁止し、それによって私たちの収入と運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
国際レベルでは、国連が開始した“パリ協定”は、加盟国に2020年以降5年ごとに拘束力のない削減目標を個別に決定し、提出することを要求している。米国は総裁·バイデン氏が就任初日に行政命令に署名して“パリ協定”を離脱したにもかかわらず、米国は2021年2月にパリ協定に再加入した。2021年4月，米国は2030年までに経済全体の温室効果ガス純排出量を2005年に50%~52%削減する目標を策定した。また、2021年11月にグラスゴーで開催された第26回締約国大会(“COP 26”)で、米国とEUは共同で、エネルギー分野での“すべての実行可能な削減”を含む2030年までに世界のメタン排出量を2020年レベルから少なくとも30%削減する集団目標の実現に取り組んでいると発表した。2022年11月にシャムシャイハで開催された第27回締約国会議では、各国は第26回締約国会議で合意した合意を再確認し、非効率的な化石燃料補助金を段階的に廃止する努力を加速させるよう各国に呼びかけた。米国はまた、EUや他のパートナー国と、メタン排出を監視·報告する基準を制定し、低メタン強度ガスの市場創出を支援すると発表した。締約国会議第27回会議では、すべての化石燃料を段階的に淘汰または段階的に淘汰することに対して明確な約束やスケジュールがなされていないが、各国が将来このような段階的淘汰の実施を求めないことは保証されない。これらの行動のすべての影響はまだ確定されておらず、私たちの行動に悪影響を及ぼす可能性のある他の措置が通過または実施される可能性がある他の措置も不明である。
政府、科学、公衆の温室効果ガス排出による気候変動脅威への懸念は、特定の公職候補による気候変動に関する約束を含む米国の政治リスクを増加させる。これらの措置には、連邦財産上での鉱物生産を禁止することによる新規借款など、排出制限と石油·天然ガスの生産制限に行動することを約束することが含まれている。2021年1月20日、バイデン総裁は行政命令を発表し、石油と天然ガス業界のメタン排出の規制強化を呼びかけた。より多くの情報は、“空気排出”と題する規制開示を参照されたい
その後、2021年1月27日、バイデン総裁は、連邦政府がゼロエミッション自動車の使用を増加させ、化石燃料業界への補助金を廃止し、各機関や経済部門の気候関連リスクに対する重視を強化することを含む気候変動問題における実質的な行動を呼びかけた行政命令を発表した。バイデン政府はまた、内務省が2021年11月に発表した報告書を含む連邦土地賃貸の制限を呼びかけ、連邦賃貸計画の様々な修正を提案しているが、このような修正は国会が行動する必要があるが、より多くの情報については、“水力刺激”と題する規制開示を参照してください。我々の行動は水力圧裂活動を用いたものであり，DOI内BLMが管轄する連邦土地でも活動している。バイデン総裁がとる可能性のある他の行動には、パイプラインインフラの構築や液化天然ガス輸出施設のより厳しい要求や、石油や天然ガス施設の他の温室効果ガス排出制限が含まれる可能性がある
訴訟リスクも増加しており、一部の都市や他の地方政府は、州や連邦裁判所で石油や天然ガス会社を提訴しようとしており、これらの会社が地球温暖化の影響をもたらした燃料(例えば海面上昇)を告発し、公共迷惑をもたらしているため、道路やインフラを破壊したり、気候変動の悪影響を意識していたと告発したりしているが、これらの影響を十分に開示していないため、投資家や顧客に重大な情報を隠している
化石燃料メーカーの財務リスクも増加しており，現在化石燃料会社に投資している株主は気候変動の潜在的な影響を懸念しているため，将来的にはエネルギーとは無関係な業界に投資の一部または全部を移行することを選択する可能性がある。化石燃料エネルギー会社に融資を提供する機関融資者も持続可能な融資に注目するようになり，その中のいくつかは化石燃料エネルギー会社に資金を提供しないことを選択する可能性がある。例えば、第26回締約国会議でGFANZは、45カ国から450社以上の約束が130兆ドルを超える資本約束純ゼロ目標を招いたと発表した。GFANZの様々な二次連合は、一般に、2050年までにその融資、投資、および/または保証活動を純ゼロ排出に変換するために、参加者に短期的、具体的な部門の目標を設定することを要求する。もう一つのリスクは、金融機関が化石燃料部門への資金提供を減らす効果がある政策をとることが求められることである。2020年末、FRBは金融規制機関からなる連盟であるNGFSへの加入を発表し、金融部門の気候関連リスクへの対応に注力した。2022年9月、FRBは米国の6つの金融規制機関と発表した。最大の銀行は気候情景分析試験に参加し、会社と監督機関が気候に関連する金融リスクを測定·管理する能力を高める。FRBは2023年1月にその試験事業を開始し、気候変動に関連する実物リスクと過渡リスクが銀行ポートフォリオ中の特定資産に与える影響を分析することを目的としている。これらの行動の影響を予測することはできないにもかかわらず，化石燃料エネルギー会社への投資や融資の制限がこのような制限を招く可能性がある, 掘削計画や開発や生産活動を延期または廃止する。また、2022年3月、米国証券取引委員会は気候リスク、目標、指標を報告する枠組みを構築する提案規則を発表した。最終ルールは2023年第2四半期に発表される予定だが、ルールの最終形式や実質とその要求を予測することはできない。この規則が私たちの業務に与える最終的な影響は不確定であり、最終的に決定されると、このような開示要求を遵守する任意の追加コスト、および増加したコストおよび獲得資本の制限をもたらす可能性がある。
新しいまたはより厳しい国際、連邦または州立法、法規または他の規制措置を実施することによって、私たちのような石油や天然ガス製造業者の温室効果ガス排出に対してより厳しい基準を実施したり、他の方法で石油と天然ガスを生産したり、温室効果ガス排出が発生する可能性のある分野を制限したりすることで、コンプライアンスコストや消費コストの増加を招き、私たちが生産する石油や天然ガスの需要を減らしたり、その価値を侵食したりする可能性がある。さらに、政治、訴訟、金融リスクは、私たちが石油や天然ガスの生産活動を制限したり、気候変動によってインフラが破損したりする責任を制限したり、経済的に運営し続ける能力を損なう可能性があります。また，気候変動の潜在的有形影響，例えば干ばつ，野火，洪水，その他の自然災害，その他の有形破壊によるインフラや資源の破壊は，業務へのリスクも大きくなってきている。これらの開発のうちの1つまたは複数は、私たちの業務、財務状況、および運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある
インフレ削減法案は低炭素経済への移行を加速させ、私たちの運営に新たなコストをもたらす可能性がある。
2022年8月、総裁·バイデンは“アイルランド共和軍”に署名して法律となった。アイルランド共和軍は、再生可能エネルギー、クリーン水素、クリーン燃料、電気自動車、およびセットインフラとCCS、その他の条項を発展させるための数千億ドルのインセンティブを含む。また，アイルランド共和軍はメタン排出費を徴収することにより，初めて温室効果ガス排出に連邦費用を徴収した。アイルランド共和軍はクリーンエア法を改正し，陸上石油と天然ガス生産種別の出所を含む環境保護局に温室効果ガス排出源を報告する必要があるメタン排出に費用を徴収した。メタン排出費は2024年からメタン1トン900ドル，2025年には1200ドルに増加し，2026年以降は毎年1500ドルとされる。費用の計算はアイルランド共和軍によって決定されたいくつかのハードルに基づいて計算される。また、上述した様々なクリーンエネルギー業界に提供される多重励起措置は、化石燃料から低炭素またはゼロ炭素排出代替品への経済の転換をさらに加速させる可能性がある。メタン料金やクリーンエネルギー業界への様々なインセンティブは、原油や天然ガスの需要を減少させ、コンプライアンスや運営コストを増加させ、私たちの業務や運営結果に重大かつ不利な影響を与える可能性がある。
私たちの株に関連するリスクは
場合によっては、私たちの主要株主の利益は私たちの他の株主の利益と衝突する可能性がある
私たちの普通株の大部分は比較的少ない株主実益によって所有されている。これらの株主は、配当金の支払いまたは追加の持分または債務の発行を含む買収、資産剥離、敵意買収または他の取引に興味を持っているか、または阻止している可能性があり、彼らの判断によれば、これらの取引は、私たちまたは彼らが投資する別の会社への投資を増加させる可能性がある。このような取引は私たちまたは私たちの普通株の他の保有者に悪影響を及ぼすかもしれない。また、私たちの株式高度集中は、投資家が株主が集中している会社の株を保有することに不利な点があると思われる可能性があるので、私たち普通株の取引価格に悪影響を及ぼす可能性があります。
私たちの大株主とその関連会社が私たちと競争する能力は制限されません。会社登録証明書の会社機会条項は、私たちの大株主が私たちが本来獲得する可能性のある会社の機会から利益を得ることができます
私たちの管理書類は、私たちの株主及びその付属会社は制限されず、資産を持ったり、私たちと直接または間接的に競争する業務に従事してはならないと規定しています。特に、法律の適用制限の下で、他の事項を除いて、会社登録証明書：
•株主が競争する業務への投資を許可すること；
•規定によると、私たちの取締役が株主の従業員、高級職員、または取締役でもある(“二重身分者”)が潜在的なビジネス機会、取引、または他の事項を認識している場合、彼らは私たちにその機会を伝えたり提供したりする責任がないだろう。
私たちの取締役は二重の身分を持っており、時々あるビジネス機会(例えば買収機会)を意識し、これらの機会を私たちの株主が投資している他の業務に導くことができるかもしれませんが、この場合、私たちはこれらの機会を追求することができないか、または追求することができるかもしれません。さらに、これらの企業は私たちとこれらの機会を奪い合うことを選択するかもしれないし、私たちがこれらの機会を得ることができない、あるいは私たちがこれらの機会を追求するコストをより高くすることになるかもしれない
将来的に公開市場で私たちの普通株を売却することは私たちの株価を下げるかもしれません。私たちは株式または転換可能な証券を売却することで調達した任意の追加資本は私たちの所有権を希釈するかもしれません。
私たちの普通株の大部分は比較的少ない株主実益によって所有されている。私たちは彼らがいつまたは普通株式を売却するか予測できない。将来の売却、あるいはそれに対する懸念は、私たちの普通株の市場価格に下振れ圧力を与えるかもしれません
私たちは追加の普通株を販売または他の方法で発行することができ、または私たちの普通株に変換できる証券を発行することができる。わが社の登録証明書は法定株式には7.5億株の普通株と2.5億株の優先株が含まれていると規定している。しかも、私たちは転売のために私たちの普通株の大多数の株式を登録した。より多くの情報については、我々の年次報告書のタブ10-Kの添付ファイル4.4を参照してください
転換可能な証券または他の方式の買収、融資、転換または行使のための任意の証券を発行することは、私たちが発行した普通株の帳簿価値および市場価格の低下を招く可能性がある。もし私たちがそのような追加証券を発行すれば、発行はすべての既存株主の比例所有権と投票権を減少させるだろう。将来の普通株の発行や普通株に転換可能な証券の規模を予測することはできず、将来の普通株の発行や売却が私たちの普通株の市場価格に与える影響も予測できない。我々の普通株(買収関連株を含む)を大量に売却したり、このような売却が発生する可能性があると考えたりすることは、我々普通株の現行の市場価格に悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちの普通株式は、第2次改正および再改正に伴う2017年総合インセンティブ計画(私たちの“2017総合計画”)に基づいて、株式ベースの奨励として従業員、役員、その他の人にも発行されています。我々は、発行された普通株または予約発行された普通株を、2017年の総合計画に基づいて登録することを規定するS-8表登録声明を米国証券取引委員会に提出した。帰属条件を満たし、いくつかのロックプロトコルが満了及び規則第144条に規定する場合には、表S−8の登録声明に基づいて登録された株式は、直ちに公開市場で転売することができ、制限されない。投資家は、将来の総合計画によって付与または発行される可能性のある任意の持分奨励を行使する際に、その投資価値が希釈される可能性がある。2022年3月1日、我々の取締役会は2022年総合インセンティブ計画(略称2022年総合インセンティブ計画)を承認し、その後、2022年5月25日に株主によって承認された。その計画は230万株の普通株式を発行することを許可した。2022年12月31日現在、発行可能な最大余剰株式数は1，573，402株である。
“2022年インフレ率低減法案”で会社株買い戻しに徴収される消費税は、私たちの税収負担を増加させ、私たちの株式買い戻し決定に影響を与える可能性がある。
2023年1月1日から、ある株主から株を買い戻す上場企業に1%の連邦消費税を徴収する。消費税を納付すべき金額は，同社が当該課税年度内に買い戻した株の公平市場価値であり，同社が当該納税年度に発行した任意の株の公平市場価値を差し引く。私たちの株式買い戻し計画に関連する償還や他の償還には消費税を支払う必要があるかもしれません。償還された公平な市場価値を相殺するために同一課税年度内に十分な新株発行がある保証はない。したがって、もし私たちがこのような消費税の影響を受けたら、それは私たちの株の買い戻し決定に影響を与え、私たちの税金負担を増加させるかもしれない。
配当金の支払いは私たちの取締役会によって適宜決定されるだろう。
原油価格の歴史的下落と新冠肺炎の経済への影響を受けて、私たちは2020年第2四半期に四半期配当を一時停止した。2021年第1四半期から金利を下げる四半期配当金を回復し、2021年第3四半期から税率を50%引き上げ、1株0.06ドルまで2022年末まで続けた。2022年、会社取締役会は2022年の1株当たり0.24ドルの四半期固定配当金を承認した。また、取締役会は株主リターン戦略を実施し、調整後の自由キャッシュフローから株主に追加配当を割り当てることを考えている。この株主リターン戦略の実施により、会社取締役会は可変現金配当金を1株1.54ドルと発表したが、これは2022年の業績から算出された。会社の取締役会は
会社は普通株の定期固定と可変配当を発行し、1株当たり0.50ドル、2023年3月23日に2023年3月15日の取引終了時に登録された株主に支払う。私たちは私たちが調整された自由キャッシュフローを生成することを確認することはできません。取締役会もいかなる配当金も支払う義務がありません。どの配当金も私たちの債務文書に以下に述べるように制限されています。将来の配当金の支払い及び金額(あれば)は当社取締役会が発表しなければなりません。この等支払いは、経営の実際の結果、流動資金及び財務状況、経営活動が提供する現金純額、法律適用の制限、我々の課税収入、及び我々の取締役会が関連すると考えている他の要因を含む様々な要因に依存する。また，我々の2021年RBL施設，2022年ABL施設，2026年手形を管理する契約に含まれる契約は配当金の支払いを制限する可能性がある。私たちは私たちの普通株に配当金を支払う義務がなく、未来にいつこの支払いを再開できるかを決定することもできない。
私たちは優先株を発行するかもしれないし、その条項は私たちの普通株の投票権や価値に悪影響を及ぼすかもしれない。
当社の登録証明書は、当社の株主の承認を得ずに、当社の普通株に関連する配当金及び分配の優先株を含む1種以上のカテゴリ又はシリーズの優先株を発行し、その名称、優先株、制限及び相対権利を、我々の取締役会が決定する。1つまたは複数のカテゴリまたはシリーズ優先株の条項は、私たちの普通株の投票権または価値に悪影響を及ぼす可能性がある。例えば、優先株保有者に、すべての場合、または特定のイベントが発生したときに一定数の取締役を選挙する権利、または特定の取引を拒否する権利を付与することができる。同様に、私たちが優先株保有者に割り当てられる可能性のある買い戻しまたは償還権利または清算優先権は、私たちの普通株の残存価値に影響を及ぼすかもしれない。
2023年12月31日に新興成長型企業の地位を失ったため、追加コストが発生することが予想され、非新興成長型会社の要求を遵守する上で経営陣に要求する。
新しい成長型企業として、私たちは様々な報告書によって要求されたいくつかの臨時免除から利益を得ている。2023年12月31日、IPO満5周年のため、新興成長型会社の地位を失うことになる。新興成長型会社の地位からの転換は、私たちの独立公認会計士事務所がサバンズ·オクスリ法案第404(B)条の要求に基づいて、2023年12月31日までの10-K表年次報告書で私たちの内部統制の有効性を証明することを要求するだろう。
また、新興成長型企業として、このような声明が民間企業に適用されるまで、“雇用法案”に基づいて、上場企業に適用される新たなまたは改正された会計声明の採用を延期することを選択した。2023年12月31日に新興成長型企業の地位を失ったため、上場企業に適用されるこのような新たなまたは改訂された会計声明の採用を延期する資格はなくなります。いくつかの無形の費用を除いて、主に私たちの独立公認会計士事務所は、財務報告の内部統制に対する私たちの有効性を証明し、私たちの経営陣は、新興成長型会社の地位を失った追加の基準、規則、法規を実施し、遵守するために多くの時間と努力を投入する必要があるかもしれません。これは、これらの時間を私たちの日常業務運営から分流させるかもしれません。また、非新興成長型企業に適用される基準、規則、法規(例えば“サバンズ-オキシリー法案”第404(B)条)の実施が加速的に実施されているため、このような基準、規則、法規に準拠しないリスクが増加しているか、または私たちの財務報告内部統制に重大な欠陥や重大な弱点が存在するリスクが増加している
我々は“新興成長型会社”であり、“新興成長型会社”に適用される開示要求を低減することができ、これにより、我々の普通株の投資家への吸引力を低下させる可能性がある。
私たちは“新興成長型企業”であり、私たちが“新興成長型会社”であり続ける限り、監査人が要求または上場企業会計監督委員会(“PCAOB”)が採択した任意の新しい要求を証明し、監査会社の強制ローテーションを要求し、関係幹部の開示義務を減らすことを含む様々な報告要求のいくつかの免除を利用するつもりだ
当社の定期報告書および委託書に報酬を提供し、役員報酬および株主承認まで承認されていない金パラシュート支払いについて拘束力のない諮問投票の要求を免除します。これらの基準が民間企業に適用されるまで、新たなまたは改正された財務会計基準のより長いセグメント期間を採用することを含む、低減された報告要件および免除を利用することを意図しているか、または新興成長型企業の資格に適合していない。今回の選挙で許可された段階的な期限を使用することを選択すると、私たちの財務諸表を新たな財務会計基準や改正財務基準を遵守する企業と比較することが困難になる可能性があります。もし私たちがその後、これらの上場企業の発効日を守ることを選択すれば、そのような選択は撤回できないだろう。
ある程度、報告と免除を減らしたため、投資家は私たちの普通株の吸引力が低下していることを発見し、私たちの普通株はそれほど活発ではない取引市場がある可能性があり、私たちの株価はもっと変動するかもしれない。
また、2023年にIPO満5周年で“新興成長型会社”の地位を失う見通しだ。“新興成長型会社”からの地位の転換は、2023年12月31日までの年次報告Form 10-Kにおいて、サバンズ-オキシリー法案第404(B)節の要求に基づいて、我々の独立公認会計士事務所に、我々の内部統制の有効性を証明することを要求する。また、上場企業に適用されるこのような新規または改訂された会計公告の採用を延期する資格はもはやありません。追加費用に加えて、私たちの経営陣は、“新興成長型企業”の地位を失った私たちに適用される追加的な基準、規則、法規を実施し、遵守する必要があるかもしれません。これは、これらの時間を私たちの日常業務運営から分流させる可能性があります。
私たちの財務報告の内部統制は現在、サバンズ-オキシリー法案404条に要求されるすべての基準を満たす必要はないが、サバンズ-オクスリ法案404条によって達成され、財務報告に対する有効な内部統制を維持できなければ、私たちの業務や株価に大きな悪影響を及ぼす可能性がある
サバンズ-オキシリー法第404条は、財務報告の内部統制の有効性の年間管理評価を提供することを求めている。しかし、私たちがもはや“新興成長型会社”ではない前に、私たちの独立公認会計士事務所は、財務報告書の内部統制に対する私たちの有効性を証明するためにサバンズ·オクスリー法案第404条に基づいて要求されなくなるだろう。2023年12月31日に“新興成長型会社”の地位を失う見通しだ。
効果的な内部統制は、私たちが信頼できる財務報告書を提供し、私たちの資産を保護し、詐欺を防止するために必要だ。信頼できる財務報告を提供できなければ、私たちの資産を保護したり、詐欺を防止したりすれば、私たちの名声と経営業績が損なわれる可能性があります。私たちの経営陣が財務報告の内部統制を評価するために達成しなければならない基準のルールは複雑で、大量の文書、テスト、可能な救済措置が必要です。
効果的な内部統制の実施を達成する上で、私たちは問題や遅延に直面する可能性がある。また、効率的な内部統制環境を実現し維持できなかったことは、我々の業務や株価に重大な悪影響を及ぼす可能性があり、財務業績を正確かつタイムリーに報告する能力を制限することが可能である。
私たちの会社の登録証明書と定款のいくつかの条項は、株主が私たちの取締役会の構成を変えることを困難にし、一部の株主が有益と思うかもしれない合併や買収を阻害、延期、または阻止する可能性がある
私たちの取締役会が統制権の変更が私たちと私たちの株主の最適な利益に合致しないと考えている場合、当社の登録証明書や定款のいくつかの条項は、制御権の変更を遅延または阻止する可能性があります。より多くの情報については、我々の年次報告書のタブ10-Kの添付ファイル4.4を参照してください。
例えば、当社の登録証明書及び定款は、(I)取締役会に“空白小切手”優先株を発行することを許可し、優先株及び投票権を含む価格及びその他の条項を決定することを含む
株主の承認されていない株式の権利、及び(Ii)取締役を指名するか又は株主総会で事項を述べる事前通知手続を確立する
これらの規定は、取締役会が一部または大多数の株主がその最適な利益に適合すると考えられる取引を延期または阻止することを可能にすることができ、この場合、罷免および現取締役の交換の試みを阻止または阻止することができる。これらの規定は、株主が現在の経営陣を交換または更迭しようとしていることを阻止または阻止することも可能であり、株主が取締役会メンバーを交代させることの難しさを増加させるため、取締役会は責任を持って我々の管理職メンバーに命令する。
私たちの会社登録証明書は、デラウェア州衡平裁判所が私たちの株主のために開始する可能性のあるいくつかのタイプの訴訟および訴訟の唯一および独占フォーラムを指定し、これは、私たちまたは私たちの役員、上級管理者、従業員、または代理人との紛争において有利な司法フォーラムを獲得する私たちの株主の能力を制限することができる
私たちの会社登録証明書は、私たちが書面で代替裁判所を選択することに同意しない限り、デラウェア州衡平裁判所は、法律適用許容の最大範囲内で、(I)私たちを代表して提起された任意の派生訴訟または法的手続きとなり、(Ii)私たちの取締役、役員、または他の従業員の私たちまたは私たちの株主に対する信頼責任に違反するクレームを主張するいかなる訴訟も、(Iii)デラウェア州汎用会社法の任意の規定に基づいて、私たち、私たちの役員、役員、または従業員に対してクレームを提起する任意の訴訟となる。吾等の会社登録証明書又は吾等の附例又は(Iv)吾等、吾等の役員、高級職員又は従業員に対して提出された申索が内部事務原則によって管轄されている任意の訴訟は、当該等の事件において、当該衡平裁判所によって管轄され、当該裁判所は、被告に指名された不可欠な当事者に対して標的司法管轄権及び所属者司法管轄権を有する。このような裁判所条項の選択は、株主が司法裁判所において、私たちまたは私たちの役員、上級管理職、または他の従業員と紛争することに有利であると考えるクレームを提出する能力を制限する可能性があり、これは、私たちおよびこれらの人々に対するこのような訴訟を阻止する可能性がある。代替的に、裁判所が私たちの会社登録証明書のこれらの条項が1つまたは複数の指定されたタイプの訴訟または法的手続きに適用されないことを発見した場合、または強制的に実行できない場合、私たちは他の管轄区域でそのような問題の解決に関連する追加費用を発生させる可能性がある。
項目1 B。未解決従業員意見
ない。
項目3.法的訴訟
私たちは通常の業務過程で様々な法律や行政手続きに関連しており、経営陣は、これらの手続きの最終的な解決策は、私たちの運営結果、流動資金、あるいは財務状況に実質的な影響を与えないと考えている。
証券訴訟事項
2020年11月20日、Luis Torresは個人名義で、可能な団体を代表して米国テキサス州北区地域裁判所に証券集団訴訟(“Torres訴訟”)を提起し、Berry Corp.とそのいくつかの現職と元役員と高級管理職(“被告”と総称される)を起訴した。起訴状は、(I)会社の2018年IPOおよび/または会社2018年IPOに遡る普通株をすべて購入またはその他の方法で買収することを表す；または(Ii)Berry Corp.2018年7月26日から2020年11月3日までの間に購入またはその他の方法で買収された普通株式の推定カテゴリに基づく者は、1933年証券法第11条および第15条および取引法第10(B)および第20(A)条に違反していると主張する。特に、起訴状によると、被告はクラス期間と初公募株の発売材料の中で、会社の業務、運営効率と安定性、コンプライアンス政策について虚偽と誤解性を述べ、会社の株価を人為的に上昇させ、クラスメンバーが2020年11月3日に2020年第3四半期の財務業績を発表した後に普通株価値が低下した際に被害を受けたという
2021年11月1日、裁判所が指定した共同首席原告は、同一推定カテゴリを代表して1933年証券法第11及び15条及び取引所法案第10(B)及び20(A)条に基づいてクレームを提出し、会社及び個別被告が2018年7月26日から2020年11月3日までの間に会社の許可及び許可手続について虚偽及び誤った陳述を行ったことを告発する改訂された起訴状を提出した。改正起訴状は告発の損失を定量化していないが、これらの告発の証券違反行為や弁護士費や費用による推定種別が受けたすべての被害を取り戻すことを求めている。被告は2022年1月24日に却下動議を提出し、2022年9月13日、裁判所はその動議を却下する命令を出した。この事件は現在発見中です。
私たちはこのような表現に異議を唱え、この問題を積極的に弁護するつもりだ。訴訟の不確実性、事件の早期段階、および他の事項を除いて、等級認証と勝訴が満たさなければならない法的基準を考慮すると、この行動による損失や損失範囲を合理的に見積もることはできない。
2022年10月20日、米国テキサス州北区地方裁判所は株主派生訴訟を提起し、株主ジョージ·アサドが当社を代表して上記証券集団訴訟を利用して訴訟を提起したといわれており、同訴訟は現在同一裁判所で決定されている。デリバティブ起訴状は、ある現職と前任幹部と取締役を被告とし、受託責任に違反し、証券集団訴訟で告発された証券違反を招いたり、阻止できなかったりすることを一般的に告発している。派生商品起訴状はまた、すべての被告に対する不当所得クレームと、取引法第10条(B)と21 D条による分担と賠償請求を告発している。2023年1月27日、裁判所は当事者の共同約束請求、すなわちデリバティブ訴訟を一時停止し、関連証券集団訴訟の解決を待っていることを承認した。当社および個別被告は株主由来訴訟における申立に根拠がないと考え，このような申立について有力な抗弁をしようとしているが，結果について保証することはできない。現在、私たちはこの問題に関連した可能性や責任金額を推定することができない。
2023年1月20日、2件目の株主派生訴訟は、今回はデラウェア州米国地方裁判所で、株主Molly Karpが会社を代表して提起したと仮定し、上記の証券集団訴訟を再利用したという。この苦情は第一種類の派生ツールの苦情と類似しており、当社のいくつかの現任及び前任高級者及び取締役に対して提出されたものであり、被告は受託責任、協力及び教唆及び供出申索に違反し、被告は証券集団訴訟で指摘された証券違法行為を招いたか、或いは阻止できなかったことを指す。また，起訴状は取引法第14条(A)条に基づいてクレームを出し，Berryの2022年委託書は虚偽と誤解性であると主張し，社内統制が十分であることを示唆しているため，取締役会は会社が直面している重大なリスクを十分に監督しているが，派生原告によると，状況はそうではない。被告は株主派生訴訟におけるクレームに根拠がないと考え，強力な弁護をしようとしたが，結果は保証されなかった.現在、私たちはこの問題に関連した可能性や責任金額を推定することができない。
その他の事項
法律手続きに関するより多くの情報については，“項目7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析−流動性と資本資源−引受金とその他の事項“和”プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析−流動性と資本資源−契約義務.”
プロジェクト4.鉱山安全情報開示
適用されません。
第II部
項目5.登録者普通株の市場、関連株主事項、発行者による株式証券の購入
市場情報
2018年7月26日以来、私たちの普通株はナスダックで取引されており、株式コードはBryである。これまで、私たちの普通株はまだ公開取引市場を設立していなかった。
記録保持者
2023年1月31日現在、私たちの普通株は登録されている株主31人が保有しています。
配当政策
歴史的に、私たちは私たちの運営キャッシュフローを引き続き使用して、私たちの利息需要を満たし、持続的な生産レベルの運営に資金を提供し、大口商品価格周期を通じて四半期配当の形で定期的に株主に有意義な資本を返還することを計画してきた。
上場企業として、私たちは2018年第1四半期に四半期配当金の支払いを開始し、2020年第1四半期に定期的に配当金を支払う。原油価格の歴史的下落と新冠肺炎の経済への影響を受けて、私たちは2020年第2四半期に四半期配当を一時停止した。2021年第1四半期から金利を下げる四半期配当金を回復し、2021年第3四半期から税率を50%引き上げ、1株0.06ドルまで2022年末まで続けた。2023年2月、我々の取締役会は1株0.06ドルの固定配当金と、2022年第4四半期の業績に基づく1株当たり0.44ドルの可変現金配当金を発表した。配当金は2023年3月23日に2023年3月15日終値時に登録された株主に支給される。将来の配当金の支払い及び金額(あれば)は当社取締役会が発表しなければなりません。この等支払いは、経営の実際の結果、流動資金及び財務状況、経営活動が提供する現金純額、法律適用の制限、我々の課税収入、及び我々の取締役会が関連すると考えている他の要因を含む様々な要因に依存する。“第1 A項参照。リスク要因--私たちの株式に関連するリスク--配当の支払いは私たちの取締役会が自ら決定します“
私たちの株主リターンモデルは2022年1月1日に施行される。我々のビジネスモデルと同様に、このような株主リターンモデルは簡単であり、資本構成の最適化と株主へのリターンに対する私たちの約束を示している。このモデルは，我々の調整自由キャッシュフロー(従来は自律自由キャッシュフローと呼ばれていた)に基づいており，運営キャッシュフローから定期固定配当金と保守資本を減算すると定義されている.維持資本は特定年度の生産量を最適化するために必要な資本支出であり、適用時には(I)戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出、例えば石油及び天然ガス資産及び任意の探査及び開発活動を買収及び剥離し、生産量を高めて前年の年間生産量を超える；(Ii)油井修理及び廃棄部門の資本支出；(Iii)持続可能な発展措置の補助に関連する会社支出及び/又は(Iv)その他の適宜及び核心業務の維持とは関係のない支出を含む。2022年の調整後の自由キャッシュフローの初期分配予想は、(A)60%が主に四半期に支払われる可変現金配当金の形態で支払い、および日和見債務の買い戻し、および(B)私たちの広範な掘削機会在庫、私たちの短期および長期持続可能な発展計画の推進、株式買い戻しおよび/または資本保留を含む日和見成長に使用可能である。私たちの2022年の調整後の自由キャッシュフローは2億ドルである。2022年の株主リターンモデルによると、2022年の業績に関する合計1億89億ドルを支払う予定で、(I)可変現金配当金用1.19億ドル、(Ii)固定現金配当金用1900万ドル、株式買い戻し用5100万ドルを含む。
2023年2月初め、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させる計画を含む株主リターンモデルを更新しました。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年第1四半期から、調整後の自由現金の分配は、(A)80%が主に日和見債務または株式買い戻し形式となり、(B)20%が可変配当の形となる。任意の実際に支払われた配当金(固定または可変)は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、および他の要因を含む当時の既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます
株式補償計画に基づいて発行された証券
2018年6月27日、私たちの取締役会は、私たちの第2回改正と再記述された2017年総合インセンティブ計画(“2017総合インセンティブ計画”)を承認しました。これらの計画の説明は、項目8.財務諸表および補足データ--付記6--資本を参照されたい。2022年3月1日、当社取締役会は2022年総合インセンティブ計画(略称2022年総合インセンティブ計画)を承認し、その後、2022年5月25日に株主承認を得た。この計画は230万株の普通株の増発を許可し、2017年総合計画から2022年までの総合計画間の総株式を12，300，000株にする。2022年12月31日現在、発行または保留されている株は約10，700億株。
下表は2022年12月31日現在の私たちの持分補償計画に関する情報をまとめており、これらの計画により、私たちの株式証券が発行されることが許可されています
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| 計画種別 | | 未償還オプションと権利を行使する際に発行される証券数(#)(1) | | 未満期オプションと権利の加重平均行権価格(ドル)(2) | | 株式補償計画の下で将来発行可能な証券の数(#)(3) | | |
証券保有者の許可を得ていない持分補償計画(4) | | 5,810,302 | | 適用されない | | — | | |
証券保有者が承認した持分補償計画(5) | | 2,300,000 | | 適用されない | | 1,573,402 | | |
| 合計する | | 8,110,302 | | 適用されない | | 1,573,402 | | |
________________
(1)本欄は、2022年12月31日現在、未償還制限株式単位報酬を最高配当レベルで算出した後、当社普通株において未償還制限株式単位(“RSU”)奨励と業績に基づく制限株式単位(“PSU”)奨励を受けた株式数を反映している。PSU未清算賠償を解決する際に発行される株式数は業績条件によって制限されるため，実際に発行される株式数は本コラムに反映される数よりも大きく少ない可能性がある.2022年総合計画によると、オプションや株式承認証は何も付与されていません.
(2)“2022年総合計画”にはオプションまたは株式承認証が付与されておらず、(A)の欄に反映されたRSUおよびPSU報酬は、価格を行使していないため、本欄に反映されていない。
(3)本欄は、2022年12月31日までに2022年総合計画により発行可能な普通株式総数を反映し、2022年12月31日までに未完成のRSUとPSU奨励に帰属する際に発行される証券数を算出し、PSUを最高支払レベルで計算する。最高配当時に保留されている株式は、最高配当時に付与されず、将来の付与に用いることができる。
(4) 私たちの初公募株について、私たちの取締役会はBerry Petroleum Corporationの第2回改訂と再起動の2017年総合インセンティブ計画を承認し、2018年6月27日から発効しました。2017年総合インセンティブ計画は、会社にサービスを提供する会社及びその関連会社の従業員、コンサルタント、取締役に、株式オプション、株式付加価値権、制限株式、制限株式単位、株式報酬、配当等価物、その他の種類の報酬を最高10，000，000株(前の計画に従って発行された普通株式数を含む、または前の計画の未満期または終了した奨励に応じて発行することを含む)を付与することを可能にする
(5)2022年3月1日、我々の取締役会は2022年総合計画を承認し、その後、2022年5月25日に株主によって承認された。この計画は2300，000株の普通株式を発行することを許可した。
未登録の証券を売却する
ない。
株買い戻し計画
2022年12月31日までの1年間に、約5100万ドルで500万株を買い戻した。当社は2022年12月31日現在、株式買い戻し計画に基づき10，528，704株を買い戻し、総金額は約1.04億ドルで、2022年12月31日現在の発行済み株式の14%を占めている。これまでに開示されてきたように、会社は2022年初めに株主リターンモデルを実施したため、会社は調整後の自由キャッシュフローの一部を日和見株買い戻しに利用しようとしている。
2022年4月、我々の取締役会は、会社の株式買い戻し許可を1.02億ドル増加させ、会社の残りの株式買い戻し許可を1.5億ドルにすることを許可した。2022年12月31日現在、会社の残りの総株式買い戻し権限は9800万ドル。2023年2月、取締役会は会社の株式買い戻し許可を1.02億ドル増加させ、会社の残りの株式ライセンスを2億ドルにすることを許可した。取締役会の許可は、当社が市場状況やその他の要因に応じて、時々公開市場と私的に協議した取引で普通株を購入することを許可し、取締役会が承認した総金額に達することができる。取締役会の許可は満期日ではない
当社の買収方式、時間、金額は、当社の市場状況、株価、未完了合意の遵守状況、その他の要因の評価に基づいて決定され、通知することなく、いつでも開始または一時停止することができ、Berry Corp.はいかなる時期にも、または株を購入する義務はありません。買収されたどの株式も一般会社の用途に使用されるだろう。
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| 期間 | | 購入株式総数 | | 1株平均支払価格 | | 公開発表された計画または計画の一部として購入した株式総数 | | この計画によるとまだ購入していない株式の約ドルの価値があります |
October 1 – 31, 2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
November 1 – 30, 2022 | | 1,000,000 | | | $ | 9.60 | | | 1,000,000 | | | $ | 98,261,000 | |
December 1 – 31, 2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 合計する | | 1,000,000 | | | $ | 9.60 | | | 1,000,000 | | | $ | 98,261,000 | |
第六項です[保留されている]
プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析
経営陣の財務状況と業務成果の検討と分析は、本報告の他の部分に記載されている財務諸表と関連説明とともに読まなければならない。以下の討論には、私たちの未来の計画、見積もり、信念、予想業績を反映した展望的な陳述が含まれている。展望的な陳述は私たちの統制範囲を超える可能性のある事件、危険、そして不確実性にかかっている。私たちの実際の結果はこのような前向きな陳述で議論された結果と大きく違うかもしれない。このような差異をもたらすか、または促進する可能性のある要因は、“項目1 A”に示されている。危険要素“はこの報告書の前の部分に含まれている。どうぞご覧ください“-前向きな陳述に関する警告説明。”
表格10-Kのこの節では，2022年と2021年の項目とこの2年間の年間比較を一般的に検討する.2020年12月31日までの年度および2021年までの年度と2020年までの年度の比較については，参照されたい当社2021年年報10-K表第2部第7項“経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析”.
幹部の概要
私たちはアメリカ西部の独立した上流エネルギー会社で、カリフォルニア州サンワーキン盆地(100%石油)とユタ州ユタ盆地(石油と天然ガス)の陸上、低地質リスク、長期常規埋蔵量に集中し、カリフォルニアで油井の維持と廃棄能力を持っている。2021年10月1日以来、我々は(I)探査と生産(“E&P”)と(Ii)油井サービスと廃棄(“CJWS”)の2つの業務部門を経営している
全体的に、私たちの探査と開発業務中の資産は高い石油含有量の特徴があり(カリフォルニアでの資産は100%石油である)、主に人口の少ない農村地区に位置している。カリフォルニア州では、我々は通常の浅層油貯蔵に集中しており、非通常資源と比較して、これらの油貯蔵の掘削および完全コストは相対的に低い。カリフォルニア石油市場の定価は主にブレント原油の影響を受け，通常は西テキサスにおける質原油に対する割増を実現している。私たちのカリフォルニアのすべての資産は聖華金盆地に石油が豊富な石油埋蔵層に位置しています。この盆地は150年以上の生産歴史があり、まだ大量の石油埋蔵量があります。盆地の長い歴史により大量のデータが発生し、その貯蔵層の特徴と低地質リスクの機会はよく理解された。私たちはまだユタ州ウイタ盆地に石油が豊富な石油埋蔵層の中で上流資産を持っています。
2021年10月1日には、C&J油井サービス(“CJWS”)の形で運営され、油井整備·廃棄部門を構成するカリフォルニア最大の上流油井整備·廃棄事業の1つの買収を完了した。CJWSはカリフォルニアで石油と天然ガス生産会社に油井現場サービスを提供し、油井修理、油井廃棄サービスと水上物流に重点を置いている。CJWSのサービスには、掘削プラットフォームと連続油管に基づく油井のメンテナンスと修理サービス、再掘削サービス、流体管理サービス、漁業とレンタルサービス、その他の補助油田サービスがある。また，CJWSは油井の生産寿命終了時に油井の封じ込めと廃棄サービスを行い，遊休油井の巨大な市場に基づいてBerryのための戦略的成長機会を創出すると信じている
私たちの株主リターンモデルは2022年1月1日に施行される。我々のビジネスモデルと同様に、このような株主リターンモデルは簡単であり、資本構成の最適化と株主へのリターンに対する私たちの約束を示している。このモデルは，我々の調整自由キャッシュフロー(従来は自律自由キャッシュフローと呼ばれていた)に基づいており，運営キャッシュフローから定期固定配当金と保守資本を減算すると定義されている.維持資本は特定年度の生産量を最適化するために必要な資本支出であり、適用時には(I)戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出、例えば石油及び天然ガス資産及び任意の探査及び開発活動を買収及び剥離し、生産量を高めて前年の年間生産量を超える；(Ii)油井修理及び廃棄部門の資本支出；(Iii)持続可能な発展措置の補助に関連する会社支出及び/又は(Iv)その他の適宜及び核心業務の維持とは関係のない支出を含む。2022年の調整後の自由現金流量の初期分配は、(A)60%、主に四半期ごとに支払う可変現金配当金、および日和見債務の買い戻しであると予想される；(B)40%で、可能である
私たちの広範な掘削機会在庫、私たちの短期的かつ長期的な持続可能な開発計画の推進、株式買い戻しおよび/または資本保留を含む日和見成長のために使用される。私たちの2022年の調整後の自由キャッシュフローは2億ドルだ。2022年の株主リターンモデルによると、2022年の業績に関する合計1億89億ドルを支払う予定で、(I)可変現金配当金用1.19億ドル、(Ii)固定現金配当金用1900万ドル、株式買い戻し用5100万ドルを含む
2023年2月初め、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させる計画を含む株主リターンモデルを更新しました。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年第1四半期から、調整後の自由現金の分配は、(A)80%が主に日和見債務または株式買い戻し形式となり、(B)20%が可変配当の形となる。任意の実際に支払われた配当金(固定または可変)は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、および他の要因を含む当時の既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます
私たちは、私たちの低い下落した石油加重生産基地で私たちの戦略を成功させ、魅力的な全周期経済の確定された掘削場所の広範な在庫を加えて、私たちが自由なキャッシュフローを生成する目標を支持し、これは私たちの運営に資金を提供し、資本効率を最適化し、株主のリターンを最大化すると信じている。私たちはまた低レバレッジイメージを維持し、大口商品の価格周期を通じて魅力的な有機的かつ戦略的な成長を探索するために努力している。私たちの戦略は、私たちの業界を推進することと、私たちの運営に影響を与える多様な力に自発的に参加すること、積極的でも消極的であっても、私たちの資産を最大限に利用し、株主のために価値を創造し、安全で、より効率的で、より低排出の運営に一致する環境目標を支援することを含む。株主のための長期的な価値を創造する約束の一部として、道徳的、安全、責任ある方法で業務を展開し、環境を保護し、私たちの人々と私たちの生活と運営に配慮したコミュニティに取り組んでいます。石油と天然ガスは依然として未来のエネルギー構造の重要な構成要素になると信じており、私たちの目標は安全で責任を持って業務を展開することであり、同時に利益関係者との接触を通じて経済安定と社会公平を支持することである。エネルギー転換における石油と天然ガス業界の役割を認識し，再生可能エネルギーと通常エネルギーの共存を主張した。私たちはエネルギー移行解決策の一部になるように努力し、私たちのコミュニティに安全で負担できるエネルギーを提供し続けている。
私たちが株主のために長期的な価値を創造する約束の一部として、私たちは道徳的、安全、責任ある方法で業務を展開し、環境を保護し、私たちの人々と私たちの生活と運営に配慮するコミュニティに取り組んでいます。
どうやって運営を計画し評価するか
我々は、(A)調整されたEBITDA、(B)株主リターンの調整後の自由現金流量、(C)我々の探査·販売業務の生産量、(D)探査·生産現場業務の措置、(E)HSE結果、(F)一般および行政費用、および(G)活動レベル、価格設定、および提供された各サービスの相対的な業績に基づいて、我々の油井修理および廃棄業務の業績を管理し、評価するために、以下の指標を使用する。
調整後EBITDA
調整後のEBITDAは，我々の経営陣が我々のE&P業務とCJWSの運営実績を分析·監視するための主要な財務·運営指標である。我々はまた、生産レベルを維持するために、調整されたEBITDAを用いて、生産レベルを維持し、2021年のRBL融資メカニズムのヘッジ要求を除いて、我々の戦略的ヘッジ需要を決定する(以下、流動性と資本資源の定義を参照)。調整後のEBITDAは非GAAP財務測定指標であり、著者らはそれを利息支出、所得税、減価償却、損失と償却前の収益(“DD&A”)、派生製品の収益或いは損失(所定の派生製品の決済によって受信或いは支払いされた現金を差し引く)、減価、株式補償支出及びあまり見られない項目と定義する。調整後のEBITDAと経営活動が提供する純(損失)収入と現金純額の入金については、“経営陣の議論と分析--非GAAP財務措置”を参照してください。これは私たちの最も直接的な比較可能な財務指標です
公認会計原則に基づいて計算と列報の計量を行う。私たちの財務諸表の管理層と外部ユーザー、例えば業界アナリスト、投資家、融資者、格付け機関は、この補充された非公認会計基準財務指標を使用している
株主リターン
2022年から，調整後の自由キャッシュフローに基づく株主リターンモデルを実施し，調整後の自由キャッシュフローは非GAAP測定基準であり，運営キャッシュフローから定期固定配当金と保守資本を減算すると定義した。維持資本とは石油及び天然ガスの年間生産量を維持するために必要な資本支出であり、資本支出と定義され、適用すれば、戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出を含まず、例えば石油及び天然ガス資産及びいかなる探査及び開発活動を買収及び剥離して生産量を増加させ、前年の年間生産量及び油井修理及び廃棄分部を超える資本支出、及び付属持続可能な発展計画或いはその他の適宜及び核心業務の維持と関係のない支出に関連する資本支出を含む。調整後の自由現金流量は、私たちの現金残高のすべての増加または減少を表すものではなく、この測定基準から差し引かれていない非自由支配支出があるので、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻しまたは他の自由支配可能支出に使用できると推定してはならない。調整後の自由現金流量と経営活動が提供する現金の入金については、GAAP計算と列報による最も直接的な比財務計量である“経営層の議論と分析--非GAAP財務計量”を参照されたい)。2023年2月に改訂された株主リターンモデルによると, 私たちは四半期ごとに0.12ドルの固定配当金を支払う予定だ。また、調整後の自由現金流量の分配を、(A)80%が主に日和見債務または株式買い戻し形式、および(B)20%が可変配当の形で調整される。任意の実際に支払われた配当金(固定または可変)は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、および他の要因を含む当時の既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます。
私たちの株主リターンへの関心は、会社の平均投資資本現金リターンおよび相対的かつ絶対株主総リターンに基づく業績評価基準を含む業績に基づく制限的な株式奨励にも現れている。私たちの短期インセンティブ計画にはまた調整された自由キャッシュフローの業績目標が含まれている。
生産する
石油と天然ガス生産は私たちの経営業績の重要な駆動力であり、私たちの業務成功の重要な要素であり、未来の経済発展を予測するために用いられる。私たちは生産量を測定し、密接に監視し、その結果に基づいて私たちの不動産開発努力を調整していく。私たちは商品タイプごとに生産量を追跡し、前の四半期と予想結果と比較した。
E&P現場行動(前運営費)
私たちは私たちが以前言った運営支出や運営費用の列報方式を変えた。全体的に，経営陣はコアE&P運営費用および我々のコージェネレーション，マーケティング，輸送活動を考慮することで，我々E&Pの現場運営の効率を評価している。特に，我々のカリフォルニアでの探査·採掘業務のコアコンポーネントは蒸気であり，蒸気を用いて重油を地面に持ち上げている。私たちはいくつかの熱電併給施設を運営して、私たちが運営するために必要な蒸気を生産しています。我々火力発電所と我々の運転中の他の蒸気源のコスト効果を比較したところ，経営陣は，事業施設のために購入した天然ガスコストと，E&P現場運転で使用した蒸気と電力の価値，および余分な電力を電力網に売却した収入を含めて火力発電所の運営コストを考慮した。私たちは天然ガス購入ヘッジを通じてカリフォルニア蒸気事業の燃料ガスコストの変動性を最小限にするために努力している。したがって，我々のE&P現場業務の効率は，これらのデリバティブから受け取ったり支払ったりする現金決済の影響を受ける.ロッキー山脈からガスを輸送する契約もあります。これは歴史的にカリフォルニアの市場よりずっと安いです。輸送·マーケティングについては，管理層はE&P業務の全体的な効率を評価する際に増量能力の日和見販売も考慮している
レンタル業務費用には、燃料、労働力、地方事務所、車両、監督、メンテナンス、道具と用品、修理費用が含まれています。電気料金には，我々2つのコージェネレーション施設が電気料金を支給する燃料，人工，メンテナンスおよび工具と用品部分が含まれており，残りのコージェネレーション費用はリース運営費用に計上されている。交通費は私たちが自宅で生産している石油や天然ガスの輸送コストやそれを市場に運ぶコストに関係しています。マーケティング費用は主に第三者から購入した天然ガスに関するもので、これらの天然ガスは私たちの収集と加工システムを通じて、第三者に販売される。電力収入は我々2つのコージェネレーション施設の過剰電力を市場価格で長期契約に基づいてカリフォルニア州の公共事業会社に売却することから来ている。これらの熱電併給施設の規模はそれぞれの油田の蒸気需要を満たすことができるが，それに応じて発生する電力はこれらの油田の現在の作業に必要な電力を超えている。輸送販売とは、私たちが第三者を代表して私たちのシステム上で輸送する水と他の液体と関係があり、マーケティング収入とは、第三者から第三者に購入して販売する天然ガスの販売を意味する。
健康、安全、環境
石油や天然ガス業界の他の会社と同様に、私たちのE&P業務とCJWSの運営は複雑な連邦、州、地方の法律法規によって制限されており、これらの法規は健康と安全、材料の放出や排出、土地使用や環境保護を管理しており、これらの法律と法規は私たちの不動産や業務の使用を制限し、私たちのコストを増加させ、あるいは私たちの製品とサービスの使用を低減または制限するかもしれない。“第一項、第一項”管理事項“及び第I部、第一A項を参照。本年度報告における“リスク要因”は，政府法規(HSEに関する事項を含む法規を含む)が我々の業務，運営，資本支出，収益，競争地位に及ぼす可能性のある潜在的な影響を検討するためである
私たちが長期的な株主価値の創造に取り組んでいる一部として、私たちは道徳的、安全、責任ある方法で業務を展開し、環境を保護し、私たちの人々と私たちの生活と運営に配慮するコミュニティに努力しています。私たちはまた、私たちの資源のすべての潜在力を適時に実現し、人々と環境を保護し、既存の法律と法規を遵守するために、規制機関、私たちが業務を展開しているコミュニティ、私たちの他の利害関係者と積極的かつ透明な接触を求めている。私たちは様々な措置を通じて私たちのHSE表現を監視し、私たちの従業員と請負業者に対して高い基準を維持します。企業HSE指標を満たすHSEイベントや漏洩予防に関する指標は，すべての従業員に対する短期インセンティブ計画の一部である
一般と行政費用
私たちは私たちの現金一般と行政費用を監視して、私たちの間接管理活動の効率を測る指標として、このようなコストの10%未満しか資本化されておらず、これは業界基準をはるかに下回っている。このようなものは
費用は私たちの会社と専門チームが私たちの資産開発と日常運営に適切なレベルの支援を提供する重要な構成要素です。
油井のメンテナンスと廃棄作業のパフォーマンス
我々は，サービスと顧客の収入および調整後のEBITDAにより，我々の油井整備と廃棄業務の業績を監視してきた
ビジネス環境と市場状況
私たちの経営と財務業績及び石油と天然ガス業界全体の経営業績と財務業績は商品価格の深刻な影響を受けており、その中には差額が含まれており、これらの差額はすでに多くの市場に関連する変数によって大幅に変動し続ける可能性があり、これらの変数は全世界の地政学、経済状況及び現地と地域市場要素と混乱を含む。原油価格は2022年に大幅に改善されたにもかかわらず、それらは変動を維持する可能性がある。
我々の油井サービスや廃棄業務は石油と天然ガス会社の支出に依存しており，これは大口商品価格の変動をある程度反映することができる。現有の油井と天然ガス井は生産を維持するために持続的に支出する必要があるため、石油と天然ガス会社が現有の油井の維持に用いる支出は従来より相対的に安定かつ予測可能である。また、私たちの顧客の閉鎖と廃棄油井の要求は監督管理要求によって大きく推進され、監督管理要求の大口商品価格への依存度は低い。
現在、世界の石油在庫は過去レベルと比較して低く、オペック+や他の産油国の供給は今後数年間予測される石油需要の増加を満たすには不十分であると予想される。過去数年間に増量石油供給を開発する資本投資が不足しているため、多くのオペック+国は生産量レベルを高めることができず、予想レベルに達することもできないと考えられている。2022年10月、世界経済と石油市場の見通しの不確定性により、オペック+は2022年11月から2023年12月まで1日200万バレルの減産を決定した。また、各国はウクライナ戦争に対してロシアの石油に対する制裁と輸入禁止を実施し、世界の石油供給にさらに影響を与えた。それにもかかわらず、石油と天然ガス価格は最近、2022年上半期の高値から低下し、需要のいかなる変化に伴って低下または上昇する可能性があり、原因は中国の2022年12月の新冠肺炎に対する制限の撤廃、ウクライナの持続的な衝突、国際制裁、欧ペック+未来の行動に対する推測、新冠肺炎変異体の開発及び新冠肺炎の広範囲爆発の可能性、より高い天然ガス価格、インフレと政府のインフレ低減努力、長期衰退を含む全世界経済全体の健康状況が発生する可能性の変化を含む。また，石油や天然ガス価格の変動は化石燃料からの移行を加速させ，比較的長期的な需要減少を招く可能性がある。これらおよび他の外部要素(例えば、気候変動規制における政府の行動)が最終的に私たちの将来の業務、流動性、財務状況、経営結果にどの程度影響を与えるかは高度に不確定であり、将来の発展を含む多くの要素に依存する, これは私たちの統制範囲内でもなく、正確に予測できない。
過去数年間に、無数の石油·ガス環境に重大な影響を与えるグローバルな事件、例えば新冠肺炎疫病、ロシアとウクライナ戦争の影響、及びオペック+の行動が発生した。新冠肺炎疫病は石油需要の深刻な低下を招き、2020年から、石油と天然ガス業界は著しい変動と不確定性が現れた。石油及び関連製品の供給が過剰な場合、原油価格は2020年上半期に大幅に低下する。いくつかの変動が出現したにもかかわらず、全体的な原油価格は2020年に経験した安点からずっと着実に改善されており、これは需要の増加と一致し、疫病は依然として継続しているにもかかわらず、新冠肺炎変種をめぐる不確定性である。石油と天然ガス価格は2022年に大幅に上昇し、1バレル128ドル近くの高値に達したが、これは主にウクライナ戦争を含む世界の需給不均衡の結果によるものだ。ブレント原油価格は2022年12月31日までの1年で2021年12月31日までの年より40%高い
商品の定価と差額
私たちの収入、コスト、収益性、株主リターン、および将来の成長は、石油と天然ガス生産から得られた価格と、天然ガスを購入するために私たちが支払った価格に大きく依存しており、これらの価格は、第1部1 A項で議論された要素を含む様々な要素の影響を受けている。本年度報告書の“リスク要因”。我々は，我々が予測した石油と天然ガス生産量および天然ガス購入の一部をデリバティブを用いてヘッジし，石油と天然ガス価格変動のリスクを減少させる。
以下に述べるように、ブレント原油の平均価格は、2022年12月31日までの年間で28.09ドルまたは40%上昇した。カリフォルニア市場は通常ブレント原油価格の影響を受けているが、カリフォルニアの原油価格は最終的には第三者輸送と市場出前インフラ能力を含む現地の需給動態によって決定される
私たちのカリフォルニア蒸気事業について、私たちが支払った燃料ガス購入価格は通常、北西ロッキー山脈指数とコーエン交付指数に基づくロッキー山脈購入であり、交付指数の購入はカリフォルニアで行われる。現在、私たちの天然ガスの大部分はロッキー山脈で購入されている。西北落基山指数の最高価格はMmbtuあたり11.39ドル、2022年の最低価格は4.38ドルである。Kern，Delivered指数の最高価格はMmbtuあたり50.79ドル，2022年の最低3.70ドルであった.この年、私たちは平均MMBTU当たり7.86ドルを支払った。2021年12月31日までの年度と比較して、我々が支払った価格は平均2.22ドル/MMBTU、または2022年12月31日までの年度の39%上昇した
次の表に2022年12月31日と2021年12月31日までの年間ブレント、西テキサス中質原油、クーン、西北、ロッキー山脈、Henry Hubの平均価格を示す
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| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| 石油(バレル)-ブレント原油 | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
| 石油(バレル)-西テキサス中質原油 | $ | 94.39 | | | $ | 67.90 | |
| 天然ガス(MMBTU)-クーン、交付されました | $ | 8.99 | | | $ | 5.65 | |
| 天然ガス(MMBTU)-北西、ロッキー山脈 | $ | 6.95 | | | $ | 3.90 | |
| 天然ガス(MMBTU)-Henry Hub | $ | 6.45 | | | $ | 3.89 | |
上述したように、カリフォルニア州の原油価格は、カリフォルニア製油業者の約70%の需要がオペック+国や他の水運源から輸入されているため、ブレント原油価格の影響を受けている。鉄道やスーパータンカーを介して原油を輸入する高いコストと潜在的な環境影響がない場合，州内での生産と低コスト原油輸送選択に加え，ブレントの影響を受ける価格設定に加え，適切な原油価格環境下で，当社期間内にカリフォルニアで正の現金利益率を実現できるようにしていくべきであると信じている
ユタ州の石油価格は従来西テキサスの中質原油より低く、現地の製油所はユタ州独特の石油特徴のために設計されているため、これらの資産の遠隔地は他の市場に入ることは物流上挑戦的である。しかしながら、私たちは既存の土地に対して高い運営制御権を有しており、これは、追加の垂直および/または水平開発および再完了に顕著なアップリンク空間を提供する。
天然ガス価格と差額は現地市場のファンダメンタルズ、生産区の輸送能力の獲得性と季節性の影響を強い影響を受ける。天然ガス価格に対する私たちの主な開口は私たちの費用だ。カリフォルニアの蒸気洪水とコージェネレーション施設のために購入した天然ガスはロッキー山脈で生産·販売されている天然ガスよりずっと多い。2022年5月、私たちはロッキー山脈で天然ガスの大部分を購入し、私たちのクーン川パイプライン能力を使用して私たちのカリフォルニア業務に輸送し始めた。2022年、私たちは約60，000 MMtu/dを購入しました。そのうち12，000 MMtu/dは、クーン川パイプラインと締結した48，000 MMtu/d契約からカリフォルニア州で購入しました。ロッキー山脈で購入した天然ガスは、カリフォルニア州での業務に輸送され、カリフォルニア州燃料ガス購入価格の変動の影響を受けることを制限するために支援されています。私たちは大部分の天然ガスをヘッジすることで、私たちの蒸気業務のガスコストの変動性をさらに低減するために努力している
購入します。また、天然ガス価格の上昇がカリフォルニアの運営費用に与える負の影響部分は、ロッキー山脈での生産と販売の天然ガス販売増加によって相殺された
他の要因では、極端に寒い天気条件が2022年の天然ガス価格の上昇を推進した。カリフォルニア州では、2022年12月中旬に著しい上昇を経験し、天然ガス価格は1 Mmbtuあたり50.79ドルに達した。私たちは私たちのコージェネレーション施設を一時的に閉鎖し、私たちの運営中の他の部分の蒸気発生を減少させ、カリフォルニアでの天然ガス消費を迅速に移動させ、生産に負の影響を与えた。コージェネレーション事業の過剰電力を天然ガス価格にリンクした価格で第三者に売却することで，我々火力発電所のかなりの天然ガス購入リスクを軽減することを求めている。天然ガス価格が電気価格に与える影響に加えて、これらの販売は通常、季節的容量が含まれているため、夏の月にもっと高い。市場価格および現在と予想される需給バランスから、カリフォルニアの天然ガス価格は2023年上半期に引き続き高位を維持し、2023年中に軟調になることが予想されている。私たちのヘッジ戦略は、ロッキー山脈を中流から天然ガスを得る機会に加え、天然ガス価格の高い企業が私たちのコスト構造に与える影響を緩和することにも役立ちます
NGLの価格と差額はこれらの液体を構成する製品の需給と関連がある。その中のいくつかはより典型的には石油価格と関連があり、他のいくつかは天然ガス価格および原料として使用されるいくつかの化学製品の需要の影響を受ける。しかも、インフラの制限は価格変動を拡大させる。
私たちの収益はまたコージェネレーション施設の性能の影響を受けている。これらの熱電併給施設は私たちの不動産に電力と蒸気を供給し、非レンタル販売に電力を供給する。我々のコージェネレーション施設の電力出力の一部は，運転費用を削減するために我々の生産施設で使用されているが，我々も2つのコージェネレーション施設で発生した電力を長期契約に基づいて販売しており，契約条項はそれぞれ2023年12月と2026年11月に終了している。熱電併給施設の最も重要な投入と費用は天然ガスだ。私たちは通常夏にこれらの熱電併給施設から著しく多くの収入を得ており、最も明らかなのは6月から9月まで、私たちが交渉後の容量支払いを受けたからだ。
季節的な天気状況は過去と未来に私たちの掘削、生産、そして油井修理活動に影響を及ぼすかもしれない。極端な天気条件は掘削と完井目標および生産目標を満たすことに挑戦する可能性がある。季節的な天気はまた、設備、用品、人員の競争を激化させる可能性があり、これは不足とコストの増加、または運営の遅延を招く可能性がある。私たちの行動はずっと影響を受けており、未来も冬の氷雪の影響を受ける可能性があり、特にユタ州では、春と夏は雷嵐と高温の影響を受け、野火と降雨を受ける可能性がある。また、異常な豪雨や極端な温度で洪水や停電を招く可能性があり、これは特にカリフォルニア州では私たちの運営能力に悪影響を及ぼす可能性がある。例えば、2022年12月、異常な悪天候によりカリフォルニアは運営課題、生産停止、天然ガス価格の大幅な上昇に直面している。2023年第1四半期、極端に不利な天気条件が引き続き存在し、私たちの生産に影響を与えた
さらに、石油や天然ガス産業の他の会社と同様に、私たちの運営は、掘削、完了、油井刺激、運営、油井または施設の維持または廃棄、エネルギー、水、土地、温室効果ガスまたは他の排出、健康、安全および環境の保護、または輸送、マーケティング、販売に関する厳格な連邦、州、地方の法律法規によって制限されています。連邦、州、そして地方機関はこのような分野での規制の重複権力を主張するかもしれない。我々の業務に影響を与える法律·法規の説明については、“項目1と項目2.企業や物件--健康、安全、環境事項の規制”を参照されたい。規制リスクに関するより多くの情報は、“プロジェクト1 A”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営と産業に関連するリスク“。
いくつかの経営と財務情報
次の表に2022年12月31日と2021年12月31日までの年度の平均日生産量，総生産量，平均価格の情報を示す。
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| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
1日平均生産量：(1) | | | |
石油(Mbbl/d) | 24.0 | | | 24.2 | |
天然ガス(Mmcf/d) | 10.2 | | | 17.1 | |
NGL(Mbl/d) | 0.4 | | | 0.4 | |
合計(mboe/d)(2) | 26.1 | | | 27.4 | |
| 総生産量： | | | |
石油(MBbl) | 8,770 | | | 8,825 | |
天然ガス(Mmcf) | 3,706 | | | 6,224 | |
NGL(Mbbl) | 144 | | | 141 | |
合計(Mboe)(2) | 9,532 | | | 10,004 | |
加重平均は達成された価格： | | | |
ヘッジなしの石油(ドル/バレル) | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | |
| デリバティブ和解予定の影響(ドル/バレル) | $ | (14.39) | | | $ | (16.45) | |
ヘッジ付き石油(ドル/バレル) | $ | 77.59 | | | $ | 50.12 | |
天然ガス(ドル/mcf) | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | |
NGL($/bbl) | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | |
平均基準価格： | | | |
石油(バレル)-ブレント原油 | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
石油(バレル)-西テキサス中質原油 | $ | 94.39 | | | $ | 67.90 | |
天然ガス(MMBTU)-クーン、交付されました(3) | $ | 8.99 | | | $ | 5.65 | |
天然ガス(MMBTU)-北西、ロッキー山脈(4) | $ | 6.95 | | | $ | 3.90 | |
天然ガス(MMBTU)-Henry Hub(4) | $ | 6.45 | | | $ | 3.89 | |
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(1)生産量とは，その期間内に販売された数量である.私たちはまた石油と天然ガスを採掘するためにレンタル生産された天然ガスの一部を消費する。
(2)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日までの1年間、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと6.45ドルであった
(3)私たちが購入した蒸気と電力を生成するための天然ガスは、主に輸送費を含むロッキー山脈の価格指数に基づいている。なぜなら、私たちの現在の天然ガス需要の大部分はロッキー山脈から購入され、残りはカリフォルニア州で購入されているからだ。Kern，Delivered Indexはカリフォルニア州の天然ガス購入部分のみの相関指数である
(4)西北、ロッキー山脈およびHenry Hubは、ロッキー山脈の天然ガス販売と購入に関する指数である。
以下の表に示す時期における作業区域別の平均日収量を示す
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| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
平均日生産量(mboe/d)(1): | | | |
カリフォルニア州(2) | 21.3 | | | 22.0 | |
ユタ州(3) | 4.7 | | | 4.2 | |
| 26.0 | | | 26.2 | |
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コロラド州(4) | 0.1 | | | 1.2 | |
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総平均日生産量 | 26.1 | | | 27.4 | |
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(1)生産量とは，その期間内に販売された数量である.
(2)2021年10月末までPlacerita物件の生産量を含む。2021年、これらの油田の平均日生産量は約700 boe/dである。
(3)2022年2月の買収時から2022年末までのカモシカ渓地域の生産量を含む。
(4)2022年1月、コロラド州のすべての天然ガス資産を剥離した。
昨年同期と比較して、私たちの全体生産量は、2022年と2021年の買収と資産剥離の影響は含まれていない。ユタ州の生産量が0.5 mboe/d，あるいは12%増加したのは，新たな掘削活動とAntelope Creekの買収により，自然低下の影響を相殺したためである。Anelope Creekの産出量は1.2 mboe/dであり，買収前の約2倍であり，パフォーマンスの悪い油井が発見され，それらの性能を最大限に向上させるために広範な井戸工事活動が行われているからである。2021年12月31日までの1年間のコロラド州資産の日生産量は120万バレル，カリフォルニアPlacerita資産の日生産量は70万バレルであり，2021年第4四半期に剥離した。
比較可能なベースでは，カリフォルニアのPlacerita生産量を含まない同比生産量は21.3 mboe/dと横ばいであった。
経営成果 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 変更率 |
| (単位：千) | | |
収入とその他： | | | | | | | |
石油、天然ガス、天然ガス液体販売 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 216,974 | | | 35 | % |
| サービス収入 | 181,400 | | | 35,840 | | | 145,560 | | | 406 | % |
売電 | 30,833 | | | 35,636 | | | (4,803) | | | (13) | % |
石油·天然ガスデリバティブ販売収益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 19,290 | | | (12) | % |
| マーケティングやその他の収入は | 768 | | | 4,398 | | | (3,630) | | | (83) | % |
総収入とその他 | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | | | $ | 373,391 | | | 69 | % |
収入とその他
私たちは大部分の石油販売に対してヘッジを行い、私たちの期待キャッシュフローを原油価格の下落の影響から保護し、2021年のRBLローンメカニズムのヘッジ要求を満たす。2022年、私たちの実際のガソリン価格は1バレル91.98ドル、対沖価格は1バレル77.59ドルです。対照的に、2021年、私たちの実際のガソリン価格は1バレル66.57ドルで、私たちのヘッジ価格は1バレル50.12ドルです
2021年12月31日までの年度と比較して、2022年12月31日までの年間で、石油、天然ガス、天然ガスの売上高は2.17億ドル増加し、35%増の約8.42億ドルに達した。石油と天然ガス価格はそれぞれ2.23億ドルと1000万ドル上昇し、生産量が1600万ドル低下した影響を部分的に相殺した。この数量差の中で、天然ガスは1300万ドルを占めており、これは2022年1月にコロラド州で私たちの独占天然ガス資産を販売した結果であり、残りの300万ドルの差は2021年末にPlaceritaを販売し、Antelope Creekの追加数量を差し引いたものだ。油井整備と廃棄部門はまれに私たちのE&P部門にサービスを提供するため，合併期間中に会社間で300万ドルの収入と支出が減少したことを記録した。2021年の会社間淘汰はどうでもいい。
2022年のサービス収入はすべて私たちの油井修理と廃棄事業の収入から来ます。2021年10月1日に事業を買収して以来、2022年は私たちの活動の最初の完全な年であり、2021年は1四半期の活動しかありません。
2021年12月31日までの年度と比較して，2022年12月31日までの年度の電力販売(すなわち公共事業会社への売上高)は500万ドル減少し，減少幅は13%の約3100万ドルであった。この低下は，2021年末にPlacerita剥離の一部であるコージェネレーション施設の販売により販売量が低下したためである。可比ベースでは，Placeritaの2021年以来のCogen売上高は含まれておらず，単位収入増加によりCogen収入は前年比600万ドル増加し，22%に増加した。
石油と天然ガス販売由来製品の損益には，決済損益と市価建て損益がある。2022年12月31日と2021年12月31日までの年間で、和解損失はそれぞれ1.26億ドルと1.43億ドルだった。この変化は、2022年のヘッジ取引量が2021年を下回ったためだ。2022年12月31日と2021年12月31日までの年度の時価別非現金損失はそれぞれ1，100万ドルと1，400万ドルであり、将来の価格が毎年年末のデリバティブ固定価格よりも高いためである。
2022年1月に第三者マーケティング活動を含む当社のPiceance Colorado事業を販売したため、2022年12月31日までの年度、マーケティングその他の収入は2021年12月31日現在の年度を下回った。歴史的に見ると、Piceanceは私たちのほとんどのマーケティング収入を占めている。
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| 十二月三十一日までの年度 | | | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 変更率 |
| (単位：千) | | |
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費用とその他： | | | | | | | |
レンタル運営費 | $ | 302,321 | | | $ | 236,048 | | | $ | 66,273 | | | 28 | % |
| サービスコスト | 142,819 | | | 28,339 | | | 114,480 | | | 404 | % |
電気代を支給する | 21,839 | | | 23,148 | | | (1,309) | | | (6) | % |
交通費 | 4,564 | | | 6,897 | | | (2,333) | | | (34) | % |
マーケティング費用 | 299 | | | 3,811 | | | (3,512) | | | (92) | % |
一般と行政費用 | 96,439 | | | 73,106 | | | 23,333 | | | 32 | % |
減価償却、損耗、償却 | 156,847 | | | 144,495 | | | 12,352 | | | 9 | % |
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所得税以外の税項 | 39,495 | | | 46,500 | | | (7,005) | | | (15) | % |
| 天然ガス購入デリバティブの収益 | (88,795) | | | (38,577) | | | (50,218) | | | 130 | % |
その他の運営費 | 3,722 | | | 3,101 | | | 621 | | | 20 | % |
総費用とその他 | 679,550 | | | 526,868 | | | 152,682 | | | 29 | % |
その他(費用)収入： | | | | | | | |
利子支出 | (30,917) | | | (31,964) | | | (1,047) | | | (3) | % |
その他、純額 | (142) | | | (247) | | | (105) | | | (43) | % |
その他の収入合計 | (31,059) | | | (32,211) | | | (1,152) | | | (4) | % |
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| 所得税前収入 | 207,732 | | | (14,129) | | | (221,861) | | | 1,570 | % |
| 所得税支出 | (42,436) | | | 1,413 | | | (43,849) | | | 3,103 | % |
| 純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (265,710) | | | 1,710 | % |
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調整後EBITDA(1) | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | | | $ | 167,802 | | | 79 | % |
調整後純収益(1) | $ | 226,463 | | | $ | 10,722 | | | $ | 215,741 | | | 2,012 | % |
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__________(1)調整後EBITDAと調整後純収益(損失)は、公認会計基準に基づいて算出されない財務指標である。経営活動が提供する現金純額と純収益(赤字)の定義と入金については、“項目7--非公認会計基準財務計量”を参照されたい。
費用.費用
前年と比較して、レンタル運営費は絶対ドルで28%増加した。この増加のうち，約60%は我々カリフォルニア蒸気施設の天然ガス(燃料)コストの上昇によるものである。2021年に比べて天然ガスの平均購入価格は100万トンあたり39%上昇し，消費減少によるメリットを差し引いて燃料支出は34%増加した。燃料を含まないレンタル運営費用は絶対ドルで23%増加し、原因は油井サービスと井戸修理コスト、外部サービス、化学品と電力コストの上昇だ。活動レベルは2021年以来上昇しており，特に油井整備と井戸修理が行われているが，サービスプロバイダや材料や用品からのインフレ圧力にも遭遇し，5%から15%まで様々である
サービスコストには、2021年10月1日に買収した油井整備·廃棄事業の全コストが含まれています。2022年は私たちが運営する最初の完全な年なので、前の時期は比べものにならない。
2022年12月31日までの年間で発電費用が1%低下し，2021年12月31日までの年度の2.31ドルから1 boe 2.29ドルに低下したのは，先に検討した2021年末のコージェネレーション施設の販売による販売量の低下により，燃料価格の上昇を相殺したためである。発電費用に含まれる燃料コストは，他の場所で検討されている天然ガスデリバティブ和解の影響を含まない
2022年12月31日までの年間輸送費は30%低下し、1バレル0.48ドルに低下したが、2021年12月31日までの年度は0.69ドルであり、これは主にPiceance物件が剥離されたためである。
2022年第1四半期に当社のPiceance Colorado事業を販売したため、第三者マーケティング活動を含め、2022年12月31日までの年間マーケティング費用は92%減少し、BOE当たり0.03ドルになりましたが、2021年12月31日までの年間マーケティング費用はBOE当たり0.38ドルでした。歴史的に見ると、Piceanceは私たちのほとんどのマーケティング収入を占めている。
2022年12月31日と2021年12月31日までの年度の天然ガスデリバティブ購入収益または損失はそれぞれ8900万ドルと3900万ドルだった。2022年12月31日までの年間の決算収益は3800万ドル、あるいは1株当たりBOE 4.00ドルであるが、2021年同期の収益は5100万ドル、あるいは1株BOE 5.09ドルであり、主に2022年のヘッジ取引量が2021年を下回ったためである。2022年決算のヘッジ平均固定価格は4.21ドル、名目数は1日3.8万Mmbtu、2021年の平均固定価格は2.80ドル、名目数は4.6万Mmbtu。2022年12月31日および2021年12月31日までの年度の時価換算推定損益はそれぞれ収益5，100万元および損失1，300万元であり、期末先物価格変動状況と一致している
2022年12月31日までの1年間は、2021年12月31日までの年度と比較して、一般·行政費が約2300万ドルまたは32%増加した。前年比増加は、CJWSの年間支出、非現金株報酬を含む従業員コストの膨張、より高い専門サービスのためである。2022年と2021年12月31日までの1年間で、非現金株の給与コストはそれぞれ約1600万ドルと1300万ドルで、非日常的なコストはそれぞれ300万ドルに横ばいだった。2022年の非日常料金には主に経営陣後継費用が含まれ、2021年の非日常料金は買収活動に関する法律や他の専門サービス費用である。
我々は，“調整後の一般·行政費用”を，非現金株補償費用と非常に一般的でないコスト(“調整後の一般·行政費用”)を差し引いた調整後の一般·行政費用と定義した。調整後の一般的·行政費は、非現金株報酬コストや非日常的コストを含まず、2021年の5700万ドルに比べて1900万ドル増加し、7600万ドルに達した。前年比増加は、年間のCJWS費用、従業員コストの膨張、より高い専門サービスのためである。調整後の一般および行政費用と一般および行政費用との入金については、公認会計基準に基づいて計算および列報された最も直接的に比較可能な財務計量である“非公認会計基準財務計量”を参照されたい。
2021年12月31日までの年度と比較して，2022年12月31日までの年度DD&Aは1200万ドル増加し，9%増の約1.57億ドルに達した。CJWS買収は減価償却を1，000万ドル増加させ，残りの部分はE&P部門からやや高い損失率を増加させた。英国中央銀行ごとに、DD&Aは前年比2.02ドル増加し、14.44ドルから16.46ドルに増加した。
所得税以外の税項 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 変更率 |
| (イギリスの中央銀行によって) | | | |
散費税 | $ | 1.46 | | | $ | 0.83 | | | $ | 0.63 | | | 76 | % |
従価税 | 1.68 | | | 1.73 | | (0.05) | | | (3) | % |
温室効果ガス排出限度額 | 1.00 | | | 2.09 | | (1.09) | | | (52) | % |
| | | | | | | |
所得税以外の全税種 | $ | 4.14 | | | $ | 4.65 | | | $ | (0.51) | | | (11) | % |
2022年12月31日までの年間では、所得税を含まない税収は0.51ドル減少し、1バレル4.14ドルに減少したが、2021年12月31日までの年間は4.65ドルだった。ユタ州の単位収入と販売量の増加により、解散税が増加した。2021年末のPlaceritaと2022年1月のPiceanceの販売により、既存物件の高い税率を差し引くと、価格税からやや低下する。温室効果ガス費用の減少は，2021年第4四半期のPlaceritaの売却による温室効果ガス排出の削減と，残りの業務の温室効果ガスの市価低下によるものである。
その他営業費(収入)
2022年と2021年12月31日までの年度における他の運営費はそれぞれ400万ドルと300万ドルである。2022年12月31日までの年間で、他の運営支出には、主に2017年の出現や再編前の活動に関する特許権使用料監査費用200万ドルと、Piceance物件を剥離した約200万ドルの損失が含まれています。2021年12月31日までの年度では、他の運営支出は、主に2017年のRBL融資に関連した約300万ドルの未償却債務発行コスト、約300万ドルの補充財産税評価、特許権使用料監査費用、タンクレンタルコスト、および超過放棄コストや法的費用のような200万ドルの他の様々なコスト、一部は売却物件の約200万ドルの収益と200万ドルを超える従業員の留任ポイント収入によって相殺される。
利子支出
2021年同期と比較して、2022年12月31日までの年度の利息支出が3%または100万ドル低下したのは、2022年に低い2021年のRBLローンの期間内に運営資金が借金しているためである。
所得税支出
2022年12月31日までの1年間に、2021年に約4200万ドルの所得税優遇と約100万ドルの税収支出を得た。我々の有効税率は，2021年12月31日までの年度の(10.0%)から2022年12月31日までの年度の(20%)に変更され，主に2021年の税期に関する2022年の米国連邦一般業務相殺が確認され，推定免税額が放出されたためである。2022年に記録された免除は、未来の連邦所得税債務を相殺するために使用できる。私たちの所得税の詳細については、連結財務諸表の付記8を参照されたい。
E&P現場行動
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| 十二月三十一日までの年度 | | |
| 2022 | | 2021 | | $Change | | 変更率 |
| (イギリスの中央銀行によって) | | | | |
| 外地行動費 | | | | | | | |
| レンタル運営費 | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | $ | 8.12 | | | 34 | % |
| 電気代を支給する | 2.29 | | | 2.31 | | | $ | (0.02) | | | (1) | % |
| 交通費 | 0.48 | | | 0.69 | | | $ | (0.21) | | | (30) | % |
| マーケティング費用 | 0.03 | | | 0.38 | | | (0.35) | | | (92) | % |
| 合計する | $ | 34.52 | | | $ | 26.98 | | | $ | 7.54 | | | 28 | % |
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| 天然ガス購入ヘッジで受け取った現金決済 | $ | (4.00) | | | $ | (5.09) | | | $ | 1.09 | | | (21) | % |
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| E&P非生産収入 | | | | | | | |
| 売電 | 3.24 | | | 3.56 | | | $ | (0.32) | | | (9) | % |
| 輸送販売 | 0.05 | | | 0.05 | | | $ | 0.00 | | | 0 | % |
| 営業収入 | 0.03 | | | 0.39 | | | (0.36) | | | (92) | % |
| 合計する | $ | 3.32 | | | $ | 4.00 | | | $ | (0.68) | | | (17) | % |
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私たちは私たちが以前言った運営支出や運営費用の列報方式を変えた。全体的に，経営陣はコアE&P運営費用および我々のコージェネレーション，マーケティング，輸送活動を考慮することで，我々E&Pの現場運営の効率を評価している。特に，我々のカリフォルニアでの探査·採掘業務のコアコンポーネントは蒸気であり，蒸気を用いて重油を地面に持ち上げている。私たちはいくつかの熱電併給施設を運営して、私たちが運営するために必要な蒸気を生産しています。我々火力発電所と我々の運転中の他の蒸気源のコスト効果を比較したところ，経営陣は，事業施設のために購入した天然ガスコストと，E&P現場運転で使用した蒸気と電力の価値，および余分な電力を電力網に売却した収入を含めて火力発電所の運営コストを考慮した。私たちは天然ガス購入ヘッジを通じてカリフォルニア蒸気事業の燃料ガスコストの変動性を最小限にするために努力している。したがって，我々のE&P現場業務の効率は，これらのデリバティブから受け取ったり支払ったりする現金決済の影響を受ける.ロッキー山脈からガスを輸送する契約もあります。これは歴史的にカリフォルニアの市場よりずっと安いです。輸送·マーケティングについては，管理層はE&P業務の全体的な効率を評価する際に増量能力の日和見販売も考慮している。
レンタル業務費用には、燃料、労働力、地方事務所、車両、監督、メンテナンス、道具と用品、修理費用が含まれています。電気料金には，我々2つのコージェネレーション施設が電気料金を支給する燃料，人工，メンテナンスおよび工具と用品部分が含まれており，残りのコージェネレーション費用はリース運営費用に計上されている。交通費は私たちが自宅で生産している石油や天然ガスの輸送コストやそれを市場に運ぶコストに関係しています。マーケティング費用は主に第三者から購入した天然ガスに関するもので、これらの天然ガスは私たちの収集と加工システムを通じて、第三者に販売される。電力収入は我々2つのコージェネレーション施設の過剰電力を市場価格で長期契約に基づいてカリフォルニア州の公共事業会社に売却することから来ている。これらの熱電併給施設の規模はそれぞれの油田の蒸気需要を満たすことができるが，それに応じて発生する電力はこれらの油田の現在の作業に必要な電力を超えている。輸送販売とは、私たちが第三者を代表して私たちのシステム上で輸送する水と他の液体と関係があり、マーケティング収入とは、第三者から第三者に購入して販売する天然ガスの販売を意味する。
流動性と資本資源
現在、私たちは運営キャッシュフローで2023年の資本支出に資金を提供する予定だ。2022年12月31日現在、私たちの流動資金は2.52億ドルで、その中には4600万ドルの現金が含まれており、1.93億ドルは2021年のRBLローンの借金に使用でき、CJWSは1300万ドルが2022年のABLローン(以下、定義)の借金に使用できる。4億ドルの元金総額の7%の優先無担保手形が2026年2月に満期になります。以下のようになります
私たちの株主リターンモデルは2022年1月1日に施行される。我々のビジネスモデルと同様に、このような株主リターンモデルは簡単であり、資本構成の最適化と株主へのリターンに対する私たちの約束を示している。このモデルは，我々の調整自由キャッシュフロー(従来は自律自由キャッシュフローと呼ばれていた)に基づいており，運営キャッシュフローから定期固定配当金と保守資本を減算すると定義されている.維持資本は特定年度の生産量を最適化するために必要な資本支出であり、適用時には(I)戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出、例えば石油及び天然ガス資産及び任意の探査及び開発活動を買収及び剥離し、生産量を高めて前年の年間生産量を超える；(Ii)油井修理及び廃棄部門の資本支出；(Iii)持続可能な発展措置の補助に関連する会社支出及び/又は(Iv)その他の適宜及び核心業務の維持とは関係のない支出を含む。2022年の調整後の自由キャッシュフローの初期分配は、(A)60%が主に四半期ごとに支払われる可変現金配当金の形態で支払い、および日和見債務買い戻し、および(B)40%は、私たちの広範な掘削機会在庫、私たちの短期および長期持続可能な発展計画、株式買い戻しおよび/または資本保持の推進を含む日和見成長に使用できると予想される。私たちの2022年の調整後の自由キャッシュフローは2億ドルだ。2022年の株主リターンモデルによると、2022年の業績に関する合計1億89億ドルを支払う予定で、(I)可変現金配当金用1.19億ドル、(Ii)固定現金配当金用1900万ドル、株式買い戻し用5100万ドルを含む。
2023年2月初め、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させる計画を含む株主リターンモデルを更新しました。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年第1四半期から、調整後の自由現金の分配は、(A)80%が主に日和見債務または株式買い戻し形式となり、(B)20%が可変配当の形となる。任意の実際に支払われた配当金(固定または可変)は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、および他の要因を含む当時の既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます
調整後の自由現金流量は、私たちの現金残高のすべての増加または減少を表すものではなく、この測定基準から差し引かれていない非自由支配支出があるので、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻しまたは他の自由支配可能支出に使用できると推定してはならない。調整された自由現金流量は非公認会計基準の財務計量である。調整後の自由現金流量と経営活動が提供する現金の入金については、“経営陣の議論と分析--非GAAP財務計量”を参照してください。私たちの最も直接的な比較可能な財務計量はGAAP計算と列報に基づいています
私たちは現在、私たちの流動性、資本資源、そして現金が少なくとも今後12ヶ月以内に私たちの業務と運営を展開するのに十分だと信じている。長期的には、原油価格が大幅に下落し、疲弊を維持すれば、現在発生している調整後の自由キャッシュフローレベルを継続することができない可能性があり、私たちの流動性と資本資源は、大口商品価格が回復するまで、私たちの業務と運営を展開するのに十分ではないかもしれない。既知の重大リスクの議論については、第2部1 A項“リスク要因”を参照してください。その多くのリスクは、私たちの業務、流動性、財務状況、および経営結果に悪影響を及ぼす可能性があります。
2021年RBL施設
2021年8月26日、Berry Corpは保証人として、Berry LLCは借り手として、信用協定を締結し、最高5億ドルの循環融資を提供することを規定したが、準備金がある
借入基数(“第1修正案”、“第2修正案”、“第3修正案”により修正され、以下のように定義される：“2021年RBL融資メカニズム”)。私たちの最初の借金ベースは2億ドルだった。2021年のRBL融資メカニズムは、総金額が2000万ドル以下の信用状を発行するために信用証二次ローンを提供した。信用状の発行は2021年のRBL融資メカニズムにおけるドル対ドルベースの循環ローンの借入可得性を減少させた。2021年のRBL融資条項によって早期に終了しない限り、2021年のRBL融資は2025年8月26日に満期になる。借入金基数再決定は、通常、借り手と貸手が所定の再決定の間に1回ずつ一時的に再決定される可能性があるにもかかわらず、毎年5月と11月に発効する。二零二一年十二月、吾らは初めて半年ごとに予定されている借金基数の再決定を完成し、いくつかの信用協定第一修正案(“第一修正案”)を締結し、借金基数が2億ドルであることを再確認し、ヘッジチェーノを改訂し、最低及び最高ヘッジ要求を計算する際に、空頭承認或いは類似派生ツールは含まれていない。
2022年5月、保証人であるBerry Corp.と借り手であるBerry LLCは、“信用協定第2修正案”および“有限同意および免除”(“第2修正案”)を締結し、これにより、他の事項を除いて、2021年RBL融資メカニズムの下で必要な融資者(I)は、いくつかの配当および割り当てに同意し、Berry LLCは、C&Jおよび/またはC&J Managementにおけるいくつかの投資を放棄し、(Ii)は、その中で説明された期間のいくつかの最低ヘッジ要件を免除し、(Iii)任意の違約、違約を放棄する。(V)最低ヘッジ契約を改訂し、2022年10月1日までに、第2の改正案で述べたように、2025年1月1日以降のいかなるカレンダー月のヘッジも要求しない。2022年5月には、半年に1回の借入基数の再決定を完了し、(1)借入基数を2億ドルから2.5億ドルに増加させる(2)選定された承諾額総額(2021年のRBLローンメカニズムを定義する)が2億ドルであることを含む信用協定第3修正案(“第3修正案”)を締結した。および(3)すべての未返済の欧州ドル融資(2021年基準融資金利の定義)を初期利子期間が1カ月の定期基準融資に変換し、調整後のLIBOR金利に1カ月の定期SOFR金利で置き換えることで、ロンドン銀行間同業借り換え金利(LIBOR)から担保付き隔夜融資金利(SOFR)への移行を実現する, 3ヶ月または6ヶ月に0.1%(0.5%を下限とする)をプラスする。
2022年12月、私たちは予定の半年に1回の借入金基数の再決定を完了し、その結果、2.5億ドルの借入金基数と2億ドルの選定承諾額を再確定した。
借入基数の再決定により循環ローンの未返済元本残高と2021年RBL融資メカニズムの下ですべての信用証の額面総額が任意の時間に借金基数を超えた場合、私たちは30日以内に単独でまたは連合して以下の任意の行動をとることができる：一度に不足を補う、備蓄工事報告の提出、より多くの石油と天然ガス資産をカバーする担保ローンを選択することができ、これらの資産はある貸金人が借金基数を増加させ、不足を補うのに十分であると考え、あるいは毎月等しい元金の支払いを開始し、次の6ヶ月以内に不足を補うことができる。もし借入基数に対してある調整を行い、再整理のために調整を行うのではなく、本行は一度に一度に一回の金を支払わなければならず、金額は循環ローンの未返済元金残高及び2021年のRBLローンメカニズムの下ですべての信用証の額面総額が借金基数の額を超えていることに等しい。また、2021年のRBL融資メカニズムでは、返済されていない借金があり、各カレンダー週の終了時に連結現金残高が2000万ドルを超えた場合、これらの超過した額は前払い信用協定下の借金に適用されることが規定されている。そうでなければ、返済されていない元金は満期になるだろう。
循環ローン項目下の未返済借入金計上は、金利は(I)慣行基本金利プラス毎年2.0%から3.0%の適用保証金、および(Ii)慣行基準金利プラス毎年3.0%から4.0%の適用保証金に等しく、両者はいずれも借入基準使用率レベルに依存する。また，2021年のRBL融資メカニズムで1日平均未使用の借金金額について貸金者に0.5%の四半期承諾料を支払わなければならない。私たちは事前に通知された場合、早期返済処罰を受けることなく、2021年のRBLローンメカニズムでのいかなる借金も随時早期返済する権利がある。
2021年のRBL融資メカニズムは、各四半期末の総合ベースで、(I)3.0対1.0を超えないレバー率および(Ii)1.0対1.0を下回らない流れ比率を維持することを要求する。2022年12月31日までのレバー率と流動比率はそれぞれ1.2対1.0と1.7対1.0であった。また、2021年のRBL融資メカニズムは、将来調達した任意の金額を含む無担保債務が発生した場合、借入基数はこのような無担保債務金額の25%に相当すると規定している。2022年12月31日現在、2021年のRBL融資メカニズムでのすべての財務契約を遵守しています。
2021年のRBLローンメカニズムは、通常および慣例的な違約事件および同様の性質のクレジット手配の救済方法を含む。2021年のRBL融資メカニズムはまた、追加債務、留置権、配当、および株主に支払われる他の金、私たちの普通株の買い戻しまたは償還、借り手優先手形の償還、投資、買収、合併、資産処分、関連会社との取引、ヘッジ取引、およびその他の事項に制限を加える
2022年8月26日からその後、2021年にRBLツールは、このような買い戻し形態の効力を与える前および後に、違約または違約イベントが存在しない限り、獲得性が借入ベースの20%以上であり、私たちの形態レバレッジ率が2.0~1.0以下であるいくつかの債務を買い戻すことを可能にする。2021年のRBLローンメカニズムはまた、このような分配形態効果を与える前および後に、違約または違約イベントが存在せず、利用可能性が借金ベースの75%を超え、私たちの形態レバレッジ率が1.5~1.0以下である限り、制限的な支払いを可能にすることを可能にする。さらに、2021年のRBLツールに記載されている他の条件および制限を除いて、そのような配信形態効果を与える前および後に、違約または違約イベントが存在せず、利用可能性が借金ベースの20%より大きく、私たちの形態レバレッジ率が2.0~1.0以下である限り、自由キャッシュフロー100%を超えない総額の他の制限支払いを行うことができる(2021年のRBLツールの定義に従って)。
私たちは、(I)買い戻しまたは分配前に最近終了した財政四半期の自由キャッシュフロー(2021年RBLツールを定義する)の100%から(Ii)特定の投資の金額を減算(Ii)することができ、2021年のRBLツールに記載されている他の条件および制限を除いて、利用可能性が選択された約束または借入ベースの20%(有効者基準)以上であり、私たちの形態のレバレッジ率が2.0~1.0以下である限り、株式を買い戻すか、または私たちの持分所有者に他の分配を行うことができる。
Berry LLCは2021年のRBLローンの借り手であり、Berry Corp.は保証人である。いくつかの例外を除いて、Berry Corp.将来のすべての子会社は、2021年のRBL融資メカニズムと特定のヘッジ取引と銀行サービス手配(“保証義務”)の下で他の保証人の義務と義務を保証しなければならない。2021年のRBL融資メカニズム下の融資者は、石油および天然ガス埋蔵量の現在値の少なくとも90%を担保に提供することが明らかにされた。Berry LLCや保証人の義務も、私たちのほとんどの個人財産の留置権を保証していますが、習慣的な例外は除外しています。
2022年12月31日現在、未返済の借金はなく、未返済の信用状金額は700万ドル、2021年のRBL融資メカニズムでの利用可能な借入金能力は約1.93億ドルである
2022年ABL施設
2022年8月9日、C&JとC&J Managementは借り手とTri Counties Bank(融資先)として信用協定を締結し、循環ローン手配を提供し、ただ借入前の常習条件を満たさなければならず、最高で(X)1，500万元及び(Y)借入基数(“2022年ABL手配”)の両者の中で比較的に低い者に達することができる。“借入基数”とは、条件を満たす売掛金の満期残高の80%に相当する金額であり、三県銀行がその合理的な情動権に基づいて実行できる準備金に制限されている。2022年のABL融資メカニズムで循環ローン元金を返済していない利息は、年利が“ウォール·ストリート·ジャーナル”の最優遇金利より1.25%高いことに相当する。“ウォール·ストリート·ジャーナル最優遇金利”は、年利ベースの変動金利であり、その“最優遇金利”として時々“ウォール·ストリート·ジャーナル”の“通貨金利”で一部公表および/または公表される。“ウォール·ストリート·ジャーナル”が良質な金利を提供すれば、金利は再決定される
変えます。2022年9月30日から、四半期ごとに満期延滞利息が延滞し、その後も満期が続き、各カレンダー四半期の最終日に延滞利息が支払われる。2025年6月5日、2022年ABL融資メカニズムで循環ローンのすべての未払い元金残高とそのすべての未払い利息が満期になって支払います。2022年の銀行間信用証融資メカニズムは、総金額が750万ドル以下の信用状を発行するために信用証分融資メカニズムを提供した
2022年のABL融資メカニズムは、CJWSが以下の財務契約を遵守することを要求する：(I)総合ベースで、いつでも総負債と有形純資産の比率が1.5：1.0を超えない；(Ii)2022年のABL融資メカニズムで返済されていない循環前払金額を以下の両者の90%以下に減少させる：(A)最高循環前払金額、または(B)借入金基数、3県銀行が財政四半期ごとの最終日に閉鎖すること、および(Iii)各財政年度終了時に税引き前純収益を1.00ドル以下に維持すること。CJWSの総負債対有形純資産の比率は2022年12月31日現在で0.23対1.0であり、未返済の前払金はなく、2022年度終了時の純収入は1500万ドルである。
2022年のABL融資には、通常と慣行の違約事件、および類似した性質の信用手配の救済措置が含まれている。2022年のABL融資メカニズムはまた、CJWSが追加債務、留置権、配当金およびその他の分配、投資、買収、合併、資産処分、その他の事項に制限を加えている。CJWSの2022年ABL融資メカニズム下での義務はBerry Corp.あるいはBerry LLCによって保証されたものではなく、Berry Corp.とBerry LLCはこのような義務にいかなる信用支援も要求されていない。CJWSは2022年12月31日現在、2022年のABL融資メカニズムでのすべての財務契約を遵守している。
CJWSは2022年12月31日現在、借入金がなく、2022年のABL融資メカニズムでは1，300万ドルの利用可能な借入金能力があり、未返済信用状金額は200万ドルである
高級無担保手形発売
2018年2月，元金総額4億ドル，2026年2月期の7.0%優先無担保手形の非公開発行を完了し，費用と初期購入者割引を差し引いた純収益は約3.91億ドルであった。
2026年債はBerry LLCの優先無担保債務であり、私たちの他のすべての優先債務および任意の二次債務と同等の債務返済権利を持っています。2026年の債券はBerry Corp.優先的な無担保に基づいて全面的かつ無条件的な保証を提供し、私たちの未来のいくつかの子会社によって保証される；C&J ManagementとC&Jは保証人ではない。2026年手形および関連担保は、実際には、2022年のABL融資メカニズムにおけるC&J ManagementおよびC&Jの義務を含む2021年のRBL融資メカニズムの下でのすべての借金および他の債務を含む私たちのすべての保証債務(2021年のRBL融資メカニズムの下でのすべての借金および他の債務を含む)に従属し、2022年のABL融資メカニズムにおけるC&J ManagementおよびC&Jの義務を含む。
Berry LLCは2026年の債券の全部または一部をいつでも償還することができる。もし私たちが何らかの支配権の変化に遭遇すれば、2026年の債券の保有者は、2026年の債券元金の101%で彼らの債券を買い戻すことを要求する権利があるかもしれない。
2026年の手形を管理する契約は、(A)不払い、(B)契約を遵守しない(場合によっては、猶予期間の制限を受ける)、(C)重大な債務項目の下での支払い違約または加速事件、および(D)私たちまたは私たちのいくつかの付属会社の倒産または債務返済不能事件を含む制限的契約および常習違約事件を含む。
2026年の債券は私たちが公開市場と他の方法でこのような債券を購入することを制限しない。
債務買い戻し計画
2020年2月、私たちの取締役会は、2026年の債券の買い戻しに7500万ドルを費やす計画を採択しました。いかなる購入方法、時間、および金額は、私たちの市場状況の評価、未完了合意の遵守状況、および他の要因に基づいて決定され、通知なしにいつでも開始または一時停止することができ、いかなる時期にもまたは2026年の債券を購入する義務がない。私たちはまだこの計画に基づいてどんな手形も買い戻していない。
期日保証
私たちは私たちの大口商品ヘッジ計画を通じて、スワップ、下落と強気オプションを含めて、私たちの期待するキャッシュフローの大きな部分を保護しました。私たちは石油と天然ガス価格の下落を防ぐために原油と天然ガス生産をヘッジし、価格上昇を防ぐために天然ガス購入をヘッジした
また、2021年のRBLローンメカニズムのヘッジ要求を満たすためのヘッジも行っている。2021年のRBL融資メカニズムは、(I)2021年のRBL融資メカニズムの発効日から24ヶ月後、および各暦年の5月1日および11月1日の後、少なくとも75%の私たちのPDP備蓄が合理的に予想される原油生産量を維持することを要求し、(Ii)各このような最低ヘッジ要求日の後の25番目の完全カレンダー月から始まり、各このような最低ヘッジ要件日後の36番目の完全カレンダー月を含む間、私たちのPDP備蓄が合理的に予測される原油生産量の少なくとも50%を維持することが要求される。しかしながら、上記(I)および(Ii)条の各々については、ヘッジする名目取引量は、任意の空売りまたは他の同様の派生ツールの名義取引量を減算するものとみなされなければならず、このような売権または他の同様の派生ツールの役割は、“下限”以下の商品価格リスクを受けることである
その中に記載された最低ヘッジ要件および他のヘッジに関する制限に加えて、2021年のRBL融資メカニズムは、私たちの商品ヘッジ値の制限を含み、これらの制限は、私たちがヘッジ契約(I)期限が48ヶ月を超えるヘッジ協定を達成することを阻止するか、または(Ii)名義取引量(当時対沖した取引量とのベース差が満了した場合)が、このヘッジ協定が署名された日に、私たちのPDP備蓄が原油生産量の90%を合理的に予測することを阻止する。前提は、上述した出来高制限が、対応するコール、下落またはドロップに関係なく、下落またはコールオプション契約に適用されないことである。
私たちはまたユタ州の天然ガス輸送契約を締結し、価格変動の開放を減らすことを支援したが、これらの契約はヘッジの要求を満たしていない。私たちは一般的に低い生産基数に加えて、私たちの安定した運営コスト環境に加えて、私たちは未来に予想される生産量の大量の資金をヘッジすることができます。私たちは現在の大口商品価格の下で、私たちの業務は私たちの現在のヘッジを含めて十分なキャッシュフローを生成すると予想しています。我々のヘッジ計画に関するリスクに関する情報は、“項目1 A”を参照されたい。リスク要因-私たちの運営と産業に関連するリスク“
私たちは2023年1月31日まで、以下の原油生産と天然ガス購入ヘッジを持っている。
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| Q1 2023 | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | FY 2024 | | FY 2025 | | FY 2026 |
| ブレント原油生産量 | | | | | | | | | | | | |
| 期日が遅れる | | | | | | | | | | | | | |
| 期間保証取引量(BBLS) | 1,385,278 | | | 1,387,750 | | | 1,211,717 | | | 1,196,000 | | | 3,392,048 | | | — | | | — | |
| 加重平均価格(ドル/バレル) | $ | 77.15 | | | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.12 | | | $ | — | | | $ | — | |
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| ページをまたぐ | | | | | | | | | | | | | |
| 期間保証取引量(BBLS) | 540,000 | | | 546,000 | | | 552,000 | | | 552,000 | | | 1,281,000 | | | — | | | — | |
| 加重平均価格(ドル/バレル) | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $50.00/$40.00 | | $ | — | | | $ | — | |
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| プロデューサー襟元 | | | | | | | | | | | | | |
| 期間保証取引量(BBLS) | 360,000 | | | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,486,127 | | | 472,500 | |
| 加重平均価格(ドル/バレル) | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$105.00 | | $58.53/$91.11 | | $60.00/$82.21 |
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| Henry Hub-天然ガス調達 | | | | | | | | | | | | |
| 消費者襟 | | | | | | | | | | | | | |
| ヘッジ保証量(MMBTU) | 2,110,000 | | | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 加重平均価格(ドル/Mmbtu) | $4.00/$2.75 | | $4.00/$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
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| NWPL−天然ガス調達 | | | | | | | | | | | | |
| 期日が遅れる | | | | | | | | | | | | | |
| ヘッジ保証量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 7,320,000 | | | 6,080,000 | | | — | |
| 加重平均価格(ドル/Mmbtu) | $ | 6.40 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | |
| 気基差分 | | | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH−天然ガス調達 | | | | | | | | | | | | |
| ヘッジ保証量(MMBTU) | 1,180,000 | | — | | | — | | | 610,000 | | — | | | — | | | — | |
| 加重平均価格(ドル/Mmbtu) | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
次の表は私たちの沖活動の歴史的結果をまとめたものである。
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| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| 原油(1バレル)： | | | |
| デリバティブ決済前の実現済み販売価格 | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | |
| デリバティブ取引の影響 | $ | (14.39) | | | $ | (16.45) | |
| デリバティブ決済の影響後の実現済み販売価格 | $ | 77.59 | | | $ | 50.12 | |
| 天然ガスの購入(単位：MMBTU)： | | | |
| 購入価格、デリバティブ決済前の影響 | $ | 7.86 | | | $ | 5.64 | |
| デリバティブ取引の影響 | $ | (1.74) | | | $ | (2.16) | |
| 購入価格、デリバティブ決済後の影響 | $ | 6.12 | | | $ | 3.48 | |
現金配当金
2022年、同社は固定現金配当金および可変現金配当金を含む1株当たり1.78ドルの現金配当金を支払う。これには2023年2月に取締役会が承認した1株当たり0.44ドルの可変現金配当金が含まれており、この配当金は2022年第4四半期に稼いだ。さらに、2023年2月、私たちの取締役会は1株0.06ドルの固定現金配当金を承認した。
次の表は取締役会が承認した普通株定期固定現金配当金と可変現金配当金です。
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| 第1四半期 | | 第2四半期 | | 第3四半期 | | 第4四半期 | | 年明けから今まで |
| 固定配当金 | $ | 0.06 | | | $ | 0.06 | | | $ | 0.06 | | | $ | 0.06 | | | $ | 0.24 | |
可変配当金(1) | 0.13 | | | 0.56 | | | 0.41 | | | 0.44 | | | 1.54 | |
| 合計する | $ | 0.19 | | | $ | 0.62 | | | $ | 0.47 | | | $ | 0.50 | | | $ | 1.78 | |
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__________(1)可変配当金は、業績期間(株主リターンモデルに基づいて可変配当を決定する期間)の後の1四半期に発表される。この表は四半期ごとに得られた配当金の総額を示している。
会社は今後も四半期ごとに現金配当金を派遣する見通しだ。しかし、将来の配当金の支払いと金額は依然として取締役会が適宜決定し、会社の将来の収益、財務状況、資本要求、その他の要素に依存する。
株買い戻し計画
2022年12月31日までの1年間に、約5100万ドルで500万株を買い戻した。当社は2022年12月31日現在、株式買い戻し計画に基づいて10，528，704株を買い戻し、総金額は約1.04億ドルで、2022年12月31日現在の発行済み株式の14%を占めている。これまでに開示されてきたように、会社は2022年初めに株主リターンモデルを実施したため、会社は調整後の自由キャッシュフローの一部を日和見株買い戻しに利用しようとしている。
2022年4月、我々の取締役会は、会社の株式買い戻し許可を1.02億ドル増加させ、会社の残りの株式買い戻し許可を1.5億ドルにすることを許可した。2022年12月31日現在、2022年に買い戻しを行った後、会社の残りの総株式買い戻し権限は9800万ドル。2023年2月、取締役会は会社の株式買い戻し許可を1.02億ドル増加させ、会社の残りの株式権限を2億ドルにすることを許可した
取締役会の許可は、当社が市場状況やその他の要因に応じて、時々公開市場と私的に協議した取引で普通株を購入することを許可し、取締役会が承認した総金額に達することができる。取締役会の許可は満期日ではない
買い戻しは時々公開市場、私的協議の取引や当社が適宜決定する他の方法で行うことができます。いかなる購入方法、時間、および金額は、市場状況、株価、未完了合意の遵守状況、および他の要因の評価に基づいて決定され、通知を必要とすることなく、任意の時間に開始または一時停止することができ、会社はいかなる時期にも、または株を購入する義務がない。任意の買い戻し株式は在庫株に反映され、任意の買収株式は一般会社用途に使用することができる。
資本計画
詳しくは第2部第1項と第2項である“私たちの資本計画”を参照されたい。
買収と資産剥離
Piceance資産剥離(2022)
2022年1月、私たちはコロラド州のすべての天然ガス資産の剥離を完了しました。これらの資産はピケンズ盆地にあります。資産剥離は約200万ドルの損失で終わった。私たちが2021年にこれらの油田から得た生産量は1.2 mboe/dだった。
“カモシカ渓の買収”(2022年)
2022年2月、ユタ州Antelope Creek地域の石油と天然ガス生産資産の買収を完了し、価格は約1800万ドルだった。これらの資産は我々の既存のUinta資産に隣接しており，我々が買収するまでの日生産量は約0.6 mboeであった。
様々な石油や天然ガス資産を購入します
2022年には様々な石油や天然ガス資産も買収され、その大部分は未解明の資産で、総価値は約800万ドル。
ジョンソン油井サービス買収(2021)
2021年10月1日、私たちはカリフォルニア最大の油井修理·廃棄事業の一つを買収し、運営名はC&J Well Services、LLCです。買収価格は5300万ドルで、主に運営資本に関する決済調整を含め、2021年に私たちの手元の現金は5100万ドル、2022年には200万ドルとなる。CJWSの取引コストは約300万ドルである。買収された業務活動はC&J Well Servicesが所有·運営し，C&J Well ServicesはBerry Corp.の完全子会社であり，これらの業務を買収して独立したWell Servicesと放棄会社を設立することを目的としている.
Placerita資産剥離(2021)
2021年10月、カリフォルニア州ロサンゼルス県ベンチュラ盆地にあるPlacerita field不動産の販売を約1400万ドルで完成しました。私たちは約200万ドルの販売収益を記録した
現金フロー表
以下に比較キャッシュフローの概要を示す
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
現金純額： | | | |
経営活動が提供する | $ | 360,941 | | | $ | 122,488 | |
投資活動に使う | (164,552) | | | (168,787) | |
融資活動に用いられる | (165,422) | | | (18,975) | |
現金および現金等価物の純増加(減額) | $ | 30,967 | | | $ | (65,274) | |
経営活動
2021年12月31日までの年度と比較して、2022年12月31日までの1年間、経営活動が提供する現金は約2.38億ドル増加した。最も顕著な増加は売上高が2.09億ドル(CJWSを除く)増加し，運営資本が7，000万ドル増加し，CJWS純利益率に関する増加が2，300万ドル，所得税以外の税額が7，000，000ドル減少したが，運営費が5，900万ドル増加した部分相殺，および一般·行政コスト(CJWSを除く)が1，200万ドル増加したことである。
投資活動
以下に投資活動によるキャッシュフローの対比の概要を示す
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
資本支出 (1) | | | |
| 資本支出 | (152,921) | | | (132,719) | |
| 資本支出応算項目の変動 | 14,286 | | | 482 | |
| 買い入れ，受け取った現金を差し引く | (25,917) | | | (50,568) | |
| 購入物件や設備その他 | — | | | (876) | |
| 資産から受け取った収益 | — | | | 14,025 | |
| 財産、設備、その他の財産を売却する収益 | — | | | 869 | |
投資活動のための現金純額 | $ | (164,552) | | | $ | (168,787) | |
__________
(1)計算すべきではなく，実際の現金支払いをベースとする.
2021年12月31日までの年度と比較して、2022年12月31日までの年間で、投資活動のための現金が400万ドル減少したのは、主に買収のための現金が2500万ドル減少したが、剥離·売却された財産や設備の収益が1500万ドル減少したことと、資本支出や関連プロジェクトの現金が600万ドル増加したことで相殺されたためである
融資活動
2021年12月31日までの年度と比較して、2022年12月31日までの1年間で、融資活動のための現金は1.46億ドル増加した。2022年には、現金は主に1.09億ドルの配当金の支払い、5100万ドルの在庫株の購入、および配当金奨励やその他の税収の支払いのために差し押さえられた株400万ドルに使われる。2021年には、現金は主に1，100万ドルの配当金、2017年のRBL融資に関連する債務発行コスト400万ドル、在庫株200万ドルの購入、および配当奨励およびその他の税金の支払いのために源泉徴収された株式約100万ドルに使用される。
引受金とその他の事項
通常の業務過程において、私たちまたは私たちの子会社は、係属中または脅威の法的手続き、アクシデントおよび承諾の対象または一方であり、これらの法律手続き、アクシデントおよび約束は、人身傷害、違約、財産損傷または他の損失、懲罰的賠償、罰金および処罰、救済費用、または禁止または宣言救済の賠償を要求または求めることが可能である。
現在未解決の訴訟、クレーム、法的手続きについては、責任が生じている可能性が高く、その責任を合理的に見積もることができれば、その責任を計上すべきである。2022年12月31日と2021年12月31日まで、準備金残高は何も記録されていません。私たちはまたこのような事件がもたらす可能性のある合理的な損失の金額を評価する。私たちの貸借対照表で発生する可能性のある課税項目を超える合理的な損失は、私たちの総合財務状況や経営業績に大きな影響を与えないと信じています。
私たち、または私たちの子会社、または両方は、未来に彼らが私たちとの取引によって招く可能性のある特定の責任についてこれらの当事者に賠償しています。2022年12月31日現在、私たちは賠償要求が未解決または脅かされていることを知らない。
証券訴訟事項
2020年11月20日、Luis Torresは個人名義で、可能な団体を代表して米国テキサス州北区地域裁判所に証券集団訴訟(“Torres訴訟”)を提起し、Berry Corp.とそのいくつかの現職と元役員と高級管理職(“被告”と総称される)を起訴した。起訴状は、(I)会社の2018年IPOおよび/または会社2018年IPOに遡る普通株をすべて購入またはその他の方法で買収することを表す；または(Ii)Berry Corp.2018年7月26日から2020年11月3日までの間に購入またはその他の方法で買収された普通株式の推定カテゴリに基づく者は、1933年証券法第11条および第15条および取引法第10(B)および第20(A)条に違反していると主張する。特に、起訴状によると、被告はクラス期間と初公募株の発売材料の中で、会社の業務、運営効率と安定性、コンプライアンス政策について虚偽と誤解性を述べ、会社の株価を人為的に上昇させ、クラスメンバーが2020年11月3日に2020年第3四半期の財務業績を発表した後に普通株価値が低下した際に被害を受けたという
2021年11月1日、裁判所が指定した共同首席原告は、同一推定カテゴリを代表して1933年証券法第11及び15条及び取引所法案第10(B)及び20(A)条に基づいてクレームを提出し、会社及び個別被告が2018年7月26日から2020年11月3日までの間に会社の許可及び許可手続について虚偽及び誤った陳述を行ったことを告発する改訂された起訴状を提出した。改正起訴状は告発の損失を定量化していないが、これらの告発の証券違反行為や弁護士費や費用による推定種別が受けたすべての被害を取り戻すことを求めている。被告は2022年1月24日に却下動議を提出し、2022年9月13日、裁判所はその動議を却下する命令を出した。この事件は現在発見中です。
私たちはこのような表現に異議を唱え、この問題を積極的に弁護するつもりだ。訴訟の不確実性、事件の早期段階、および他の事項を除いて、等級認証と勝訴が満たさなければならない法的基準を考慮すると、この行動による損失や損失範囲を合理的に見積もることはできない。
2022年10月20日、米国テキサス州北区地方裁判所は株主派生訴訟を提起し、株主ジョージ·アサドが当社を代表して上記証券集団訴訟を利用して訴訟を提起したといわれており、同訴訟は現在同一裁判所で決定されている。デリバティブ起訴状は、ある現職と前任幹部と取締役を被告とし、受託責任に違反し、証券集団訴訟で告発された証券違反を招いたり、阻止できなかったりすることを一般的に告発している。派生商品起訴状はまた、すべての被告に対する不当所得クレームと、取引法第10条(B)と21 D条による分担と賠償請求を告発している。2023年1月27日、裁判所は当事者の共同約束請求、すなわちデリバティブ訴訟を一時停止し、関連証券集団訴訟の解決を待っていることを承認した。当社および個別被告は株主由来訴訟における申立に根拠がないと考え，このような申立について有力な抗弁をしようとしているが，結果について保証することはできない。現在、私たちはこの問題に関連した可能性や責任金額を推定することができない。
2023年1月20日、2件目の株主派生訴訟は、今回はデラウェア州米国地方裁判所で、株主Molly Karpが会社を代表して提起したと仮定し、上記の証券集団訴訟を再利用したという。この苦情は第一種類の派生ツールの苦情と類似しており、当社のいくつかの現任及び前任高級者及び取締役に対して提出されたものであり、被告は受託責任、協力及び教唆及び供出申索に違反し、被告は証券集団訴訟で指摘された証券違法行為を招いたか、或いは阻止できなかったことを指す。また，起訴状は取引法第14条(A)条に基づいてクレームを出し，Berryの2022年委託書は虚偽と誤解性であると主張し，社内統制が十分であることを示唆しているため，取締役会は会社が直面している重大なリスクを十分に監督しているが，派生原告によると，状況はそうではない。被告は株主派生訴訟におけるクレームに根拠がないと考え，強力な弁護をしようとしたが，結果は保証されなかった.現在、私たちはこの問題に関連した可能性や責任金額を推定することができない。
契約義務
私たちの正常な業務過程で、私たちは私たちの生産と第三者天然ガスの市場への輸送と加工を確保するために、契約生産能力の使用の有無にかかわらず、毎月最低費用を支払う必要があるという確固たる約束をした。2022年12月31日現在、債務(石油や天然ガス、その他の鉱物賃貸、光熱費、税金、保険料を除く)の購入を取り消すことができない将来の最低支払純額は以下の通り
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 満期払い |
| | 合計する | | 1年もたたないうちに | | 1-3
年.年 | | 3-5
年.年 | | その後… |
| | (単位：千) |
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| | | | | | | | | | |
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表外手配： | | | | | | | | | | |
加工と輸送契約(1) | | $ | 88,816 | | | $ | 11,343 | | | $ | 17,787 | | | $ | 16,165 | | | $ | 43,521 | |
掘削承諾(2) | | 17,100 | | | 8,400 | | | 8,700 | | | — | | | — | |
合計する | | $ | 105,916 | | | $ | 19,743 | | | $ | 26,487 | | | $ | 16,165 | | | $ | 43,521 | |
__________
(1)額には、パイプラインを介して市場と市場との間に天然ガスが輸送されることを保証するために、通常の業務中に使用される貨物およびサービスを購入するための長期合意に従って満了する支払いが含まれ、天然ガスの収集および加工が含まれる。
(2)金額にはカリフォルニア州での掘削約束が含まれており、そのためには、2024年6月までに57井戸を掘削し、コストと最低約束を1，710万ドルと見積もる必要がある。2022年11月には、2023年10月までにそのうち28本の井戸を掘削することを要求する掘削約束を改訂し、最低約束は840万ドルだった。
貸借対照表分析
我々の貸借対照表の2021年12月31日から2022年12月31日までの変化は以下のとおりである。
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| (単位：千) |
現金と現金等価物 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
売掛金純額 | $ | 101,713 | | | $ | 86,269 | |
デリバティブ資産--流動と長期資産 | $ | 36,443 | | | $ | 1,070 | |
| | | |
| | | |
その他流動資産 | $ | 33,725 | | | $ | 45,946 | |
不動産·工場·設備·純価値 | $ | 1,359,813 | | | $ | 1,301,349 | |
| | | |
| 繰延所得税資産-長期 | $ | 42,844 | | | $ | — | |
他の非流動資産 | $ | 10,242 | | | $ | 6,562 | |
売掛金と売掛金 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
デリバティブ負債--流動と長期負債 | $ | 44,748 | | | $ | 48,202 | |
| | | |
長期債務 | $ | 395,735 | | | $ | 394,566 | |
| 繰延所得税負債-長期 | $ | — | | | $ | 1,831 | |
| | | |
資産廃棄債務--長期 | $ | 158,491 | | | $ | 143,926 | |
他の非流動負債 | $ | 28,470 | | | $ | 17,782 | |
株主権益 | $ | 800,485 | | | $ | 692,648 | |
現金と現金等価物の変化についての議論は“-流動性と資本資源”を参照されたい。
売掛金が1，500万ドル増加したのは，E&P部門の販売価格上昇およびCJWSの活動増加によるものである
デリバティブ負債純額は2021年の4700万ドルから2022年の純負債800万ドルに変化した。毎期末の時価建てデリバティブ価値の変動は，契約固定価格に対する長期曲線価格の違い，保有倉位の変化および期間内受取の決済によるものである。
その他の流動資産が1200万ドル減少した主な原因は，前払い許可料が400万ドル減少し，買収·剥離売掛金が800万ドル減少し，担保が300万ドル返還されることが承諾され，これらはすべて前払い保険により200万ドル増加と石油在庫増加で100万ドル分相殺されたことである。
不動産、建屋、設備が5800万ドル増加した要因は、1.53億ドルの資本投資と2400万ドルの資産廃棄債務に関する追加資産および2600万ドルの買収活動だったが、1.46億ドルの減価償却費用によって相殺された。
長期繰延所得税資産が4，300万ドル増加したのは、今後数年で私たちの繰延資産を達成することができる十分な肯定的な証拠があると判断し、以前に記録された評価を撤回したためである。
その他の非流動資産が400万ドル増加したのは、主に第1四半期に新たなリース会計ルールを採用し、累計償却後の600万ドルを差し引いたが、100万ドルの債務発行コストの償却と、CJWSによる無形資産の買収に割り当てられた仮金額の100万ドルの調整部分が相殺されたためである
毎年年末のこれらの活動レベルの増加により増加した資本および業務費の計上および支出4 500万ドル、販売価格の上昇により計算すべき特許使用料が1 300万ドル増加し、温室効果ガス債務が現在約800万ドル減少しているために部分的に相殺され、予想される満期日に長期負債に再分類された温室効果ガス債務現在部分が約800万ドル減少し、申告日時手配による配当金500万ドル減少によって相殺されることを含む、売掛金および売掛金支出が4 600万ドル増加する。
長期繰延所得税負債が200万ドル減少したのは今年度の所得税優遇によるものである。
資産廃棄債務の長期部分は1500万ドル増加し、2021年12月31日の1億44億ドルから2022年12月31日の1.58億ドルに増加したが、これは改正コストが2100万ドルと推定され、1100万ドル増加し、300万ドルの負債が生じたためである。修正後のコスト試算はインフレと遊休油井規制コンプライアンスの影響を反映している。この間、売却物件により減少した100万ドルと決済された2000万ドルの負債部分がこれらを相殺して増加した。
他の非流動負債が1100万ドル増加したのは、800万ドルを流動負債から再分類することを含む前年と比較して非流動温室効果ガス負債が増加したためである
株主権益が1.08億ドル増加したのは、2.5億ドルの純収入と1800万ドルの株式ベースの株式奨励によるものであり、これは税引き後純額である。これらの成長は、1.05億ドルの普通配当金、5100万ドルの在庫株、400万ドルの源泉徴収株(配当奨励金を支払うための税金)によって部分的に相殺されると発表された
非公認会計基準財務指標
調整後のEBITDA，調整後の自由キャッシュフロー，調整後の純収益(損失)および調整後の一般と行政費用
調整後の純収益(損失)は純収益(損失)を測る指標ではなく、調整後の自由現金流量はキャッシュフローを測る指標ではなく、調整後のEBITDAはいずれの場合も公認会計基準で決定された純収益(損失)やキャッシュフローを測る指標ではない。調整後のEBITDA、調整後の自由キャッシュフロー、調整後の純収入(損失)および調整後の一般と行政費用は、管理層と財務諸表の外部ユーザ(例えば業界アナリスト、投資家、融資者、格付け機関)が使用する非GAAP補充財務指標である。
調整後のEBITDAを，利息支出，所得税，減価償却，損失および償却前の収益，所定のデリバティブ決済で受信または支払いされた現金を差し引いたデリバティブ収益や損失，減価，株式補償費用，およびあまり見られない項目と定義する。我々の経営陣は，調整後のEBITDAは，我々の財務状況，運営結果，キャッシュフローを評価するために有用な情報を提供し，業界や投資界に広く利用されていると考えている。この措置はまた、我々の経営陣が私たちの経営業績をより効果的に評価し、私たちの融資方式や資本構造を考慮することなく、異なる時期の結果を比較することができるようにしている。また、調整されたEBITDAを使用して、生産レベルを維持し、2021年のRBL融資メカニズムのヘッジ需要ではなく、私たちの戦略的ヘッジ需要を決定するために資本分配を計画しています
調整後の純収益(損失)をデリバティブ収益または赤字調整後の純収益(損失)と定義し、所定のデリバティブ決済のために受け取ったり支払われたりした現金、異常かつ一般的ではない項目を控除し、これらの調整を我々の法定税率を用いて行った所得税費用または収益と定義する。調整後の純収益(損失)は収益に影響する異常とあまり見られない項目の影響を含まず、これらの項目の差異は非常に大きく、予測不可能であり、非現金項目、例えば派生ツール損益を含む。経営陣は、異なる期間の結果期間を比較する際に、この測定基準を使用する。調整後の純収益(赤字)は、経営陣がある取引を除いた後に会社の持続的な財務と経営業績をどのように評価するかを反映しているため、投資家に有用であると信じている
また，影響指標が比較可能であり，会社の中核業務の活動を反映できない。私たちはまた投資家たちが私たちの四半期業績を同業者と比較しやすいと信じている。
私たちは、自由キャッシュフローを調整することを、非公認会計基準の財務指標である定期固定配当金と維持資本を差し引いた運営現金流量と定義する。維持資本とは石油及び天然ガスの年間生産量を維持するために必要な資本支出であり、資本支出と定義され、適用すれば、戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出を含まず、例えば石油及び天然ガス資産及びいかなる探査及び開発活動を買収及び剥離して生産量を増加させ、前年度の年間生産量を増加させ、及び補助持続可能な計画或いはその他の適宜及び核心業務の維持と関係のない他の支出に関連する油井修理及び廃棄及び会社支部の資本支出を含む。管理層は、調整後の自由キャッシュフローは、投資家が既存の石油および天然ガス資産ベースの既存生産量を維持して株主に資本を返還し、既存資産基盤を買収または投資することによってさらなる業務拡張に資金を提供して生産量を増加させ、他の非自由支配費用を支払った後、既存の石油および天然ガス資産基盤の経営活動から現金を生成する能力を分析するのに役立つかもしれないと信じている。経営陣はまた、四半期可変配当金を決定する主な指標として、調整後の自由現金流量を使用している。我々の株主リターンモデルによると，2022年には，調整後の自由キャッシュフローの60%を直接株主リターンに割り当て，主に現金可変配当の形で，日和見債務の買い戻しを予定している。私たちは私たちの広範な掘削機会在庫、私たちの短期と長期持続可能な開発計画の推進、株の買い戻しを含む日和見成長のために残りの40%を使用する予定です, 資本保留と資金強制債務要求または他の非自由支配可能な支出。2023年初めには、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させることを含む株主リターンモデルを更新した。実際に支払われた配当金は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、その他の要因を含む既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年からの分配は、(A)80%が主に債務または株式買い戻しの形態であり、(B)20%が可変現金配当の形態である。
調整後の自由現金流量は私たちの現金残高のすべての増加または減少を代表するものではなく、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻しまたは他の自由可処分支出に使用できると推定すべきではなく、私たちは強制的な債務超過要求と他の非自由可処分支出があるため、この指標から差し引くことはできない
調整後の一般および管理費用を、非現金株式補償費用と非常に一般的ではないコスト調整後の一般および管理費用を差し引くと定義します。経営陣は、調整後の一般的かつ行政費用は、異なる時期の業績をより効率的に比較できるようにするために有用だと考えている。調整後の一般的かつ行政費用は、経営陣が非現金株補償を差し引いた後に会社の継続的な一般的かつ行政費用をどのように評価するか、企業の行政コストを反映することなく、指標の比較可能性に影響を与える異常またはまれなコストを反映していると考えられる。私たちはまた投資家たちが私たちの四半期業績を同業者と比較しやすいと信じている。
調整されたEBITDA，調整された自由現金流量，調整された純収益(損失)および調整された一般および行政支出はすべて非汎用会計基準計量であるが，計算調整されたEBITDA，調整された自由現金流量，調整された純収益(損失)および調整された一般および行政費用の金額は汎用会計基準で計算される。これらの計量は公認会計原則に従って計算した収入と流動資金計量に対する補充であり、代替ではなく、公認会計原則に従って計算した収入と流動資金計量の代替、あるいは公認会計原則に従って計算した収入と流動資金計量よりも意義があるとみなされてはならない。調整後EBITDAに含まれないいくつかの項目は、我々の資本コストおよび税収構造、ならびに減価償却可能および枯渇可能な資産の歴史的コストのような、我々の財務業績を理解し評価する重要な構成要素である。調整後のEBITDA，調整後の自由キャッシュフロー，調整後の純収益(損失)および調整後の一般や行政費用の計算は，他社が使用している他の類似名称の測定基準と比較できない可能性がある。調整後のEBITDA，調整後の自由現金流量，調整後の純収益(損失)および調整後の一般·行政費用は，公認会計基準に基づいて作成した財務諸表に含まれる情報とともに読むべきである。
以下の表は、非公認会計基準財務計量調整後のEBITDAと公認会計基準財務計量の純収益(損失)と経営活動提供(使用)の現金純額との入金を示し、状況に応じて決定する。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
調整後のEBITDA対帳簿純収入(赤字)： | | | |
純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
プラス(マイナス)： | | | |
利子支出 | 30,917 | | | 31,964 | |
所得税(福祉)費用 | (42,436) | | | 1,413 | |
減価償却、損耗、償却 | 156,847 | | | 144,495 | |
| | | |
| | | |
デリバティブ損失 | 48,314 | | | 117,822 | |
予定のデリバティブ決済のための現金純額 | (88,023) | | | (87,625) | |
その他の運営費 | 3,722 | | | 3,101 | |
| | | |
株補償費用 | 16,973 | | | 13,783 | |
非日常的コスト(1) | 3,466 | | | 2,735 | |
| | | |
調整後EBITDA | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | |
| | | |
| | | |
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
調整されたEBITDAが経営活動に提供する現金純額： |
経営活動が提供する現金純額 | $ | 360,941 | | | $ | 122,488 | |
プラス(マイナス)： | | | |
現金払い | 29,792 | | | 29,211 | |
現金で所得税を納める | 3,633 | | | 699 | |
| | | |
非日常的コスト(1) | 3,466 | | | 2,735 | |
| | | |
運営資産と負債変動−運営資本−(2) | (21,446) | | | 53,425 | |
その他営業費用純額(非現金部分)(3) | 3,562 | | | 3,588 | |
| | | |
調整後EBITDA | $ | 379,948 | | | $ | 212,146 | |
| | | |
| | | |
__________
(1)非日常的コストには、#年第4四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用が含まれる
2021年と2022年の第1四半期、および2022年第4四半期の幹部交代費用
(2)その他の資産·負債の変動には、運営資金や各種無形項目が含まれる。
(3)損益表中の他の営業費用(収入)を指し、キャッシュフロー表中の非現金部分を差し引く。
下表に非GAAP財務計測調整後の自由キャッシュ流量とGAAP財務計測が示す期間の経営キャッシュフローの入金を示す。我々は，我々の株主リターンモデルとして調整された自由キャッシュフローを用いて，2022年に始まった.
| | | | | | | |
| 2022年12月31日までの年度 | | |
| | | |
| (単位：千) | | |
| 調整された自由キャッシュフロー： | | | |
経営活動が提供する現金純額(1) | $ | 360,941 | | | |
| 差し引く： | | | |
修理資本(2) | (141,930) | | | |
固定配当金(3) | (19,245) | | | |
調整後自由キャッシュフロー(4) | $ | 199,766 | | | |
__________(1)統合に基づく
(2)維持資本とは、年間生産量を横ばいに維持するために必要な資本であり、計算方法は以下のとおりである
| | | | | | | | | | | |
| | | 2022年12月31日までの年度 | | |
| | | | | | | |
| | | | | (単位：千) |
総合資本支出(a) | | | | | $ | (152,921) | | | |
排除された項目(b) | | | | | 10,991 | | | |
| 修理資本 | | | | | $ | (141,930) | | | |
__________
(A)資本支出には、購入および資産廃棄支出を含まない資本化間接費用および利息が含まれる
(B)戦略業務拡張に関連する探査·開発部門の資本支出、例えば石油及び天然ガス資産及び任意の探査及び開発活動を買収及び剥離して生産量を向上させ、前年度の年間生産量及び油井修理及び廃棄部門を超える資本支出、及び付属持続可能性措置に関連する会社支出又はその他の適宜及びコア業務の維持とは無関係な支出を含む。2022年12月31日までの1年間に、油井整備·廃棄部門の約800万ドルの資本支出を排除した。この間、私たちはまた約300万ドルの会社資本支出を排除し、これらの支出は私たちのベースライン生産を維持することとは関係がないと考えている。
(三)申告された固定配当金を代表して、合併株主権益表の“申告済み普通株式配当”の欄に計上する。
(4)調整後の自由キャッシュフローは、当社が2022年までに使用した指標ではない。
次の表は非GAAP財務指標調整後の純収益(損失)とGAAP財務指標調整後の純収益(損失)と調整後の1株当たり純収益(損失)-1株当たり純収益-希薄化後の入金を示した。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) | | 1株当たり-薄めて | | (単位：千) | | 1株当たり-薄めて |
調整後純収益(損失)対帳簿純収益(損失)： | | | | |
純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | 3.03 | | | $ | (15,542) | | | $ | (0.19) | |
| | | | | | | |
プラス(マイナス)： | | | | | | | |
デリバティブ損失 | 48,314 | | | 0.59 | | | 117,822 | | | 1.41 | |
予定のデリバティブ決済のための現金純額 | (88,023) | | | (1.07) | | | (87,625) | | | (1.05) | |
その他の運営費 | 3,722 | | | 0.04 | | | 3,101 | | | 0.05 | |
| | | | | | | |
非日常的コスト(1) | 3,466 | | | 0.04 | | | 2,735 | | | 0.03 | |
| | | | | | | |
総足し算，純額 | (32,521) | | | (0.40) | | | 36,033 | | | 0.44 | |
| | | | | | | |
調整後の所得税収益(2) | 8,816 | | | 0.11 | | | (9,769) | | | (0.12) | |
調整後純収益 | $ | 226,463 | | | $ | 2.74 | | | $ | 10,722 | | | $ | 0.13 | |
| | | | | | | |
| 調整後の純収益の基本1株当たり収益 | $ | 2.88 | | | | | $ | 0.13 | | | |
| 調整後の純収益の減額1株当たり収益 | $ | 2.74 | | | | | $ | 0.13 | | | |
| | | | | | | |
| 加重平均流通株-基本 | 78,517 | | | | | 80,209 | | | |
| 加重平均流通株-希釈 | 82,586 | | | | | 83,496 | | | |
__________
(1)非日常的コストには、#年第4四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用が含まれる
2021年と2022年の第1四半期、および2022年第4四半期の幹部交代費用
(2)2022年と2021年とも連邦と州法定税率が使用されている。私たちは以前に使用された実際の税率ではなく、法定税率を反映するために2021年の開示を更新した
以下の表は、非公認会計基準財務計量“調整後の一般と行政費用”と“公認会計基準”の財務計量の一般と行政費用の間の入金を示している。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | |
| 2022 | | 2021 | |
| (単位：千) | |
| 一般費用と行政費用を一般費用と行政費用に調整する： | | $/boe | | $/boe |
| 一般と行政費用 | $ | 96,439 | | | $ | 73,106 | | |
| 差し引く： | | | | |
| 非現金株報酬支出(G&A部分) | (16,498) | | | (13,356) | | |
非日常的コスト(1) | (3,466) | | | (2,735) | | |
| 調整後の総務と行政費用 | $ | 76,475 | | | $ | 57,015 | | |
| | | | |
| E&P部門と企業 | $ | 63,500 | | $ | 6.66 | | $ | 53,822 | | $ | 5.38 | |
| 井戸修理廃棄段 | $ | 12,975 | | | $ | 3,193 | | |
| | | | |
__________
(1)非日常的コストには、#年第4四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用が含まれる
2021年と2022年の第1四半期、および2022年第4四半期の幹部交代費用
重要な会計政策と試算
公認された会計原則に従って財務諸表を作成する過程は、管理層に適切な会計政策を選択し、ある項目と取引に対してインフォームドコンセントと判断を行うことを要求する。事実や状況の変化や新しい情報の発見は、推定や判断の改訂を招く可能性があり、実際の結果は決済時の推定とは異なる可能性がある。以下は我々の最も重要な会計政策と見積もりであり、経営陣の判断に触れ、主観的かつ判断の程度により、財務諸表に実質的な影響を与える可能性があると考えられる。
石油と天然ガスの性質
証明された性質
私たちは成功的な努力法に従って石油と天然ガスの性質を計算する。この方法により，明らかにされたすべての財産の購入コストは生産単位で資本化され，埋蔵量を明らかにした残存寿命で償却される。明らかにされた物件のすべての開発コストは，明らかにされた開発埋蔵量の残存寿命に応じて生産単位で資本化および償却される。償却ベースの一部を構成する廃棄物、売却又は廃棄財産のコストを差し引いて収益を計上又は貸付けして減価償却、損耗及び償却を行い、そうしない限り生産単位の償却率に深刻な影響を与え、この場合、損益は今期で確認する。その他の財産の収益又は損失を処分することは今期に確認します。買収した資産については、買収日の公正価値を資本化コストとする。私たちは物件の運営状況を維持するために必要なメンテナンスと修理費用、発生した年間賃貸賃貸料を支出します。解体·放棄コストを推定して純現在価値を資本化し、関連資産の残存寿命内に償却する。利息はこれらの資産が期待用途に投入されている間にのみ資本化される。我々は，条件に適合した資本支出に関するコストシェアに関する借入資金の利息のみを資本化する
事件や環境変化が額面が回収できない可能性があることを示す場合，我々は一般に油田単位あるいはキャッシュフローを識別可能な最低レベルで明らかにされた石油および天然ガス資産の減値を評価する。私たちは証明された財産の帳簿価値を公正価値に下げます
未割引の将来のキャッシュフローは帳簿純価値より低いことが予想される。我々は，収益法と一致した推定技術を用いて明らかにされた財産の公正価値を計測し，将来の現金フローを単一割引金額に両替した。明らかにされた物件の公正価値を決定するための重要な投入は，(1)埋蔵量，(2)将来の運営と開発コスト，(3)将来の商品価格，(4)リスク調整による割引率である。このような投資は私たちの経営陣が評価する時に重要な判断と推定を必要とする。我々の石油と天然ガス埋蔵量の変化あるいはその明らかにされた資産の減値が財務諸表に与える最大の影響はDD&A比率となる。例えば、石油および天然ガス埋蔵量が5%増加または減少するごとに、DD&AレートをMmboe当たり約0.70ドル変化させ、これは、現在の生産性で計算される税引前収入を毎年約700万ドル増加または減少させるであろう。また，基礎商品価格は我々の推定キャッシュフローに組み込まれており，関連する長期曲線定価で始まる過程の産物であり，この価格は推定された位置と品質の違い，および我々の管理層が現金化可能価格に影響を与えると考えられる他の要因に基づいて調整される.公正価値は第3級公正価値計量の投入を用いて推定される。
未証明の属性
私たちの石油と天然ガス資産の帳簿価値の一部は未確認資産に起因することができる。2022年12月31日と2021年12月31日までの2つの時期の未明らか物件の純資本化コストは約2.48億ドルである。未確認額は、明らかにされた財産に分類され、生産単位で償却されるまで、減価償却、損失、償却には計上されない。事件や環境変化が額面が回収できない可能性があることを示した場合，明らかにされていない石油や天然ガス資産の減値を評価する。もし探査と開発が成功しなかった場合、あるいは管理層が商品価格が低く、開発及び運営コストが高く、契約条件或いはその他の要素によって当該などの物件の開発を行わないことを決定した場合、当該等の物件の資本化コストは入金される。未解明物件の減記時間(必要があれば)は、管理職の計画、将来の探査及び開発活動の性質、時間及び範囲及びその結果に依存する。私たちの現在の計画と探査と開発努力は、2022年12月31日に私たちの未確認財産残高の帳簿価値を実現できるようにすると信じています。
買い入れ価格配分
我々は買収会計方法を用いて企業買収に対して会計計算を行い、これは買収資産と負債の公正な価値に応じて買収価格の対価を分配することを要求する。我々は公認された推定方法を用いて買収資産と負債の公正価値を推定し、多くの場合、このような推定は、買収資産がその推定利用可能年限内に予想される将来の運営キャッシュフローに対する判断に基づいている。2021年10月1日にCJWSを買収した後、その公正価値の見積もりに基づいて、対価として買収·発行された各種資産や負債を会計処理した。買収された業務の公正価値の推定と判断は不正確であることが証明される可能性があり、不正確な公正価値推定を使用することは、買収価格の対価格が買収資産と負債に正しく割り当てられない可能性があり、これは資産減値、記録以前に記録されていない負債、その他の財務諸表の調整を招く可能性がある。経済不確定時期には、購入資産と負債の公正価値を見積もることが難しくなっている。
資産廃棄義務
資産廃棄債務(“ARO”)の公正価値は、資産の解体が存在することを決定し、その使用年数が終了したときにその財産を救済する法的義務であり、債務のコストが合理的に見積もることができる期間であることを確認した。
負債額は、将来の退職コスト推定に基づいており、放棄時間、技術変化、将来のインフレ率、リスク調整の割引率など、多くの仮定が盛り込まれている。負債が最初に入金された場合、関連財産、工場、設備(“PP&E”)残高を増加させることでコストを資本化する。もしAROの見積もりが将来コストが変化すれば、AROと
時間の経過とともに負債が増加し、費用は増額により確認され、資本化コストは資産の耐用年数内で減価償却される。
公正価値計量
私たちは、評価技術の投入に基づいて、公正な価値で計量された資産および負債を、第1のレベル--アクティブな市場を使用した資産または負債の見積もり、第2のレベル--資産または負債を使用した見積もり以外の可視投入、および第3のレベル--観察不可能な投入を使用することの3段階に分類した。各レベル間の異動があれば、各報告期間終了時に確認します。著者らは主に市場法を用いて経常的公正価値計量を行い、観察可能な投入を最大限に利用し、観察できない投入を最大限に減少させた。観察可能な投入が得られない場合，我々は通常報酬法を用いて公正価値を計測する.この方法では，経営陣による予測キャッシュフローの期待の判断を利用し，リスク調整割引率を用いてこれらのキャッシュフローを割引する.
我々は推定技術を用いて、市場見積もりと価格分析を利用して、私たちの石油と天然ガス販売と天然ガス購入派生商品の公正価値を確定した。投入は、入手可能な価格と、第三者によって収集されたデータアセンブリから生成された長期価格曲線とを開示することを含む。私たちはこのような測定基準を第2レベルに分類する。
所得税
私たちは財務会計と報告書で貸借対照法を使用して所得税を計算する。記録された所得税の額は連邦と州税務当局の複雑な規則と条例を説明する必要がある。一時的な差異、営業損失、税収繰り越しの繰延税金資産と負債を確認しました。我々は、繰延税金資産の将来の収益を実現する可能性を評価し、将来的に所得税収益を実現する可能性がより確認可能な基準を満たしていない任意の繰延税金資産部分の評価準備を提供する。
私たちは関連税務機関が監査後に税務頭寸を維持する可能性があることを確定した後にのみ、税務頭寸の財務諸表の収益を確認して、所得税の不確定性を計上する。より徴用点に達する可能性のある税務頭寸については、財務諸表で確認された金額は、最終的に関連税務機関と和解した後に50%以上の利益を実現する可能性がある。新会計事項に関する検討は，本報告第2部である第8項.財務諸表と補足データ合併財務諸表付記8を参照されたい。
株に基づく報酬
長期的に付与された制限株式単位(“RSU”)と、(I)業績中の絶対株主総リターン(“絶対TSR”)および相対株主総リターン(“相対TSR”)(“TSR PSU”)を市場目標を測定するための報酬と、(Ii)企業の業績期間中の平均投資現金リターン(“CROIC PSU”および“ROIC PSU”)に基づく報酬とを含む業績ベース制限株式単位(“PSU”)とを発行している。CROIC PSUはいくつかのBerry従業員に与えられ、ROIC PSUはいくつかのCJWS従業員に与えられる。株式の奨励に基づく公正価値は付与された日に決定され、再計量されない。RSU，CROIC PSU，ROIC PSUの公正価値は，付与日の株価を用いて決定される.TSR PSUの公正価値はモンテカルロシミュレーション分析方法を用いて決定し、当社の株主総リターンランキングを推定し、同業グループとの業績期間の比較を含む。モンテカルロ推定モデルで用いられている推定値は，高度に複雑で主観的であると考えられる.RSUとPSUの補償費用は，実際に没収された純額を差し引いて必要なサービス期間内に直線的に確認されており，このサービス期間は賞それぞれの帰属や履行期限を超えており，1年から3年まで様々である。
重大な会計と情報開示の変化
新会計事項に関する検討は，本報告第2部である第8項.財務諸表と補足データ合併財務諸表付記1を参照されたい
インフレ率
2021年から2022年までの大部分の期間、米国のインフレ率は着実に上昇してきた。わが業界の他社と同様に、当社のコストもインフレ圧力、すなわちインフレ圧力により私たちの商品、サービス、人員コストが増加し、逆に私たちの資本支出と運営コストが上昇しています。このようなインフレ圧力はCOVID疫病によるサプライチェーンの中断、需要増加、労働力不足などの要素によるものであり、2022年2月下旬に開始されたロシアとウクライナの間の衝突を含む。2022年末、インフレ率は安定し始めており、今年よりも早い時期に経験した水準よりも低下している。私たちはこのようなインフレ圧力と促進要因が2023年まで続くかどうかを正確に予測できない。
このような私たちの運営コストに対するインフレ圧力は逆に私たちのキャッシュフローと運営結果に影響を及ぼす。不合理な努力なしにインフレの影響を正確に測ることはできませんが、私たちの計画は2022年通年のコストが全体的に増加していることに注目しています。これはある程度インフレによるものです。例えば、会社の2022年の1井戸当たりの掘削コストは、私たちの油井修理や廃棄部門を含まず、前年より約13%高く、そのうち2022年のユタ州掘削プロジェクトの資本コストは、私たちの最初の計画より約25%増加した。前年と比較して、これらのコスト上昇を推進する要因は、鉄鋼コスト(約50%増)とサービスコスト(約5%から10%増)である。最も深刻なインフレ影響の前に、私たちは2022年に使用されたかなりの鉄鋼を購入し、一部の鉄鋼コストインフレを緩和した。しかし、私たちのインフレ影響を軽減する能力はプロジェクトによって異なり、必要な資本支出のスケジュールに依存する。また、インフレや何らかのコスト活動の増加により、2022年には我々のE&P運営コスト(燃料を除く)が2021年より約23%高い。天然ガス価格が大幅に上昇したため、2022年の私たちの燃料コストは2021年より約39%高い。私たちのヘッジ計画を通じて、私たちはこの成長の大きな部分を緩和することができる。しかし、私たちが燃料価格に及ぼすインフレの影響を緩和する能力は市場変動と私たちの衝突協定の条項によって異なるかもしれない。
前向き陳述に関する警告説明
本報告に含まれるまたは引用される情報は、我々の予想される運営結果、流動性、キャッシュフロー、および業務の将来性に重大な影響を与える可能性があるリスクおよび不確定要素に関連する展望性陳述を含む。このなどの陳述は具体的には、未来の財務状況、流動資金、キャッシュフロー、運営結果及び業務策略、潜在的買収機会、その他の運営計画及び目標、持続生産レベルの資本、期待生産及び運営コスト、備蓄、ヘッジ活動、資本支出、資本リターン、回収係数の改善及びその他の指針に対する期待を含む。実際の結果は予想結果とは異なる可能性があり，実質的である場合があり，報告された結果は将来の業績の指示と見なすべきではない。あなたは通常、目標、予想、達成可能、信じ、予算、継続、可能、努力、推定、予想、予測、目標、指導、意図、可能、目標、展望、計画、潜在、予測、プロジェクト、探索、すべき、目標、会議、および他の同様の言葉によって識別することができ、これらの言葉は、イベントまたは結果の予期される性質を反映する。このような展望的陳述には、このような展望的陳述の根拠を述べる仮説または根拠が含まれており、我々は、これらの仮説または根拠が合理的であると考え、誠意に基づいてこれらの仮説または根拠を作成するが、仮定された事実または根拠は、常に実際の結果とはほとんど異なり、場合によっては大きく異なることを注意しなければならない。私たちに影響を及ぼす可能性のある重大なリスクは上記の“第1 A項”で議論された。リスク要因“は、本募集説明書、任意の適用可能な目論見説明書の副刊、および引用によって組み込まれた文書に含まれる。
結果をもたらす可能性のある異なる要因(ただし、必ずしもすべての要因とは限らない)は、
•掘削および/または開発プロジェクトに必要な許可および承認を含む、獲得可能性またはタイミングと、掘削および/または開発プロジェクトに必要な許可および承認を含む許可および/または維持許可および承認に適用される条件を含む規制環境；
•油井または施設の許可、掘削、完了、油井刺激、操作、維持または廃棄、エネルギー、水、土地、温室効果ガスまたは他の排出、健康、安全および環境の保護、または輸送、マーケティングおよび販売に関連する影響を含む、現行、未定および/または将来の法律および法規、ならびに立法および法規の変化および他の政府活動の影響
•インフレ水準、特に最近過去最高水準に上昇したことと、金利の引き上げを含むインフレを下げる政府の努力
•現在行われている新冠肺炎の大流行の持続時間、範囲と深刻度或いは新しい大流行の出現は、関連する公衆衛生懸念の影響、政府当局と他の第三者が大流行に対して取った行動の影響、及び商品価格、需給考慮、グローバルサプライチェーン中断と労働力制限への影響を含む
•全世界の経済傾向、地政学的リスク及び全体的な経済と業界状況、例えば新冠肺炎疫病が経済に与える影響は、全世界のサプライチェーンの中断と政府の金融市場と経済への関与などの要素を含む
•新冠肺炎の流行と外国メーカーの行動による影響、特にオペック+とオペック+の生産量レベルの変化
•政治的不安定、武力衝突、または経済制裁を含む石油、天然ガス、天然ガス価格の変動
•気候変動や他の大気質問題への懸念、低排出経済への移行、異なるエネルギーの期待作用など、カリフォルニアと世界のエネルギー未来は、それの要素と傾向を形成することが予想される
•外国メーカーの行動、特にオペック+の行動とオペック+生産量レベルの変化を含む石油、天然ガス、天然ガスの供給と需要
•石油および天然ガスを輸送するパイプラインシステムの中断、能力制限または他の制限、ならびに他の加工および輸送を考慮する
•運営から十分なキャッシュフローを生み出すことができない、あるいは資本支出に資金を提供し、私たちの運営資金の要求を満たすか、計画された投資に資金を提供するのに十分な融資を得ることができない
•価格変動、天然ガス、電力の獲得可能性、および蒸気コスト
•デリバティブツールを使って大口商品の価格リスクを管理する能力は
•私たちは私たちがタイムリーまたは完全に許可を得ることができ、商業的に実行可能な数量で石油と天然ガスを生産する油井の掘削に成功することを含む、私たちの計画を満たすことができる掘削計画を満たすことができる
•気候変動や他の大気質の問題に対する懸念
•埋蔵量および関連する将来のキャッシュフローに関する不確実性が明らかになったと推定される
•私たちは探査と開発活動を通じて埋蔵量を交換する能力を持っています
•掘削と生産結果、生産量が予想を下回ったこと、開発プロジェクトの埋蔵量または資源、あるいは予想以上の削減率
•私たちにはタイムリーで利用可能な掘削設備と完了設備と乗組員を得ることができ、掘削、完全井、作業に必要な資源を得る能力がある
•税法の変化
•競争の影響
•資産の買収と剥離に関連する不確実性と負債
•私たちは買収して買収された企業の能力を統合することに成功しました
•市場変動の電気価格と蒸気コスト
•大口商品価格の下落による資産減価
•実際または潜在的な破産による違約を含む契約義務上の大量または複数の顧客の違約；
•私たちのビジネスの地理的集中度は
•私たちの契約保証における私たちの取引相手の信頼と表現
•デリバティブ立法は私たちのヘッジ能力に影響を及ぼす
•リスク管理が故障し、内部統制に力が入らない
•野火、地震、流行病を含む悲劇的な事件
•連邦、州、部族、地方法律法規で規定されている環境リスクと責任(救済行動を含む)
•未解決または未来の訴訟によって生じる可能性のある責任
•私たちは、私たちの上級管理職とキーテクノロジー従業員の重要なメンバーを募集および/または維持することができます
•情報技術の障害やネットワーク攻撃；
•政府の行動と政治的条件、そして他の第三者の行動は私たちの統制を受けない。
法律のほかに規定がある以外、私たちはいかなる責任も負いません。展望性陳述発表の日から展望性陳述に対するいかなる修正結果も公開発表します
本報告書に含まれるすべての前向きな陳述は、明示的であっても暗示的であっても、本警告声明によって明確に制限されている。この警告声明はまた、私たちまたは私たちを代表する人が発表する可能性のある後続の書面または口頭前向き声明と一緒に考慮されなければならない
第七A項。市場リスクの定量的·定性的開示について
私たちの主な市場リスクは大口商品価格と金利の変動によるもので、これは私たちの業務、財務状況、経営業績とキャッシュフローに影響を与える可能性があります。以下は、本報告の他の部分に記載されている財務諸表と関連説明と併せて読まなければならない。当社はウクライナの武力衝突、金利上昇とインフレ傾向に関連する影響と事態の発展を含むその市場リスクの開放を継続的に監視し、これらの要素は2022年の間に金融市場に重大な変動と不確定性をもたらした。
価格リスク
私たちの最も重要な市場リスクは石油、天然ガス、そして天然ガスの価格と関連がある。経営陣は、エネルギー価格が予測不可能で潜在的な変動性を維持すると予想している。エネルギー価格の大幅な低下や上昇に伴い、収入、あるコスト(例えば燃料ガス)やキャッシュフローも同様に影響を受けている。もし大口商品価格が大幅に下落すれば、私たちの石油と天然ガス資産は追加の非現金減価費用が必要になるかもしれない。
歴史上、著者らは大部分の予想原油と天然ガス生産量及び天然ガス調達要求に対してヘッジを行い、大口商品の価格変動の影響を減少させた。私たちはスワップ、強気、見落ち、襟元などの派生商品を使ってヘッジを行います。我々は投機取引を目的としてデリバティブ契約を締結せず、私たちのデリバティブをキャッシュフローや公正価値ヘッジに計上していない。私たちは様々な要素に基づいて、現在と未来の予想される大口商品価格、私たちの予想される資本と運営コスト、私たちの全体的なリスク状況、レバレッジ、規模、規模、および当時適用される任意のクレジット手配または他の債務ツールに含まれるヘッジレベルの任意の要求または制限を含む、私たちの石油生産と天然ガス購入レベルを考慮し続けている。
我々は推定技術を用いて、市場見積もりと価格分析を利用して、私たちの石油と天然ガス販売と天然ガス購入派生商品の公正価値を確定した。投入は、入手可能な価格と、第三者によって収集されたデータアセンブリから生成された長期価格曲線とを開示することを含む。我々は、使用された推定入力を理解し、他の価格源から市場価値を取得し、場合によっては価格設定データを分析し、これらのツールがアクティブな市場取引であることを確認することによって、第三者によって提供されるデータを検証する。2022年12月31日まで、私たちは約800万ドルの純負債を約束した。石油·天然ガス指数価格は2022年12月31日の価格より10%高く、純負債は約1.26億ドルとなり、逆に石油·天然ガス指数価格は2022年12月31日の価格より10%低く、純資産約1700万ドルにつながる。派生ツール活動に関する他の資料は、本年度報告第2部第8項連結財務諸表付記内の付記4デリバティブを参照されたい。
我々のデリバティブ契約に関する実際の確認収益や損失は，デリバティブ契約が規定する特定決済日関連商品の価格に完全に依存する.しかも、私たちの取引相手が私たちのデリバティブ契約に基づいて義務を履行できるという保証はない。もし取引相手が義務を履行できなければ、デリバティブ手配が終了され、私たちのキャッシュフローはマイナスの影響を受ける可能性がある。
信用リスク
私たちの信用リスクは主に貿易と他の売掛金と派生金融商品と関連がある。未返済残高と現在の活動を決定するために、各顧客の信用リスクの開放を監視する。我々のヘッジ計画の一部として締結されたデリバティブに対して，取引相手がその決済約束を履行できなければ，取引相手の信用リスクの影響を受ける.私たちは、財務力があると思う顧客を選択することで、この信用リスクを積極的に管理し、彼らの財務健康状態を監視し続けている。顧客の信用リスクが十分に分散することを確保するために、信用リスクの集中度を定期的に検討します
2022年12月31日現在、我々には6社の大口商品デリバティブ取引相手がおり、2021年12月31日までに5社がある。私たちは私たちの取引相手から担保を受け取っていない。私たちは単一取引相手に対する私たちの開放を制限することで、私たちのデリバティブツールの信用リスクを最小限に抑える。また、いくつかの限られた例外を除いて、2021年のRBLローンメカニズム
私たちが保証されている(私たちの貸主およびその付属会社を除く)、追加保証金要求のあるヘッジ手配を達成することを防止し、そうでなければ、担保を提供すること、または標準プールまたはムーディAまたはA 2信用格付け以上の非貸手取引相手とのヘッジを要求することを防止する。我々の標準慣例によると，我々の大口商品デリバティブは，このようなデリバティブを管理するプロトコルに基づいて取引相手の純額決済を行わなければならないため，取引相手が義務を履行しないことによる損失リスクが軽減される.これらの要因を総合的に考慮すると，2022年12月31日現在，我々の業務に関する信用損失の開放は重大ではなく，信用リスクに関する損失はすべての報告期間の重大な損失ではないと考えられる.
金利リスク
私たちの2021年のRBLローンメカニズムは未返済残高に対して変動金利を実行します。2022年12月31日現在、私たちは2021年のRBLローンと2022年のABLローンで借金がないため、金利リスクを開放していません。2026年の債券の金利は固定されているので、私たちはこのようなツールで金利リスクを負担しないだろう。未済債務金利の追加資料については、本年度報告第II部第8項総合財務諸表付記3“債務”を参照されたい。
項目8.財務諸表と補足データ
財務諸表と補足データインデックス
| | | | | |
| ページ |
独立公認会計士事務所報告 | 112 |
2022年12月31日現在と2021年12月31日現在の連結貸借対照表 | 113 |
2022年·2021年·2020年12月31日までの総合業務報告書 | 114 |
2022年まで、2021年、2020年12月31日まで年度株主権益総合レポート | 115 |
2022年、2021年、2020年12月31日までの統合現金フロー表 | 116 |
連結財務諸表付記 | 117 |
| |
石油·天然ガスデータの補充(監査なし) | 150 |
独立公認会計士事務所報告
株主や取締役会に
バリー社(バリーCorporation)：
連結財務諸表に対するいくつかの見方
添付のBry社(Bry)とその子会社(当社)の2022年12月31日までと2021年12月31日までの総合貸借対照表、2022年12月31日までの3年間の各年度の関連総合経営報告書、株主権益と現金流量、および関連付記(総称して総合財務諸表と呼ぶ)を監査した。総合財務諸表は、すべての重要な面で、会社の2022年12月31日と2021年12月31日までの財務状況、および2022年12月31日までの3年間の毎年の経営結果と現金流量を公平に反映しており、米国公認会計原則に適合していると考えられる。
意見の基礎
これらの連結財務諸表は会社の経営陣が責任を負う。私たちの責任は私たちの監査に基づいてこのような連結財務諸表に意見を発表することだ。私たちは米国上場企業会計監督委員会(PCAOB)に登録されている公共会計士事務所であり、米国連邦証券法および米国証券取引委員会とPCAOBの適用規則と法規に基づいて、会社と独立しなければならない。
私たちはPCAOBの基準に従って監査を行っている。これらの基準は、連結財務諸表に重大な誤報がないかどうかに関する合理的な保証を得るために、エラーによるものであっても不正であっても、監査を計画し、実行することを要求する。当社はその財務報告の内部統制を監査することを求められておらず、私たちも招聘されて監査を行っていません。私たちの監査の一部として、財務報告の内部統制を理解することが求められていますが、社内財務報告の内部統制の有効性について意見を述べるためではありません。したがって、私たちはそのような意見を表現しない。
我々の監査には、連結財務諸表の重大な誤報リスクを評価するプログラム、エラーによるものであっても詐欺であっても、これらのリスクに対応するプログラムを実行することが含まれる。これらの手続きは、連結財務諸表中の金額および開示に関する証拠をテストに基づいて検討することを含む。我々の監査には、経営陣が使用する会計原則の評価と重大な見積もり、合併財務諸表の全体列報の評価も含まれています。私たちは私たちの監査が私たちの観点に合理的な基礎を提供すると信じている。
/s/ピマウェイ法律事務所
2013年以来、当社の監査役を務めてきました。
テキサス州ダラス
2023年2月27日
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
合併貸借対照表
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| (単位は千で、シェアは含まれていない) |
資産 | | | |
| 流動資産： | | | |
| 現金と現金等価物 | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
売掛金、不良債権を差し引いて純額#ドルを用意する8662022年12月31日と2021年12月31日に | 101,713 | | | 86,269 | |
| 派生ツール | 36,367 | | | — | |
| | | |
| | | |
| その他流動資産 | 33,725 | | | 45,946 | |
| 流動資産総額 | 218,055 | | | 147,498 | |
| 非流動資産： | | | |
| 石油と天然ガスの性質 | 1,725,864 | | | 1,537,894 | |
| 累計損耗と償却 | (465,889) | | | (340,328) | |
| 石油と天然ガスの総性質、純額 | 1,259,975 | | | 1,197,566 | |
| 他の財産や設備 | 155,619 | | | 140,710 | |
| 減価償却累計 | (55,781) | | | (36,927) | |
| その他の財産と設備を合計して純額 | 99,838 | | | 103,783 | |
| 所得税を繰延する | 42,844 | | | — | |
| | | |
| 派生ツール | 76 | | | 1,070 | |
| | | |
| 他の非流動資産 | 10,242 | | | 6,562 | |
| 総資産 | $ | 1,631,030 | | | $ | 1,456,479 | |
負債と権益 | | | |
| 流動負債： | | | |
| 売掛金と売掛金 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
| 派生ツール | 31,106 | | | 29,625 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 流動負債総額 | 234,207 | | | 187,149 | |
| 非流動負債： | | | |
| 長期債務 | 395,735 | | | 394,566 | |
| 派生ツール | 13,642 | | | 18,577 | |
| | | |
| 所得税を繰延する | — | | | 1,831 | |
| | | |
| 資産廃棄債務 | 158,491 | | | 143,926 | |
| 他の非流動負債 | 28,470 | | | 17,782 | |
引受金とその他の事項--付記5 | | | |
| 株主権益： | | | |
| | | |
普通株($0.001額面価値750,000,000ライセンス株；86,350,771そして85,590,417発行済み株式75,767,503そして80,007,149発行済み株式は、それぞれ2022年12月31日と2021年12月31日) | 86 | | | 86 | |
| 追加実収資本 | 821,443 | | | 912,471 | |
在庫株は，コストで計算する10,583,268株式は2022年12月31日と5,583,2682021年12月31日の株) | (103,739) | | | (52,436) | |
| 利益剰余金(累積損失) | 82,695 | | | (167,473) | |
| 株主権益総額 | 800,485 | | | 692,648 | |
| 総負債と株主権益 | $ | 1,631,030 | | | $ | 1,456,479 | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
連結業務報告書
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| (千単位で、1株当たりを除く) |
収入とその他： | | | | | | | |
石油、天然ガス、天然ガス液体販売 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 378,663 | | | |
| サービス収入 | 181,400 | | | 35,840 | | | — | | | |
| | | | | | | |
売電 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | | | |
石油·天然ガスデリバティブ販売収益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 117,781 | | | |
営業収入 | 289 | | | 3,921 | | | 1,426 | | | |
その他の収入 | 479 | | | 477 | | | 150 | | | |
総収入とその他 | 918,341 | | | 544,950 | | | 523,833 | | | |
費用とその他： | | | | | | | |
レンタル運営費 | 302,321 | | | 236,048 | | | 186,348 | | | |
| サービスコスト | 142,819 | | | 28,339 | | | — | | | |
電気代を支給する | 21,839 | | | 23,148 | | | 16,608 | | | |
交通費 | 4,564 | | | 6,897 | | | 6,938 | | | |
マーケティング費用 | 299 | | | 3,811 | | | 1,380 | | | |
一般と行政費用 | 96,439 | | | 73,106 | | | 77,696 | | | |
減価償却、損耗、償却 | 156,847 | | | 144,495 | | | 139,180 | | | |
石油と天然ガスの性質の減少 | — | | | — | | | 289,085 | | | |
所得税以外の税項 | 39,495 | | | 46,500 | | | 35,572 | | | |
天然ガスデリバティブ購入の損失 | (88,795) | | | (38,577) | | | 1,035 | | | |
その他の運営費 | 3,722 | | | 3,101 | | | 5,781 | | | |
総費用とその他 | 679,550 | | | 526,868 | | | 759,623 | | | |
その他(費用)収入： | | | | | | | |
利子支出 | (30,917) | | | (31,964) | | | (34,295) | | | |
その他、純額 | (142) | | | (247) | | | (28) | | | |
その他の収入合計 | (31,059) | | | (32,211) | | | (34,323) | | | |
| | | | | | | |
所得税前収入 | 207,732 | | | (14,129) | | | (270,113) | | | |
所得税(福祉)費用 | (42,436) | | | 1,413 | | | (7,218) | | | |
純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | | | |
| | | | | | | |
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| | | | | | | |
1株当たり純収益(損失)： | | | | | | | |
基本的な情報 | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | | | |
薄めにする | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | | | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
合併株主権益報告書
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 普通株 | | 追加実収資本 | | 在庫株 | | 利益剰余金(累積損失) | | 総株 | |
| | | (単位：千) | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | $ | 85 | | | $ | 901,830 | | | $ | (49,995) | | | $ | 120,528 | | | $ | 972,448 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
配当金の税金を支払うために差し押さえた株 | | | — | | | (1,039) | | | — | | | — | | | (1,039) | | |
株に基づく報酬 | | | — | | | 15,086 | | | — | | | — | | | 15,086 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通株が発表した配当金、$0.12/共有 | | | — | | | — | | | — | | | (9,564) | | | (9,564) | | |
純損失 | | | — | | | — | | | — | | | (262,895) | | | (262,895) | | |
| 2020年12月31日 | | | 85 | | | 915,877 | | | (49,995) | | | (151,931) | | | 714,036 | | |
配当金の税金を支払うために差し押さえた株 | | | — | | | (1,543) | | | — | | | — | | | (1,543) | | |
株に基づく報酬 | | | — | | | 14,434 | | | — | | | — | | | 14,434 | | |
普通株発行 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | |
在庫株を購入する | | | — | | | — | | | (2,441) | | | — | | | (2,441) | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通株が発表した配当金、$0.20/共有 | | | — | | | (16,297) | | | — | | | — | | | (16,297) | | |
純損失 | | | — | | | — | | | — | | | (15,542) | | | (15,542) | | |
| 2021年12月31日 | | | 86 | | | 912,471 | | | (52,436) | | | (167,473) | | | 692,648 | | |
配当金の税金を支払うために差し押さえた株 | | | — | | | (4,136) | | | — | | | — | | | (4,136) | | |
株に基づく報酬 | | | — | | | 17,762 | | | — | | | — | | | 17,762 | | |
| | | | | | | | | | | | |
在庫株を購入する | | | — | | | — | | | (51,303) | | | — | | | (51,303) | | |
普通株が発表した配当金、$1.34/共有 | | | — | | | (104,654) | | | — | | | — | | | (104,654) | | |
純収入 | | | — | | | — | | | — | | | 250,168 | | | 250,168 | | |
| 2022年12月31日 | | | $ | 86 | | | $ | 821,443 | | | $ | (103,739) | | | $ | 82,695 | | | $ | 800,485 | | |
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カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
統合現金フロー表
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| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
経営活動のキャッシュフロー： | | | | | |
純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
純収益(損失)を経営活動に提供する現金純額に調整する： | | | | | |
減価償却、損耗、償却 | 156,847 | | | 144,495 | | | 139,180 | |
債務発行原価償却 | 2,590 | | | 4,430 | | | 5,351 | |
石油と天然ガスの性質の減少 | — | | | — | | | 289,085 | |
株に基づく報酬費用 | 16,973 | | | 13,783 | | | 14,630 | |
所得税を繰延する | (45,566) | | | 819 | | | (8,045) | |
不良債権準備を増やす | — | | | (1,349) | | | 1,112 | |
その他の運営費 | 160 | | | (487) | | | 5,083 | |
| | | | | |
デリバティブ取引： | | | | | |
損失を合計する | 48,314 | | | 117,822 | | | (116,746) | |
デリバティブの現金決済 | (88,023) | | | (91,634) | | | 142,292 | |
| | | | | |
資産と負債の変動状況： | | | | | |
売掛金が減る | (15,409) | | | (15,614) | | | 18,767 | |
その他の資産が減少する | 6,725 | | | (24,824) | | | (2) | |
売掛金と売掛金を増やす(減らす) | 36,100 | | | 4,045 | | | (14,172) | |
その他の負債の減少 | (7,938) | | | (13,456) | | | (17,111) | |
経営活動が提供する現金純額 | 360,941 | | | 122,488 | | | 196,529 | |
| | | | | |
投資活動によるキャッシュフロー： | | | | | |
資本支出： | | | | | |
資本支出 | (152,921) | | | (132,719) | | | (76,480) | |
資本支出応算項目の変動 | 14,286 | | | 482 | | | (11,336) | |
| 買い入れ，受け取った現金を差し引く | (25,917) | | | (50,568) | | | — | |
購入物件や設備その他 | — | | | (876) | | | (5,981) | |
| 資産から受け取った収益 | — | | | 14,025 | | | — | |
財産、設備、その他の財産を売却する収益 | — | | | 869 | | | 177 | |
投資活動のための現金純額 | (164,552) | | | (168,787) | | | (93,620) | |
| | | | | |
資金調達活動のキャッシュフロー： | | | | | |
| | | | | |
RBL信用手配による借金 | 247,000 | | | 119,000 | | | 228,900 | |
| RBL信用手配を償還する | (247,000) | | | (119,000) | | | (230,750) | |
| 2022年のABLクレジット手配による借金 | 2,000 | | | — | | | — | |
| 2022年のABLクレジット返済計画 | (2,000) | | | — | | | — | |
普通株払いの配当 | (109,455) | | | (11,486) | | | (19,463) | |
在庫株を購入する | (51,303) | | | (2,440) | | | — | |
配当金やその他の税収の支払いで差し押さえられた株 | (4,136) | | | (1,543) | | | (1,039) | |
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起債コスト | (528) | | | (3,506) | | | — | |
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融資活動のための現金純額 | (165,422) | | | (18,975) | | | (22,352) | |
現金および現金等価物の純増加(減額) | 30,967 | | | (65,274) | | | 80,557 | |
現金と現金等価物： | | | | | |
初めから | 15,283 | | | 80,557 | | | — | |
終わりにする | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | | | $ | 80,557 | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
連結財務諸表付記
注1-列報根拠と重大な会計政策
“ベイリー社”(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)と(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”)の3つのデラウェア州の有限責任会社の子会社の唯一のメンバーであるBerry Corporation(Bry)のことである.文脈によると、“会社”、“私たち”、“私たち”または同様の言葉はBerry Corp.とその子会社Berry LLCを指し、2021年10月1日現在、C&J ManagementとC&Jも含まれている。
業務的性質
私たちはアメリカ西部の独立した上流エネルギー会社で、カリフォルニア州サンワーキン盆地(100%石油)とユタ州ユタ盆地(石油と天然ガス)の陸上、低地質リスク、長期常規埋蔵量に集中し、カリフォルニアで油井の維持と廃棄能力を持っている。2021年10月1日以来私たちは二つ業務部門：(I)探査·生産(“探査·生産”)と(Ii)油井サービスと廃棄
合併と報告原則
総合財務諸表はアメリカ公認会計原則(“GAAP”)に基づいて作成され、この原則は管理層に財務諸表及び付記に報告された金額に影響を与える推定と仮定を行うことを要求する。私たちは合併時にすべての重大な会社間取引と残高を除去した。私たちが直接仕事の利益を持っている石油·ガス探査·採掘合弁企業については、財務諸表の関連プロジェクトに資産、負債、収入、費用、キャッシュフローのシェアを比例して計上しています。
細分化市場報告
その会社は所有している二つ報告可能な細分化市場。報告可能部分は、企業の構成要素として定義され、その独立した財務情報は、リソースをどのように割り当て、業績を評価するかを決定するために、我々の首席運営決定者(“CODM”)によって定期的に評価される
探査と探査部門は陸上、低地質リスク、長期に存在する通常の石油と天然ガス埋蔵量を開発と生産し、主にカリフォルニア州とユタ州に位置する。
油井修理と廃棄部門はカリフォルニアの石油と天然ガス生産会社に油井現場サービスを提供し、重点的に油井修理、油井廃棄サービスと水物流である。
予算の使用
公認会計原則に基づいて添付されている連結財務諸表を作成し、会社管理層に未来の事件について知る推定と仮定を要求する。これらの推定および基本的な仮定は、報告書の資産および負債額、または有資産および負債の開示、ならびに報告の収入および費用に影響を及ぼす。
財務諸表の特に重要な推定は、私たちの石油および天然ガス埋蔵量の推定、石油および天然ガス資産からの将来のキャッシュフロー、減価償却、損失および償却、資産廃棄義務、商品デリバティブの公正価値、株式ベースの報酬、資産買収および負債の公正価値、および所得税を含む。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
連結財務諸表付記
現金等価物
私たちはすべての原始期限が3ヶ月以下の高流動性短期投資を現金等価物と見なしている。
棚卸しをする
在庫は他の流動資産に含まれている。石油と天然ガス在庫はコストまたは可変現純値の中の低い者によって推定される。材料と用品は加重平均コストで計算され、古いかどうかを定期的に審査する。
石油と天然ガスの性質
証明された性質
私たちは成功的な努力法に従って石油と天然ガスの性質を計算する。この方法により，明らかにされたすべての財産の購入コストは生産単位で資本化され，埋蔵量を明らかにした残存寿命で償却される。明らかにされた物件のすべての開発コストは，明らかにされた開発埋蔵量の残存寿命に応じて生産単位で資本化および償却される。償却ベースの一部を構成する廃棄物、売却又は廃棄財産のコストを差し引いて収益を計上又は貸付けして減価償却、損耗及び償却を行い、そうしない限り生産単位の償却率に深刻な影響を与え、この場合、損益は今期で確認する。その他の財産の収益又は損失を処分することは今期に確認します。買収した資産については、買収日の公正価値を資本化コストとする。私たちは物件の運営状況を維持するために必要なメンテナンスと修理費用、発生した年間賃貸賃貸料を支出します。解体·放棄コストを推定して純現在価値を資本化し、関連資産の残存寿命内に償却する。利息はこれらの資産が期待用途に投入されている間にのみ資本化される。資本化利息の金額は約#ドルである1百万、$2百万ドルとドル12022年、2021年、2020年はそれぞれ100万人。我々は，条件に適合した資本支出に関するコストシェアに関する借入資金の利息のみを資本化する。資本化された探井コスト金額はゼロすべての期間の資本化間接費用額は約#ドルである6百万、$7百万ドルとドル62022年、2021年、2020年はそれぞれ100万人。
事件や環境変化が帳簿価値が回収できない可能性があることを示す場合，我々は油田ごとにあるいはキャッシュフローを識別できる最低レベルで我々が明らかにした石油や天然ガス事業や他の物件や設備の減値を評価するのが一般的である。未割引の将来のキャッシュフローが帳簿純値を下回ることが予想される場合、明らかにされた財産の帳簿価値を公正価値に換算する。我々は，収益法と一致した推定技術を用いて明らかにされた財産の公正価値を計測し，将来の現金フローを単一割引金額に両替した。明らかにされた物件の公正価値を決定するための重要な投入は，(1)埋蔵量，(2)将来の運営と開発コスト，(3)将来の商品価格，(4)リスク調整による割引率である。これらの投入は、我々の経営陣が評価する際に重要な判断と見積もりを行う必要があり、これらの判断と見積もりは時間の経過とともに大きく変化する可能性がある。基礎商品価格は我々の推定キャッシュフローに含まれ、関連する長期曲線定価で開始される過程の産物であり、この価格は、推定された位置と品質の違いおよび我々の経営陣が現金化可能価格に影響を与えると考えている他の要因に基づいて調整される。公正価値は第3級公正価値計量の投入を用いて推定される。
未証明の属性
私たちの石油と天然ガス資産の帳簿価値の一部は未確認資産に起因することができる。2022年12月31日と2021年12月31日現在、不明財産による資本化純コストは約#ドルである248百万ドルとドル292それぞれ100万ドルです未確認額は、明らかにされた財産に分類され、生産単位で償却されるまで、減価償却、損失、償却には計上されない
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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連結財務諸表付記
事件や環境変化が額面が回収できない可能性があることを示した場合，明らかにされていない石油や天然ガス資産の減値を評価する。もし探査と開発仕事が成功しなければ、或いは管理層は商品価格が低く、開発及び運営コストが高く、監督管理環境の不利な変化、契約条件或いはその他の要素によって当該などの物件の開発を行わないことを決定すれば、当該等の物件の資本化コストは入金される。未解明物件の減記時間(必要があれば)は、管理職の計画、将来の探査及び開発活動の性質、時間及び範囲及びその結果に依存する
減損する
2022年と2021年には違います。証明され、確認されていない財産のいかなる減価費用も記録されていない。
2020年3月31日現在、原油価格が2020年第1四半期後期に大幅に下落しているため、明らかにされていない石油·天然ガス資産やその他の資産や設備の減価テストを行った。非現金税前資産減価費用#ドルを記録しました2892020年第1四半期、ユタ州とカリフォルニア州のある場所で明らかにされた物件および他の物件や設備上の100万ユーロ。我々は，会計指針と公正価値技術に基づいて，期末長期価格曲線を用いて明らかになった物件を評価し，予見可能な未来に現在の環境では行われないと考えられるプロジェクトを評価した。我々は計画と探査開発努力に基づいて違います。減価は私たちが2020年に確認されていない財産残高に必要だ。
他の財産や設備
他の財産および装置は、天然ガス収集システム、パイプライン、熱電併給施設、建物、油井修理および廃棄車両および設備、ソフトウェア、データ処理および電気通信装置、オフィス家具および設備、および他の固定資産を含む。これらの資産は、コスト記録、使用予定年数に基づく直線減価償却方法、減価償却範囲は15至れり尽くせり39数年間の建築と改善は20至れり尽くせり30熱電併給施設天然ガス工場パイプライン建設年限1至れり尽くせり10家具や設備の耐用年数は1至れり尽くせり10油井整備や廃棄車両や設備や他の設備については，残値が適用可能であると考えられる。イベントや環境変化がある資産の帳簿金額が回収できない可能性があることを示した場合，他の財産や設備資産は減値が評価される.
企業合併
当社は会計買収法を用いて企業合併を記録しています。買収会計方法によると、買収の確認可能な資産と負担する負債は、買収の日の公正価値に基づいて入金される。購入価格が推定公正価値(例えばある)を超えた部分は営業権に計上される。より詳細な分析が完了するまでに記録された買収純資産推定公正価値の変化は、買収日から1年を超えず、それに応じて買収価格配分金額を調整する。計測期間調整は調整が発生した期間に反映される.
我々は買収会計方法を用いて企業買収に対して会計計算を行い、これは買収資産と負債の公正な価値に応じて買収価格の対価を分配することを要求する。我々は公認された推定方法を用いて買収資産と負債の公正価値を推定し、多くの場合、このような推定は、買収資産がその推定利用可能年限内に予想される将来の運営キャッシュフローに対する判断に基づいている。買収された業務の公正価値の推定と判断は不正確であることが証明される可能性があり、不正確な公正価値推定を使用することは、買収価格の対価格が買収資産と負債に正しく割り当てられない可能性があり、これは資産減値、記録以前に記録されていない負債、その他の財務諸表の調整を招く可能性がある。経済不確定時期には、購入資産と負債の公正価値を見積もることが難しくなっている。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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資産廃棄義務
資産廃棄債務(“ARO”)の公正価値は、資産の解体が存在することを決定し、その使用年数が終了したときにその財産を救済する法的義務であり、債務のコストが合理的に見積もることができる期間であることを確認した。負債額は、将来の退職コスト推定に基づいており、放棄時間、技術変化、将来のインフレ率、リスク調整の割引率など、多くの仮定が盛り込まれている。負債が最初に入金された場合、関連財産、工場、設備(“PP&E”)残高を増加させることでコストを資本化する。AROの見積もりが将来コストに変化すれば、AROとPP&Eの調整を記録します。時間の経過とともに負債が増加し、資本化コストは資産の使用寿命内で減価償却されます。割引された負債がそれらの予想決算値に増加し、営業報告書に含まれる減価償却、損失、および償却に含まれるので、時間が経過するにつれて、増加費用も確認される。
次の表は私たちのAROアカウントでの活動をまとめていますが、そのうちの約$が158百万ドルとドル1442022年12月31日と2021年12月31日までに、それぞれ100万ドルが長期負債に計上され、残りの流動部分は負債に計上されている
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
| (単位：千) |
期初残高 | $ | 163,925 | | | $ | 160,192 | | | | | | |
| 買収による負債も含めて発生した負債 | 3,028 | | | 1,350 | | | | | | |
| 決済と支払い | (19,558) | | | (17,900) | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 吸積費用 | 10,848 | | | 10,936 | | | | | | |
| 物件の販売で減少する | (1,210) | | | (22,199) | | | | | | |
| 改訂版 | 21,458 | | | 31,546 | | | | | | |
| | | | | | | | |
期末残高 | $ | 178,491 | | | $ | 163,925 | | | | | | |
収入確認
同社の収入の大部分は原油、天然ガス、天然ガスの販売、火力発電所の電力を含む探査と発電事業から来ている。残りの収入は油井修理と廃棄事業から来た。当社の収入確認政策に関する資料は、付記12を参照されたい。
公正価値計量
私たちは、評価技術の投入に基づいて、公正な価値で計量された資産および負債を、第1のレベル--アクティブな市場を使用した資産または負債の見積もり、第2のレベル--資産または負債を使用した見積もり以外の可視投入、および第3のレベル--観察不可能な投入を使用することの3段階に分類した。各レベル間の異動があれば、各報告期間終了時に確認します。著者らは主に市場法を用いて経常的公正価値計量を行い、観察可能な投入を最大限に利用し、観察できない投入を最大限に減少させた。観察可能な投入が得られない場合，我々は通常報酬法を用いて公正価値を計測する.この方法では，経営陣による予測キャッシュフローの期待の判断を利用し，リスク調整割引率を用いてこれらのキャッシュフローを割引する.
私たちの貸借対照表で経常的公正価値計測の影響を受ける唯一の項目はデリバティブです。我々は推定技術を用いて、市場見積もりと価格分析を利用して、私たちの石油と天然ガス販売と天然ガス購入派生商品の公正価値を確定した。投入は、入手可能な価格と、第三者によって収集されたデータアセンブリから生成された長期価格曲線とを開示することを含む。私たちはこのような測定基準を第2レベルに分類する。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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連結財務諸表付記
推定された資産と類似した比較可能な取引が決定できる場合には、資産の市場観察可能価格を使用する。私たちが公正な価値を計量することを要求され、その資産または同様の資産が市場で観察可能な価格を持っていない場合、収益法は、経営陣が将来の純キャッシュフローに期待する最適な仮定に基づいている。PP&Eの価値に減値があることが決定されれば，公正価値と減記する.公正価値は、経営陣の将来への期待に基づいて、割引キャッシュフローモデルを用いて評価の日に決定される。投入には，将来生産量の推定，推定日までの商品長期価格曲線に基づく価格，推定された将来運営と開発コストおよびリスク調整による割引率が含まれている。しかしながら、使用される仮説は、資産の最高および最適な使用、および長期価格、コスト、および他の要因に対する市場参加者の見方を反映しており、私たちの業務計画および投資決定で使用される仮説と一致する。私たちはこのような測定基準を第3段階に分類する。
株に基づく報酬
長期的に付与された制限株式単位(“RSU”)と、(I)業績中の絶対株主総リターン(“絶対TSR”)および相対株主総リターン(“相対TSR”)(“TSR PSU”)を市場目標を測定するための報酬と、(Ii)企業の業績期間中の平均投資現金リターン(“CROIC PSU”および“ROIC PSU”)に基づく報酬とを含む業績ベース制限株式単位(“PSU”)とを発行している。CROIC PSUはいくつかのBerry従業員に与えられ、ROIC PSUはいくつかのCJWS従業員に与えられる。株式の奨励に基づく公正価値は付与された日に決定され、再計量されない。RSU，CROIC PSU，ROIC PSUの公正価値は，付与日の株価を用いて決定される.TSR PSUの公正価値はモンテカルロシミュレーション分析方法を用いて決定し、当社の株主総リターンランキングを推定し、同業グループとの業績期間の比較を含む。モンテカルロ推定モデルで用いられている推定値は，高度に複雑で主観的であると考えられる.RSUとPSUの補償費用は、実際に没収され、必要なサービス期間中に直線的に確認され、これはそれぞれの帰属または履行期間に確認されたものであり、範囲は1つは至れり尽くせり3年.
他にも損失がある
通常の業務過程で、私たちは訴訟、クレーム、そして他の環境と法律手続きと監査に関するものだ。負債が発生した可能性があり、負債が合理的に推定できる場合、私たちはこのような事項のための準備金を提案する。また、合理的に余分な重大な損失が生じる可能性がある場合には、貸借対照表に記録されているこれらの事項を超える金額の損失リスク(重大であれば)を開示する。私たちは持続的な基礎の上で私たちの損失または損失を検討する。
あるいは損失があるのは、経営陣がこれらの事項の可能な結果を判断し、状況に応じて調整することに基づく。経営陣の判断は、新たな情報、法律又は法規の変化又は解釈、経営陣の計画又は意図の変化、法的訴訟結果に対する意見又はその他の要因によって変化する可能性がある。
電気代分担
私たちはいくつかの熱電併給施設を持っている。我々のコージェネレーション施設への投資は，我々のカリフォルニアにおける重油事業の蒸気コストを明らかにし，それぞれの蒸気発電の運転制御を確保するためであった。熱電併給は、熱電併給とも呼ばれ、タービンの排気からエネルギーを抽出し、そうでなければ、これらのエネルギーは浪費されて蒸気を生成する。このようなコージェネレーション操作でも電力を発生させることができる。我々は，熱電併給施設の変換効率に蒸気生産の何らかの直接コストを加え，蒸気と電力コストをリース運営費用に分配した。我々が第三者に売却した電力に関する一部の電力生産コストも割り当てられており，この部分コストは運営報告書の“発電費用”で報告されている。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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所得税
繰延税金資産および負債の資産および負債の帳簿金額とその課税ベースとの間の差額は、推定された将来の税金項目の影響確認に起因することができます。繰延税金資産はより現金化の可能性が高い場合に確認します。私たちは定期的に私たちの繰延税金資産を評価し、私たちが繰延税金資産の一部または全部が現金化できない可能性が高いと考えている場合には、そのような資産の減少に備えて推定値を設定する。不確定な税収状況の税収利益を確認し，その状況に応じた技術的価値があれば，この状況は審査後に維持される可能性が高い。未確認の税収割引に関する利息と罰金は所得税支出(福祉)で確認される。
1株当たりの収益
1株当たり基本収益(損失)の算出方法は，純収益(損失)を当期発行普通株の加重平均株式で割ることである。1株当たり償却収益(損失)の算出方法は、純収益(損失)を普通株の加重平均流通株で割ったものであり、潜在的な希薄化証券の影響を含む。基本的な1株当たり収益(“EPS”)については、発行された普通株の加重平均は、非帰属制限株式報酬に関連する発行済み株を含まない。1株当たりの利益を希釈するために、基本流通株は、それらの影響が逆希釈されない限り、潜在的希釈証券を増加させることによって調整される。提出された間、私たちは証券に何の参加もしなかった。
著者らは証券参加に必要な2種類の方法を用いて、基本的な1株当たり収益と1株当たり収益を希釈することを計算した。普通株が普通株と同じ没収不能配当権を有する場合、普通株奨励は参加証券とみなされる。私たちの配当権は没収可能であり、証券参加とはみなされない。二級法の下で、参加証券に分配された未分配収益は普通株の純収益から減算して、普通株株主が純収益を占めるべきであることを確定する。赤字期間中は、参加した証券を割り当てず、参加した証券が損失を分担しないためである。
業務と信用集中度
私たちは銀行預金口座に現金を預けて、時々連邦保険の金額を超えるかもしれない。私たちはそのような口座で何の損失も経験したことがない。私たちは私たちの現金に重大な信用リスクが存在しないと信じている。
私たちはパイプライン、製油所、他の石油や天然ガス会社を含む様々なタイプの顧客に石油、天然ガス、天然ガスを販売し、公共事業会社に電力を販売している。私たちはまた石油と天然ガス会社に良好な修理と廃棄サービスを提供する。現在の石油、天然ガス、NGLに対する需要、および私たちの油井修理と廃棄サービスおよび他のバイヤーの可用性に基づいて、私たちを失ったすべての主要なバイヤーは私たちの財務状況、経営業績、または経営活動によって提供される純現金に重大な悪影響を与えないと信じている。
2022年12月31日までの1年間に、私たちの3つの最大顧客代表は約33%, 16%、および10私たちの売上の1%を占めている。2021年12月31日までの年間で、4つの最大顧客代表が30%, 16%, 14%、および12私たちの売上の1%を占めている。2020年12月31日までの年間で、私たちの3つの最大顧客代表は約44%, 20%、および12私たちの売上の1%を占めている。これらすべてのお客様は私たちE&P部門のお客様です
2022年12月31日現在、3つの顧客からの貿易売掛金は約33%, 16%、および13私たちは売掛金の%を受け取ります。2021年12月31日現在、3つの顧客からの貿易売掛金は約28%, 13%、および11私たちは売掛金の%を受け取ります。
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財務諸表と補足データインデックス
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最近採用された会計基準
2016年2月、FASBはASU 2016-02を発表したレンタル(テーマ842)テナントが貸借対照表上で12ヶ月を超えるすべてのリース期間によって生成された権利および義務の資産および負債を確認し、リースによって生成されたキャッシュフローの金額、時間および不確実性に関する定性的および定量的開示を含む、請求項1に記載の貸借対照表。2018年1月、FASBはASU 2018-01を発表したレンタル(テーマ842)これは… 賃貸基準の更新について、実体が新たなまたは修正された土地地権のみを評価することを可能にするオプションの移行方法を提供する。2018年7月、FASBはASU 2018-11を発表したレンタル(テーマ842)新規則の適用時に前向きなやり方をとることを可能にし、新規則の影響に応じて比較期間の財務情報を調整することなく、発効日までの期間の開示を要求しないオプションの移行救済措置を提供する。新興成長型企業として、非米国証券取引委員会発行者に適用されるまで、これらの規則の採用を延期することを選択した。2020年第2四半期には、財務会計基準委員会は、これらの年度の移行期間を含む2021年12月15日以降の会計年度にこの採用日をさらに延期する。私たちは2022年第1四半期にこのような規則を前向きに採択した。養子縁組の影響はどうでもいい.
注2-石油と天然ガスの属性その他の属性と設備
石油·天然ガス資本化コスト
石油、天然ガス、天然ガスの生産活動に関する資本化総コストおよび適用の累積損失と償却を以下に示す
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
証明された性質 | $ | 1,477,791 | | | $ | 1,246,380 | |
未証明の性質 | 248,073 | | | 291,514 | |
完全に証明された性質と未証明性質 | 1,725,864 | | | 1,537,894 | |
累積損失と償却を減らす | (465,889) | | | (340,328) | |
証明されていないすべての性質は | $ | 1,259,975 | | | $ | 1,197,566 | |
他の財産や設備
他の財産や設備には：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
熱電併給施設、天然ガス工場、パイプライン | $ | 58,357 | | | $ | 54,237 | |
車両及びサービス装置(1) | 65,195 | | | 55,521 | |
家具と設備 | 23,779 | | | 22,665 | |
土地 | 6,102 | | | 6,101 | |
| 建物とレンタル施設の改善 | 2,186 | | | 2,186 | |
その他の財産と設備の合計 | 155,619 | | | 140,710 | |
減算：減価償却累計 | (55,781) | | | (36,927) | |
その他の財産と設備を合計して純額 | $ | 99,838 | | | $ | 103,783 | |
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__________
(1)CJWS車両とサービス機器を含む.
注3-債務
次の表は私たちの未済債務をまとめています
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 | | 金利.金利 | | 成熟性 | | 防衛を強化する |
| (単位：千) | | | | | | |
| | | | | | | |
| 2021年RBL施設 | $ | — | | | $ | — | | | 変動金利9.5% (2022) and 5.3% (2021) | | 2025年8月26日 | | 抵当ローン期日90石油·天然ガス埋蔵量の現在値のパーセンテージといくつかの他の資産に対する留置権が明らかにされた |
| 2022年ABL施設 | — | | | 適用されない | | 変動金利8.3% (2022) | | June 5, 2025 | | 個人財産資産ですが、口座を除く |
| 2026年ノート | 400,000 | | | 400,000 | | | 7.0% | | 2026年2月15日 | | 安全じゃない |
| | | | | | | | | |
| 長期債務-元本金額 | 400,000 | | | 400,000 | | | | | | | |
| 減算：債務発行コスト | (4,265) | | | (5,434) | | | | | | | |
| 長期債務、純額 | $ | 395,735 | | | $ | 394,566 | | | | | | | |
繰延融資コスト
私たちは債務の発行に関連した法律と銀行費用を発生させた。2022年12月31日と2021年12月31日現在、貸借対照表上の“その他非流動資産”で報告されている2021年RBLローンと2022年ABLローン(以下、定義)の債務発行コストは約#ドルである4百万ドルとドル5百万は，それぞれ償却後の純額を差し引く.2021年には$を使って3未償却債務発行費は100万ドルで、2017年の成果予算計画の見直しに関連して約#ドルも発生しています42021年のRBL融資メカニズムの発行に関する法律と銀行費用は100万ドルである。2022年12月31日および2021年12月31日に貸借対照表“長期債務純額”に記載されている2026年2月期の無担保手形(“2026年手形”)の債務発行コスト(償却後の純額を差し引く)は約$である4百万ドルとドル5それぞれ100万ドルです
2022年12月31日，2021年と2020年12月31日までの年度，2021年RBLローン，2022年ABLローン，2017年RBLローンと2026年手形の償却費用を合わせると約$となる2百万、$4百万ドルと$5それぞれ100万ドルです債務発行コストの償却は合併経営報告書の“利息支出”に示されている。
公正価値
私たちの債務は貸借対照表に帳簿価値で入金されます。2021年のRBLローンと2022年のABLローンの帳簿価値は公正価値に近く、金利は可変であるため、市場金利を反映している。2026年に発行された債券の公正価値は約$である369百万ドルとドル400それぞれ2022年12月31日と2021年12月31日である。
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2021年RBL施設
2021年8月26日、Berry Corpは保証人として、Berry LLCは借り手として、#ドルまでの循環融資を規定する信用協定を締結した500100万ドルの支払いを受けるが、準備借款基数が必要である(“第1修正案”、“第2修正案”、“第3修正案”により、以下のように定義されている：“2021年RBL融資メカニズム”)。私たちの最初の借金ベースは#ドルです200百万ドルです。2021年のRBL融資メカニズムは、総金額が#ドル以下の信用状を発行するための信用証二次ローンメカニズムを提供する20百万ドルです。信用状の発行は2021年のRBL融資メカニズムにおけるドル対ドルベースの循環ローンの借入可得性を減少させた。2021年のRBL融資条項によって早期に終了しない限り、2021年のRBL融資は2025年8月26日に満期になる。借入金基数再決定は、通常、借り手と貸手が所定の再決定の間に1回ずつ一時的に再決定される可能性があるにもかかわらず、毎年5月と11月に発効する。2021年12月には、1回目に予定した半年に1回の借入金基数再決定作業を完了し、借金基数を再び#ドルに決定する“信用協定第1修正案”(以下、“第1修正案”と略す)を締結した200また，最低および最高のヘッジ要求を計算する際には，空頭承認や類似派生ツールのヘッジチノの変動は含まれていない.
2022年5月、保証人であるBerry Corp.と借り手であるBerry LLCは、“信用協定第2修正案”および“有限同意および免除”(“第2修正案”)を締結し、これにより、他の事項を除いて、2021年RBL融資メカニズムの下で必要な融資者(I)は、いくつかの配当および割り当てに同意し、Berry LLCは、C&Jおよび/またはC&J Managementにおけるいくつかの投資を放棄し、(Ii)は、その中で説明された期間のいくつかの最低ヘッジ要件を免除し、(Iii)任意の違約、違約を放棄する。(V)最低ヘッジ契約を改訂し、2022年10月1日までに、第2の改正案で述べたように、2025年1月1日以降のいかなるカレンダー月のヘッジも要求しない。2022年5月には、半年ごとの借入基数再決定作業も完了し、(1)借金基数を以下のように含む“信用協定第3修正案”(以下、“第3修正案”と呼ぶ)を締結した200百万ドルから百万ドルまで250100万ドル；(2)選択された承諾額の総額(2021年の成果予算メカニズムで定義されたように)を#ドルに決定する200(3)すべての未返済の欧州ドル融資(各融資の定義を“2021年銀行同業借り換え融資手配”参照)を初期金利を1ヶ月の定期基準融資に転換し、調整後のロンドン銀行同業借り換え金利の代わりに、1、3ヶ月または6ヶ月の保証付き隔夜融資金利で置換し、ロンドン銀行間同業借り換え金利から担保付き隔夜融資金利への移行を実現する0.1%(以下、これに限定)0.5%).
2022年12月、私たちは予定の半年に1回の借入金基数の再決定を完了し、その結果、再確定した借入金基数は#ドルであった250百万ドルとドル200百万当選承諾額。
借入基数の再整理により循環ローンの未返済元金残高及び2021年貯税券ローンメカニズムの下ですべての信用証の額面総額が任意の時間に借金基数を超えた場合、私たちは以下の選択があります30以下のいずれかの行動をとる日数は、単独でも合併でも：一度に不足を救済し、予備工事報告書と担保融資を提出し、ある貸手が借金の基数を増加させ、不足を補うのに十分であると考えている追加の石油と天然ガス資産をカバーし、あるいは翌月以内に不足を補うために等額の月額元金の支払いを開始する6か月ピリオド。もし借入基数に対してある調整を行い、再整理のために調整を行うのではなく、本行は一度に一度に一回の金を支払わなければならず、金額は循環ローンの未返済元金残高及び2021年のRBLローンメカニズムの下ですべての信用証の額面総額が借金基数の額を超えていることに等しい。また、2021年のRBL融資メカニズムは、返済されていない借金があれば、合併現金残高が#ドルを超えると規定している20各カレンダー週間の終了時に、これらの超過額は、クレジット協定項目の下の借金を事前に返済するために使用される。そうでなければ、返済されていない元金は満期になるだろう。
循環ローンの下の未返済借入金利息、金利は：(一)習慣基本金利に適用保証金、範囲は2.0%から3.0年利率
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適用保証金の範囲は3.0%から4.0いずれの場合も、借金基数利用率のレベルに依存する。また、私たちは貸手に四半期承諾料を支払わなければならない0.52021年予算外融資メカニズムにおける借入金利用可能金額の1日平均未使用額の%。私たちは事前に通知された場合、早期返済処罰を受けることなく、2021年のRBLローンメカニズムでのいかなる借金も随時早期返済する権利がある。
2021年のRBL融資メカニズムは、四半期末の総合ベースで維持することを要求しています：(I)レバレッジ率は超えない3.01.0まで及び(Ii)以上1.01.0に設定した。2022年12月31日現在私たちのレバレッジと流動率は1.21.0および1.7それぞれ1.0とした.また、2021年のRBL融資メカニズムは現在、私たちが無担保債務が発生した程度で、未来に調達したいかなる金額も含めて、借金基数が減少することに相当すると規定している25当該等無担保債務金額の%である。2022年12月31日現在、2021年のRBL融資メカニズムでのすべての財務契約を遵守しています。
2021年のRBLローンメカニズムは、通常および慣例的な違約事件および同様の性質のクレジット手配の救済方法を含む。2021年のRBL融資メカニズムはまた、追加債務、留置権、配当、および株主に支払われる他の金、私たちの普通株の買い戻しまたは償還、借り手優先手形の償還、投資、買収、合併、資産処分、関連会社との取引、ヘッジ取引、およびその他の事項に制限を加える
2022年8月26日からその後、2021年のRBLローンメカニズムは、私たちがいくつかの債務を買い戻すことを許可し、このような買い戻し形式上の効力を与える前と後に、違約または違約事件が存在しない限り、獲得性は同等以上である20借金基数の%は、私たちの形式レバレッジ率は以下です2.01.0に設定した。2021年のRBLローンメカニズムはまた、このような分配形態の効力を与える前と後に限り、違約または違約事件が存在せず、可用性が超える限り、制限的な支払いを可能にすることができる75借金基数の%は、私たちの形式レバレッジ率は以下です1.51.0に設定した。また、総額を超えない他の制限支払いを支払うことができます100割り当て前に最近終了した財政四半期の自由キャッシュフローのパーセンテージ(2021年のRBL機構の定義によれば)、2021年のRBL機構に記載されている他の条件および制限を除いて、このような分配形態上の効果を与える前および後に、違約または違約イベントが存在しない限り、可用性はより大きい20借金基数の%は、私たちの形式レバレッジ率は以下です2.0 to 1.0.
私たちは株式を買い戻したり、私たちの持分所有者に他の分配を行うことができます。金額は(I)に相当します100買い戻しまたは分配前に最近終了した財政四半期の自由キャッシュフローのパーセンテージ(2021年のRBL融資メカニズムの定義による)から(Ii)いくつかの投資額を減算し、2021年のRBL融資メカニズムに記載されている他の条件および制限を除いて、可用性が同等以上である限り、利用可能性は、(Ii)特定の投資額を減算する20選択された約束または借金ベースの%は、有効者を基準とし、私たちの形態のレバレッジ率は以下である2.0 to 1.0.
Berry LLCは2021年のRBLローンの借り手であり、Berry Corp.は保証人である。いくつかの例外を除いて、Berry Corp.将来のすべての子会社は、2021年のRBL融資メカニズムと特定のヘッジ取引と銀行サービス手配(“保証義務”)の下で他の保証人の義務と義務を保証しなければならない。2021年のRBL融資メカニズム下の融資者は少なくとも担保融資を持っている90私たちは石油と天然ガスの現在の埋蔵量の%を明らかにした。Berry LLCや保証人の義務も、私たちのほとんどの個人財産の留置権を保証していますが、習慣的な例外は除外しています。
2022年12月31日までに違います。借金を返済せずにドル7百万ドルの未済信用状、約百万ドルです1932021年のRBL融資メカニズムで利用可能な借入能力の百万ドル
2022年ABL施設
2022年8月9日、C&JとC&J Managementは油井修理と廃棄部分を構成する2つの実体であり、借り手として、それらは三県銀行と貸手としてクレジット協定を締結し、借金前の習慣条件を満たす場合、循環ローン手配を提供し、金額は最高(X)ドルと規定した15和(Y)借入基数(“2022年ABL融資”)。♪the the the
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“借金ベース”の額は80合資格売掛金の満期残高の%は、三県銀行がその合理的な情動権に基づいて実行できる準備金に制限されている。2022年のABL融資メカニズムで循環ローン元金を返済していない利息は年利で等しい1.25“ウォール·ストリート·ジャーナル”の最優遇金利より1%高い。“ウォール·ストリート·ジャーナル最優遇金利”は、年利ベースの変動金利であり、その“最優遇金利”として時々“ウォール·ストリート·ジャーナル”の“通貨金利”で一部公表および/または公表される。“ウォール·ストリート·ジャーナル”の優遇金利が変化するたびに、この金利は再決定されるだろう。2022年9月30日から、四半期ごとに満期延滞利息が延滞し、その後も満期が続き、各カレンダー四半期の最終日に延滞利息が支払われる。2025年6月5日、2022年ABL融資メカニズムで循環ローンのすべての未払い元金残高とそのすべての未払い利息が満期になって支払います。2022年のABL融資メカニズムは、総金額が#ドルを超えない信用状を発行するために信用証分融資メカニズムを提供した7.5百万ドルです
2022年のABL融資メカニズムは、CJWSが以下の財務契約を遵守することを要求する：(I)総合的な基礎の上で総負債と有形純資産を維持する比率は大きくない1.5(2)2022年のABL融資メカニズムにおける未完済サイクル前払いの額を超えないように減らす90(A)最高循環プリペイドまたは(B)借入金基数の小さい者の%は、3県銀行の各会計四半期の最終日までの営業終了；および(3)#ドル以上の税引前純収入を維持する1.00各財政年度が終わった日からです。CJWSの総負債と有形純資産の比率は2022年12月31日現在0.2 to 1.0, 違います。未済前払い、2022年度終了時の純収入は#ドル15百万ドルです。
2022年のABL融資には、通常と慣行の違約事件、および類似した性質の信用手配の救済措置が含まれている。2022年のABL融資メカニズムはまた、CJWSが追加債務、留置権、配当金およびその他の分配、投資、買収、合併、資産処分、その他の事項に制限を加えている。CJWSの2022年ABL融資メカニズム下での義務はBerry Corp.あるいはBerry LLCによって保証されたものではなく、Berry Corp.とBerry LLCはこのような義務にいかなる信用支援も要求されていない。CJWSは2022年12月31日現在、2022年のABL融資メカニズムでのすべての財務契約を遵守している。
CJWSは2022年12月31日まで違います。借金とドル2百万未払い信用状、金額は一ドルです132022年のABL融資メカニズムで利用可能な借入能力の百万ドル
2017年RBL施設
2017年7月31日、私たちは最大5ドルまでの循環融資を提供するクレジット合意に達した1.5承諾額は10億ドルであるが、備蓄借款基数(“2017年RBL融資メカニズム”)が必要である。2021年8月26日、私たちは2017年のRBLローン協定を廃止しました。この協定の借入基数は200百万ドルもあります違います。解約時に返済されなかった借金。
高級無担保手形
2018年2月、Berry LLCは1ドルの非公開発行を完了しました400元金の総額は百万元である7.0%2026年2月期の優先無担保手形(“2026年手形”)は、吾等に純収益約$をもたらす391費用と初期購入者割引を差し引いた100万ドル。
2026年債はBerry LLCの優先無担保債務であり、私たちの他のすべての優先債務および任意の二次債務と同等の債務返済権利を持っています。2026年の債券はBerry Corp.優先的な無担保に基づいて全面的かつ無条件的な保証を提供し、私たちの未来のいくつかの子会社によって保証される；C&J ManagementとC&Jは保証人ではない。2026年手形および関連担保は、実際には、2022年のABL融資メカニズムにおけるC&J ManagementおよびC&Jの義務を含む、2021年のRBL融資メカニズムの下でのすべての借金および他の債務を含む私たちのすべての保証債務(2021年のRBL融資メカニズムの下でのすべての借金および他の債務を含む)に従属し、そのような債務を担保する担保価値の範囲内で、2022年のABL融資メカニズムにおけるC&J ManagementおよびC&Jを含む。
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Berry LLCは2026年の債券の全部または一部をいつでも償還することができる。もし私たちがいくつかの種類の統制変化を経験すれば、2026年の債券の保有者は私たちに要求する権利があるかもしれない1012026年に発行された債券元金の%は、別途加算及び未払い利息(あれば)
2026年紙幣を管理する契約には制限的な契約が含まれており、これらの契約は私たちの能力を制限する可能性がある
•追加債務を発生または保証するか、または特定のタイプの優先株を発行する
•株主配当金または償還、買い戻し、または配当金または二次債務の支払い；
•資産を譲渡、売却、または処分する
•投資しています
•債務を保護するために一定の留置権を作る
•契約を締結し、私たちの制限された子会社が私たちに配当金やその他のお金を支払うことを制限します
•私たちのすべてまたはほとんどの資産を合併、合併、または譲渡します
•付属会社と取引します。
2026年の手形を管理する契約は、(A)不払い、(B)条約を遵守しない(場合によっては、猶予期間制限を受ける)、(C)重大な債務項目の下での支払い違約または加速事件、および(D)私たちまたは私たちのいくつかの子会社の破産または資金不償還事件を含む従来の違約イベントを含む。2022年12月31日まで、私たちはすべての条約を遵守した
債務買い戻し計画
2020年2月私たちの取締役会は計画を採択しました75100万ドルは私たちの2026年債を日和見で買い戻すために使われます。いかなる購入方法、時間、および金額は、私たちの市場状況の評価、未完了合意の遵守状況、および他の要因に基づいて決定され、通知なしにいつでも開始または一時停止することができ、いかなる時期にもまたは2026年の債券を購入する義務がない。私たちはまだこの計画に基づいてどんな手形も買い戻していない。
注4-派生商品
私たちは、スワップのようなデリバティブを利用して、下落オプションを見て、下落オプションとセットを見て、私たちが予測した石油と天然ガスの生産量および天然ガス購入の一部をヘッジして、石油と天然ガスの価格変動のリスクを減少させ、これは私たちの市場リスクを解決した。2021年のRBL施設の石油ヘッジ要求を満たす以外に、生産量レベルを維持するために必要な資本と、適用される利息と固定配当金を含む、私たちの運営費用と固定費用の大部分をカバーすることを目標としています。石油と天然ガス販売ヘッジの期間は最長で3年出て行って。また、蒸気事業で使用している天然ガス調達の大部分の価格を最高に固定することを目標としています3年それは.私たちはまたユタ州の天然ガス輸送契約を締結し、価格変動の開放を減らすことを支援したが、これらの契約はヘッジの要求を満たしていない。私たちはまた時々協定を締結して、私たちの運営に必要な天然ガスの一部を購入して、私たちはこれらの天然ガスを公正な価値で派生商品として記録していません。それらは正常な購入と正常な販売排除の資格を満たしているからです。この報告書で述べられている間、私たちはこのような取引をしていない。
固定価格の石油と天然ガスの販売スワップについては，我々は売り手であるため，それぞれ1バレルあたりとMmbtuあたりの指示加重平均価格よりも高い決済金を支払い，それぞれ1バレルあたりとMmbtuあたりの重み付き平均価格を示す決済支払いを受け取る.
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私たちの多頭的な下落期間の価格差については、いかなる繰延の割増支払いに加えて、多頭見下落権の指定最高価格よりも低い決済支払いを受けることになり、1バレルあたりの最大支払いは、多頭見下落権の指定価格と空振りで下落オプションを見る指示価格との差額に等しい。下落オプションの最高指示価格よりも高い価格では、支払いや支払いは受けられません。空売り権価格差は多頭売り権価格差を相殺した
生産者襟元は我々が生産した石油を販売するために用いられ，コールオプションの購入とコールオプションの売却の組合せである.下落オプション1バレルあたりの加重平均価格を示す決済支払いを受け取り、表示されたコールオプション加重平均価格よりも高い価格で決済支払いを支払う。販売権と上昇オプションの表示加重平均価格との間の価格は、支払いまたは支払いを受けないであろう。
消費者首輪は燃料ガスの購入に用いられ，コールオプションの購入と売り見オプションの組合せである。私たちは、加重平均価格を示すコールオプションよりも高い決済支払いを受け取り、下落オプションが加重平均価格を示す決済支払いよりも低い決済支払いを受け取る。販売権と上昇オプションの表示加重平均価格との間の価格は、支払いまたは支払いを受けないであろう。
天然ガス基礎スワップについては、NWPLとHenry Hubの間の差額が私たちの契約の表示加重平均価格よりも低い場合、私たちは和解金を支払い、NWPLとHenry Hubの間の差額が指示された加重平均価格より高い場合、私たちは和解金を受け取るだろう。
私たちのいくつかのオプションについては、私たちは最初の時点で支払うか、またはプレミアムを受信しましたが、他のオプションの場合、割増の支払いまたは受信は決済時に延期されます。2022年12月31日現在、私たちの繰延保険料純額は約$です5100万ドル、これは時価ベースの評価に反映され、2024年12月31日に支払われる。
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2022年12月31日現在、私たちは以下の原油生産と天然ガス購入ヘッジを持っている。
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| Q1 2023 | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | FY 2024 | | FY 2025 | | |
| ブレント原油生産量 | | | | | | | | | | | | | |
| 期日が遅れる | | | | | | | | | | | | | |
| 期間保証取引量(BBLS) | 1,385,278 | | | 1,387,750 | | | 1,211,717 | | | 1,196,000 | | | 3,392,048 | | | — | | | |
| 加重平均価格(ドル/バレル) | $ | 77.15 | | | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.12 | | | $ | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| ページをまたぐ | | | | | | | | | | | | | |
長ドル50/$40予想予想価格の出来高(BBLS) | 630,000 | | | 637,000 | | | 644,000 | | | 644,000 | | | 1,647,000 | | | — | | | |
ドルが短い50/$40予想予想価格の出来高(BBLS) | 90,000 | | | 91,000 | | | 92,000 | | | 92,000 | | | 366,000 | | | — | | | |
| プロデューサー襟元 | | | | | | | | | | | | | |
| 期間保証取引量(BBLS) | 360,000 | | | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,212,500 | | | |
| 加重平均価格(ドル/バレル) | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$106.00 | | $40.00/$105.00 | | $58.35/$91.45 | | |
| Henry Hub-天然ガス調達 | | | | | | | | | | | | | |
| 消費者襟 | | | | | | | | | | | | | |
| ヘッジ保証量(MMBTU) | 2,110,000 | | | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加重平均価格(ドル/Mmbtu) | $4.00/$2.75 | | $4.00/$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| NWPL−天然ガス調達 | | | | | | | | | | | | | |
| ヘッジ保証量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 7,320,000 | | | 6,080,000 | | | |
| 加重平均価格(ドル/Mmbtu) | $ | 6.40 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.27 | | | |
| 気基差分 | | | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH基底差交換 | | | | | | | | | | | | | |
| ヘッジ保証量(MMBTU) | 1,800,000 | | | 1,820,000 | | | 1,840,000 | | | 1,840,000 | | | — | | | — | | | |
| 加重平均価格(ドル/Mmbtu) | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | |
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上の表を除いて、2023年1月、以下の基本差交換(NWPL/HH)を終了しました4,900,000MMBtu(20,000MMBtu/d)，$1.122023年3月から2023年10月まで、610,000MMBtu(10,000MMBtu/d)，$1.122023年11月から2023年12月まで。
2023年1月には次のメーカーの首輪も追加されました3,627Bbl(117Bbl/d)，$60.00/$88.502025年1月270,000Bbl(3,000Bbl/d)，$60.00/$88.352025年1月から2025年3月まで、472,500Bbl(5,250Bbl/d)，$60.00/$82.212026年1月から2026年3月まで、これは上表の追加です。これらの生産者たちの襟(ブレント原油)は現金ではない。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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我々の商品デリバティブは公正価値によって計量し、業界標準モデルを採用し、各種の投入は公開して得られる基礎商品価格と長期曲線を含み、すべての商品デリバティブはその期間に必要な公正価値等級の中の第二級に分類される。これらの大口商品デリバティブは取引相手の純額決済を受ける必要がある。次の表に2022年12月31日と2021年12月31日までの未償還デリバティブの公正価値(毛値と純価値)を示す次の表に2022年12月31日と2021年12月31日までの未償還デリバティブの公正価値(毛値と純価値)を示す。
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| 2022年12月31日 |
| 貸借対照表分類 | | 確認した総金額は
公正価値 | | 総金額相殺
貸借対照表では | | 純価を公平にする
はい
貸借対照表 |
| (単位：千) |
資産： | | | | | | | |
商品契約 | 流動資産 | | $ | 66,974 | | | $ | (30,607) | | | $ | 36,367 | |
商品契約 | 非流動資産 | | 39,886 | | | (39,810) | | | 76 | |
負債： | | | | | | | |
商品契約 | 流動負債 | | (61,713) | | | 30,607 | | | (31,106) | |
商品契約 | 非流動負債 | | (53,452) | | | 39,810 | | | (13,642) | |
総派生商品 | | | $ | (8,305) | | | $ | — | | | $ | (8,305) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| 貸借対照表分類 | | 確認した総金額は
公正価値 | | 総金額相殺
貸借対照表では | | 純価を公平にする
はい
貸借対照表 |
| (単位：千) |
資産： | | | | | | | |
商品契約 | 流動資産 | | $ | 5,360 | | | $ | (5,360) | | | $ | — | |
商品契約 | 非流動資産 | | 29,828 | | | (28,758) | | | 1,070 | |
負債： | | | | | | | |
商品契約 | 流動負債 | | (34,985) | | | 5,360 | | | (29,625) | |
商品契約 | 非流動負債 | | (47,335) | | | 28,758 | | | (18,577) | |
総派生商品 | | | $ | (47,132) | | | $ | — | | | $ | (47,132) | |
デリバティブツールを用いて大口商品の価格変化のリスクを経済的にヘッジすることで、私たちは自分を信用リスクにさらしている。信用リスクとは，取引相手がデリバティブ契約の条項に従って義務を履行できなかったことである。デリバティブ契約の公正価値が正の時、取引相手が私たちに借りがあり、これが信用リスクを生む。私たちは私たちの取引相手から担保を得ない。
我々は，任意の単一取引相手への開放を制限することで，デリバティブツールの信用リスクを最小限に抑える.さらに、私たちの2021年のRBLツールは、私たちの貸主およびその付属会社が追加保証金の要求がない限り、担保またはスタンダードプールまたはムーディAまたはA 2信用格付け以上の非貸手との取引相手を提供することを要求する保証のあるヘッジスケジュールを達成することを阻止します。我々の標準慣例によると，我々の大口商品デリバティブはこのようなデリバティブを管理するプロトコルに基づいて取引相手の純額決済を行わなければならず，取引相手の不履行リスクをある程度軽減している.
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デリバティブ収益
ここで、業務報告書に列挙された派生ツールの損益を以下のようにまとめる
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
石油·天然ガスデリバティブ販売収益 | $ | (137,109) | | | $ | (156,399) | | | $ | 117,781 | |
| 天然ガス購入由来製品の収益(損失) | 88,795 | | | 38,577 | | | (1,035) | |
| | | | | |
デリバティブ収益合計 | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | | | $ | 116,746 | |
2022年12月31日および2021年12月31日までに，我々が支払った現金決済純額は約$である88百万ドルとドル92それぞれ100万ドルです2020年12月31日までに、現金決済純額約$を受け取りました142百万ドルです。
注5-引受金とその他の事項
通常の業務過程において、私たちまたは私たちの子会社は、係属中または脅威の法的手続き、アクシデントおよび承諾の対象または一方であり、これらの法律手続き、アクシデントおよび約束は、人身傷害、違約、財産損傷または他の損失、懲罰的賠償、罰金および処罰、救済費用、または禁止または宣言救済の賠償を要求または求めることが可能である。
現在未解決の訴訟、クレーム、法的手続きについては、責任が生じている可能性が高く、その責任を合理的に見積もることができれば、その責任を計上すべきである。2022年12月31日と2021年12月31日まで、準備金残高は何も記録されていません。私たちはまたこのような事件がもたらす可能性のある合理的な損失の金額を評価する。私たちの貸借対照表で発生する可能性のある課税項目を超える合理的な損失は、私たちの総合財務状況や経営業績に大きな影響を与えないと信じています。
私たち、または私たちの子会社、または両方は、未来に彼らが私たちとの取引によって招く可能性のある特定の責任についてこれらの当事者に賠償しています。2022年12月31日現在、私たちは賠償要求が未解決または脅かされていることを知らない。
証券訴訟事項
2020年11月20日、Luis Torresは個人名義で、可能な団体を代表して米国テキサス州北区地域裁判所に証券集団訴訟(“Torres訴訟”)を提起し、Berry Corp.とそのいくつかの現職と元役員と高級管理職(“被告”と総称される)を起訴した。起訴状は、(I)会社の2018年IPOおよび/または会社2018年IPOに遡る普通株をすべて購入またはその他の方法で買収することを表す；または(Ii)Berry Corp.2018年7月26日から2020年11月3日までの間に購入またはその他の方法で買収された普通株式の推定カテゴリに基づく者は、1933年証券法第11条および第15条および取引法第10(B)および第20(A)条に違反していると主張する。特に、起訴状によると、被告はクラス期間と初公募株の発売材料の中で、会社の業務、運営効率と安定性、コンプライアンス政策について虚偽と誤解性を述べ、会社の株価を人為的に上昇させ、クラスメンバーが2020年11月3日に2020年第3四半期の財務業績を発表した後に普通株価値が低下した際に被害を受けたという
2021年11月1日、裁判所が指定した共同首席原告は、同一推定カテゴリを代表して1933年証券法第11及び15条及び取引所法案第10(B)及び20(A)条に基づいてクレームを提出し、会社及び個別被告が2018年7月26日から2020年11月3日までの間に会社の許可及び許可手続について虚偽及び誤った陳述を行ったことを告発する改訂された起訴状を提出した。修正された訴えは数量化された損失はありませんが、すべての損害賠償を求めます
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これらの告発された証券違反行為及び弁護士費及び費用により、推定された種別にかかる費用。被告は2022年1月24日に却下動議を提出し、2022年9月13日、裁判所はその動議を却下する命令を出した。この事件は現在発見中です。
私たちはこのような表現に異議を唱え、この問題を積極的に弁護するつもりだ。訴訟の不確実性、事件の早期段階、および他の事項を除いて、等級認証と勝訴が満たさなければならない法的基準を考慮すると、この行動による損失や損失範囲を合理的に見積もることはできない。
2022年10月20日、米国テキサス州北区地方裁判所は株主派生訴訟を提起し、株主ジョージ·アサドが当社を代表して上記証券集団訴訟を利用して訴訟を提起したといわれており、同訴訟は現在同一裁判所で決定されている。デリバティブ起訴状は、ある現職と前任幹部と取締役を被告とし、受託責任に違反し、証券集団訴訟で告発された証券違反を招いたり、阻止できなかったりすることを一般的に告発している。派生商品起訴状はまた、すべての被告に対する不当所得クレームと、取引法第10条(B)と21 D条による分担と賠償請求を告発している。2023年1月27日、裁判所は当事者の共同約束請求、すなわちデリバティブ訴訟を一時停止し、関連証券集団訴訟の解決を待っていることを承認した。当社および個別被告は株主由来訴訟における申立に根拠がないと考え，このような申立について有力な抗弁をしようとしているが，結果について保証することはできない。現在、私たちはこの問題に関連した可能性や責任金額を推定することができない。
2023年1月20日、2件目の株主派生訴訟は、今回はデラウェア州米国地方裁判所で、株主Molly Karpが会社を代表して提起したと仮定し、上記の証券集団訴訟を再利用したという。この苦情は第一種類の派生ツールの苦情と類似しており、当社のいくつかの現任及び前任高級者及び取締役に対して提出されたものであり、被告は受託責任、協力及び教唆及び供出申索に違反し、被告は証券集団訴訟で指摘された証券違法行為を招いたか、或いは阻止できなかったことを指す。また，起訴状は取引法第14条(A)条に基づいてクレームを出し，Berryの2022年委託書は虚偽と誤解性であると主張し，社内統制が十分であることを示唆しているため，取締役会は会社が直面している重大なリスクを十分に監督しているが，派生原告によると，状況はそうではない。被告は株主派生訴訟におけるクレームに根拠がないと考え，強力な弁護をしようとしたが，結果は保証されなかった.現在、私たちはこの問題に関連した可能性や責任金額を推定することができない。
他の約束
私たちの正常な業務過程で、私たちは私たちの生産と第三者天然ガスの市場への輸送と加工を確保するために、契約生産能力の使用の有無にかかわらず、毎月最低費用を支払う必要があるという確固たる約束をした2022年12月31日現在、債務(石油や天然ガス、その他の鉱物賃貸、光熱費、税金、保険料を除く)の購入を取り消すことができない将来の最低支払純額は以下の通り
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | その後… | 合計する |
| (単位：千) |
加工と輸送契約(1) | $ | 11,343 | | $ | 9,553 | | $ | 8,234 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 43,521 | | $ | 88,816 | |
掘削承諾(2) | 8,400 | | 8,700 | | — | | — | | — | | — | | 17,100 | |
| 合計する | $ | 19,743 | | $ | 18,253 | | $ | 8,234 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 43,521 | | $ | 105,916 | |
__________
(1)額には、パイプラインを介して市場と市場との間に天然ガスが輸送されることを保証するために、通常の業務中に使用される貨物およびサービスを購入するための長期合意に従って満了する支払いが含まれ、天然ガスの収集および加工が含まれる
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(2)金額にはカリフォルニア州での掘削約束が含まれており、そのためには掘削が必要です57見積もり費用と最低承諾額が#ドルの油井17.12024年6月には100万人に達する。2022年11月、掘削約束は要求に改訂された282023年10月までに掘削した油井の中で、最低引受金は#ドルです8.4百万ドルです。
注6-株主権益
現金配当金
私たちの取締役会は四半期固定現金配当金、総額$を承認しました0.242022年の1株当たり、#ドルの可変現金配当金1.10これは2022年の結果に基づいて合計$です1.34一株ずつです。2023年2月、私たちの取締役会は固定現金配当金を承認しました#0.061株当たり、そして可変現金配当金#ドル0.442022年第4四半期の業績に基づく1株当たり収益。
2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日までの1年間に、約200万円を支払いました109百万、$11百万ドルとドル19それぞれ私たちの普通株の現金配当金です。
会社は今後も四半期ごとに現金配当金を派遣する見通しだ。しかし、将来の配当金の支払いと金額は依然として取締役会が適宜決定し、会社の未来の収益、財務状況、資本要求とその他の要素に依存する。
普通株
2022年3月1日、我々の取締役会は2022年総合インセンティブ計画(略称2022年総合インセンティブ計画)を承認し、その後、2022年5月25日に株主によって承認された。この計画は発行を許可しました2,300,000普通株です。発行可能な最大残存株式数は1,573,402これは2022年12月31日現在、我々の普通株の残り発行可能株式総数であり、帰属未返済のRSUとPSUが奨励する際に発行される証券数を計算し、PSUを最高支払いレベルに計上した後である。最大配当時に保留されている株式は、最大限に付与されていなければ、将来の付与に用いることができる。
2018年6月27日、弊社取締役会は、改訂された“2017年度総合インセンティブ計画”(以下、“2017年度総合インセンティブ計画”)を採択した。本計画は、“再策定された奨励計画”が通過する直前に有効である計画(“先行計画”)の改訂及び再記述を構成する。先の計画は、2017年6月15日に最初に採択された計画(“2017年総合計画”)の修正と再記述である。インセンティブ計画を再修正することにより、取締役会またはその委員会は時々適宜、株式オプション、株式付加価値権(“特別行政区”)、制限株、制限株式単位、株式奨励、配当等価物、その他の株式奨励、現金奨励、および代替奨励を付与することができる。インセンティブ計画の見直しによる奨励、発行可能な普通株式の最高数は10,000,000以前の計画または2017年計画に基づいて付与された奨励に基づいて発行された普通株式数を含む
投票権それは.普通株は1株当たり獲得権がある1つは普通株式保有者が投票する権利があるすべての事項について投票する。普通株保有者は累積投票権を持っていない。
配当権それは.普通株式保有者は、私たちの取締役会(“取締役会”)が時々発表した合法的な資金から配当金を得る権利があるだろう(あれば)。
清算権それは.会社が清算、解散、または清算する時、私たちの普通株の保有者は会社の資産を比例的に共有する権利があり、これらの資産は会社の債務や他の債務を返済した後、私たちの普通株の保有者に合法的に分配することができる。
購入権と転換権を優先する。普通株保有者には優先引受権、転換権、またはその他の引受権がない。
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登録権協定
2018年6月28日、Berry Corp.は、私たちの普通株式および優先株のいくつかの所有者と、私たちの初公募株(IPO)について改正および再記載された登録権協定(“登録権協定”)を締結した。
“登録権協定”によると、ベイリー社は2018年12月10日に米国証券取引委員会に棚登録声明を提出し、2018年12月13日に発効を発表した。棚登録声明は、指定された所有者が速やかに指定されて格納可能な登録可能証券の遅延または連続転売を登録する(“登録権協定”参照)。一般に、“登録可能証券”には、(I)貝瑞社が登録権協定の一方の株主に初めて公募して発行した普通株及び優先株、及び(Ii)参加者が上記供株で購入した優先株及び(Iii)優先株について転換可能な普通株を含み、ただし“登録可能証券”は、有効登録声明又は証券法第144条に基づいて販売される証券を含まない。これ以上返済されていない登録可能な証券がある場合、登録権協定は終了するだろう。
未償還株
2022年12月31日までに75,767,503普通株式の株式を発行しました。最大1名追加できます8,110,3022022年12月31日現在、会社の2022年総合インセンティブ計画により、無帰属限定株式単位と業績制限株式単位(業績目標を最大限に達成すると仮定)が株式を発行することができる
買い戻し計画
2022年12月31日までの年度に買い戻しました5百万株、価格は約$です51百万ドルです。2022年12月31日まで、会社は累計買い戻しを行いました10,528,704株式買い戻し計画下の株価は約$である104合計百万ドルになります。これまでに開示されてきたように、会社は2022年初めに株主リターンモデルを実施したため、会社は調整後の自由キャッシュフローの一部を日和見株買い戻しに利用しようとしている。
2022年4月に私たちの取締役会は102100万ドルの株式買い戻し許可は、会社の残りの株式買い戻し許可を$にする150百万ドルです。2022年12月31日現在、会社残りの総株式買い戻し権限は$982022年第2四半期、第3四半期、第4四半期に買い戻しを行った後、この数字は100万ドルだった。2023年2月、取締役会は1ドルの追加を承認102会社の株式買い戻し許可のために百万ドルを使用して、会社の残りの株式を$にする200百万ドルです。取締役会の許可は、当社が市場状況やその他の要因に応じて、時々公開市場と私的に協議した取引で普通株を購入することを許可し、取締役会が承認した総金額に達することができる。取締役会の許可は満期日ではない
約$を買い戻しました22021年には百万株になりますありません in 2020.
買い戻しは時々公開市場、私的協議の取引や当社が適宜決定する他の方法で行うことができます。いかなる購入方法、時間、および金額は、市場状況、株価、未完了合意の遵守状況、および他の要因の評価に基づいて決定され、通知を必要とすることなく、任意の時間に開始または一時停止することができ、会社はいかなる時期にも、または株を購入する義務がない。任意の買い戻し株式は在庫株に反映され、任意の買収株式は一般会社用途に使用することができる。
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株に基づく報酬
当社が付与した限定株式単位(“RSU”)は、(I)業績期間中の絶対株主総リターン(“絶対TSR”)と相対株主総リターン(“相対TSR”)(“TSR PSU”)を評価するための報酬と、(Ii)会社の業績期間中の平均投資資本現金リターン(“CROIC PSU”)に基づく報酬とを含む完全に時間ベースの報酬と業績ベースの制限株式単位(“PSU”)である。見ている3年制履行期間は、付与受給者が当該期間終了時に実際に受信した株式数が可能である0%から2502022年と2021年に承認されたTSR PSUの割合は0%から2002020年に承認されたTSR PSUの割合は0%から2002022年と2021年に発行されたCROIC PSUの割合と0%から2002022年に承認されたROIC PSUの割合。2021年まではCROIC PSUは付与されておらず，2022年まではROIC PSUは付与されていない。
RSU，CROIC PSU，ROIC PSUの公正価値は，付与日の株価を用いて決定される.TSR PSUの公正価値はモンテカルロシミュレーション分析方法を用いて決定し、当社の株主総リターンランキングを推定し、同業グループとの業績期間の比較を含む。当社の普通株の付与日における予想変動率は、当社と選定した指導上場企業の平均変動率に基づいて試算されています。配当収益率は当時の年次化に基づいて配当を発表したと仮定する。無リスク金利は観察された金利に基づいています3年制業績評価期間
2022年2月に付与されたPSUは2022年第1四半期に責任奨励に計上されたが、株主が2022年5月に2022年総合計画を承認したため、2022年第2四半期に株式奨励に転換された
2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日までの年度、株式ベースの給与支出は約$18百万、$14百万ドルと$15それぞれ100万ドルです2022年12月31日までの年間所得税割引は$2百万ドルです。2021年12月31日と2020年12月31日までの年間で、株式による給与所得税優遇は実質的なものではない。
次の表は，2022年12月31日までの年度内に，新たに策定された奨励計画に基づいて支給されるRSUに関する活動をまとめたものである。RSUは比例して3年それは.RSUに関する未確認賠償コストは2022年12月31日現在約#ドルである10百万ドル加重平均期間で確認されます加重平均期間は2年．.
| | | | | | | | | | | |
| 株式数 | | 加重平均付与日公正価値 |
| (千株) |
| 2021年12月31日現在帰属していません | 2,580 | | | $ | 5.67 | |
| 授与する | 1,317 | | | $ | 8.92 | |
| 既得 | (1,145) | | | $ | 6.36 | |
| 没収される | (233) | | | $ | 6.97 | |
| 2022年12月31日現在帰属していません | 2,519 | | | $ | 6.94 | |
次表は，2022年12月31日までの年度内に，改訂された奨励計画に基づいて配布されたPSUに関する活動をまとめたものである。2022年12月31日現在，PSUに関する未確認補償コストは約#ドルである8百万ドル加重平均期間で確認されます加重平均期間は2年．.
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| | | | | | | | | | | |
| 株式数 | | 加重平均付与日公正価値 |
| (千株) |
| 2021年12月31日現在帰属していません | 2,085 | | | $ | 11.00 | |
| 授与する | 611 | | | $ | 12.03 | |
| 既得 | (36) | | | $ | 12.75 | |
| 没収される | (59) | | | $ | 12.51 | |
| 2022年12月31日現在帰属していません | 2,601 | | | $ | 11.18 | |
注7-支払い計画を確定する
私たちは国税法第401(K)条に基づいて、すべての全従業員が退職または他の将来の財務ニーズの準備を支援するための固定供出退職計画を開始した。従業員は雇われた日に401(K)計画に参加する資格がある。401(K)プランに規定されている一致支払いは最大で62020年6月までに、会社は新冠肺炎でマッチングを一時停止した。2021年1月現在、会社はこの計画の相応の入金を回復しました100最初の割合は3参加者が支払いを延期した報酬の割合。2021年7月現在，会社はこの計画の付帯金を2021年7月までに増加させた100最初の割合は6参加者が支払いを延期した報酬の割合。
私たちは約$を使って6.2百万、$1.6百万ドルと$1.0401(K)計画の規定によると、2022年、2021年、2020年12月31日までの年度はそれぞれ100万ドル。
注8-所得税
私たちの有効為替レートは10.02021年12月31日までの年度)%から(20.42022年12月31日までの年度は，主に2021年の税期に関する2022年の米国連邦一般業務控除が確認され，推定免税額が放出されたためである。このような免除は未来の連邦所得税債務を相殺するために使用されることができる。有効な為替レートは2.82020年12月31日までの年間パーセンテージ(10.02021年12月31日までの年度のパーセンテージは、主に差し引くことのできない株式給与、私たちの税収控除残高の調整、推定手当の変化によるものです。
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所得税支出(福祉)は以下の部分からなる
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
当期税額： | | | | | |
連邦制 | $ | 642 | | | $ | — | | | $ | — | |
状態.状態 | 1,597 | | | 581 | | | 828 | |
当期税額総額 | 2,239 | | | 581 | | | 828 | |
繰延税金： | | | | | |
連邦制 | (44,053) | | | 832 | | | 2,653 | |
状態.状態 | (622) | | | — | | | (10,699) | |
繰延税金総額 | (44,675) | | | 832 | | | (8,046) | |
当期と繰延税額の合計 | $ | (42,436) | | | $ | 1,413 | | | $ | (7,218) | |
連邦法定税率と有効税率の入金は以下のとおりである
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | |
連邦法定金利 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % | |
州、連邦税収割引の純額を差し引く | 6.2 | % | | 3.7 | % | | 6.3 | % | |
差し引かれない補償 | 1.8 | % | | (24.5) | % | | — | % | |
恒久的差異の影響 | (0.3) | % | | (4.7) | % | | (0.6) | % | |
税収控除-前年 | (11.5) | % | | (29.5) | % | | 4.9 | % | |
税収控除--今年度 | — | % | | 21.5 | % | | 1.1 | % | |
国戻し規定 | (0.3) | % | | (0.2) | % | | (1.1) | % | |
| | | | | | |
評価免除額を変更する | (37.3) | % | | 2.7 | % | | (28.8) | % | |
実際の税率 | (20.4) | % | | (10.0) | % | | 2.8 | % | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
連結財務諸表付記
繰延税金資産と負債の重要な構成要素は以下のとおりである
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
繰延税金資産： | | | |
純営業損失が繰り越す | $ | 22,402 | | | $ | 40,846 | |
応算項目 | 10,728 | | | 11,731 | |
資産廃棄債務 | 48,994 | | | 44,437 | |
派生ツール | 2,280 | | | 12,776 | |
税金控除 | 88,908 | | | 61,044 | |
| | | |
他にも | 2,882 | | | 3,551 | |
小計 | 176,194 | | | 174,385 | |
推定免税額 | — | | | (77,546) | |
繰延税金資産総額 | 176,194 | | | 96,839 | |
繰延税金負債： | | | |
財産に基づく帳簿税項の違い | (133,350) | | | (98,670) | |
| | | |
繰延税金負債総額 | (133,350) | | | (98,670) | |
繰延税項目純資産(負債) | $ | 42,844 | | | $ | (1,831) | |
2022年12月31日までに同社は107連邦純営業損失(NOL)の百万ドル繰越と違います。国有純営業損失を繰り越す。連邦純営業損失は満期日に繰り越していません。また、2022年12月31日現在、当社は米国連邦一般営業税の繰越免除総額を$としています82百万ドルと州税控除8百万ドル7連邦福祉純額)は，使用しなければ，それぞれ2037年と2033年に終了した納税年度後に満期となる。
繰延所得税資産を記録する際には、繰延所得税資産の一部または全部が現金化される可能性が高いかどうかを考慮する。繰延所得税資産の最終的な現金化は、繰延所得税資産の控除可能な間に生じる適切な性質の将来の課税所得額に依存する。私たちは繰延所得税負債の予定沖販売とこの決定された将来の収入を考慮した。2022年12月31日現在、本年度の収入、明らかにされた埋蔵量の公正価値と関連する将来の収入予測、公表された市場オファーに基づく大口商品価格予測、および既存の連邦と州の一時的な差異の逆転、およびこれらの証拠の優位性に基づいて、私たちは十分な積極的な証拠があることを確定し、私たちの繰延税金資産は更に顕在化する可能性があると結論した。そこで，2022年に推定免税額を十分に放出し，#ドルの所得税優遇を得た78百万ドルです。私たちはこれまで2021年12月31日までの年度に私たちの繰延税金資産の推定準備金を記録しました。金額は#ドルです78百万ドルです。
私たちは違います。2022年12月31日または2021年12月31日の重大な不確定税収状況。未確認の福祉総額は今後12カ月以内に大幅に増加しないと考えられる。
私たちはアメリカと州の管轄地域で税金を払わなければならない。私たちは現在連邦や州所得税当局の監査を受けていない。それぞれの訴訟時効により、2019年から2022年までの連邦納税年度と2018年から2022年までの州納税年度は通常審査に供することができる。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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連結財務諸表付記
注9-貸借対照表及びキャッシュフロー表の補足開示
総合貸借対照表に報告されている他の流動資産には、：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
前払い費用 | $ | 12,330 | | | $ | 26,840 | |
| | | |
材料と用品 | 8,976 | | | 9,533 | |
| 預金を前払いする | 7,266 | | | 6,415 | |
石油在庫 | 4,036 | | | 2,933 | |
他にも | 1,117 | | | 225 | |
その他流動資産総額 | $ | 33,725 | | | $ | 45,946 | |
2022年12月31日現在の他の非流動資産は約6経営性賃貸使用権資産は，償却を差し引いて百万ドルとなる4繰延融資コストは、償却後の百万ドルを差し引く。2021年12月31日現在、他の非流動資産は約5繰延融資コストは、償却後の百万ドルを差し引く。
総合貸借対照表上の売掛金および売掛金は、
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
売掛金--貿易 | $ | 40,286 | | | $ | 17,699 | |
費用を計算する | 85,360 | | | 62,962 | |
特許使用料に対処する | 38,264 | | | 24,816 | |
| | | |
| 温室効果ガスの責任-現在の部分 | — | | | 7,513 | |
所得税負債以外の税種 | 6,640 | | | 8,273 | |
応算利息 | 10,885 | | | 10,736 | |
配当金に応じる | — | | | 4,800 | |
資産廃棄債務--今期部分 | 20,000 | | | 20,000 | |
リース負債を経営する | 1,666 | | | — | |
他にも | — | | | 725 | |
売掛金と売掛金の総額 | $ | 203,101 | | | $ | 157,524 | |
2022年12月31日現在、他の非流動負債は約#ドルを含む232024年までに100万ドルの非流動温室効果ガス負債と5百万ドルの非流動経営賃貸負債。2021年12月31日に$があります182024年に満期になった100万人の非流動温室効果ガス責任。
作業説明書に関する補足資料
2022年12月31日まで、2021年12月31日、2020年12月31日までの年度、その他の運営費は4百万、$3百万ドルと$6それぞれ百万ドルです。2022年12月31日までの年度末まで、その他の運営費は主に約2私たちが2017年に出現·再編する前に発生した特許権使用料監査費用は、約2Piceance物件を剥がして百万ドルの損失をもたらした。2021年12月31日現在，その他の運営費には主に支出が含まれている32017年のRBL融資に関する未償却債務発行コストは、約#億ドル3財産税評価税、特許権使用料監査費用、戦車レンタル費用100万ドルを補充する2超過放棄費用や法的費用のような百万ドルの他の費用は
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
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連結財務諸表付記
偏移約$2売却物件から得られた100万元以上2百万ドルの収入は従業員の留任ポイントから来た。2020年12月31日までの年度末まで、その他の運営費は3100万ドルの超過放棄コストは$2100万ドルのタンク貯蔵費と1100万台のドリルが充電を待機している。
キャッシュフロー情報を補完する
総合現金フロー表の追加開示は以下の通りである
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
重要な非現金経営活動の追加開示： | | | | | |
| 温室効果ガス責任−現在の責任から長期責任への再分類− | $ | 8,000 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 温室効果ガス負債−長期負債から流動負債への再分類− | $ | — | | | $ | — | | | $ | 33,376 | |
重要な非現金投資活動の追加開示： | | | | | |
| 材料在庫は石油と天然ガス資産に移行します | $ | 2,707 | | | $ | 3,424 | | | $ | 1,596 | |
追加開示現金支払い(領収書)： | | | | | |
利息，資本化金額を差し引いた純額 | $ | 29,792 | | | $ | 29,211 | | | $ | 29,962 | |
所得税を納める | $ | 3,633 | | | $ | 699 | | | $ | 222 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
付記10-買収と資産剥離
2022
Piceance剥離
2022年1月、私たちはコロラド州のすべての天然ガス資産の剥離を完了しました。これらの資産はピケンズ盆地にあります。資産剥離終了時の損失は約ドルであった2百万ドルです。2021年にこれらの物件から生産された製品は1.2Mboe/d。
カモシカ渓を買収する
2022年2月、私たちはユタ州Antelope Creek地域の石油と天然ガス生産資産の買収を完了し、価格は約ドルです18百万ドルです。これらの資産は既存のUinta資産に隣接しており、買収前に約30%生産されています0.6Mboe/d。
様々な石油や天然ガス資産を購入します
2022年には様々な石油や天然ガス資産も買収され、その大部分は未解明の資産で、約#ドルの価値がある8合計百万ドルになります。
2021
C&J Well Services買収
2021年10月1日、CJWSの形で運営されるカリフォルニア最大の油井整備·廃棄事業の一つを買収した。購入価格は$です53百万ドル、主に以下の方面に関する会計調整が含まれています
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運営資金、手元の現金で資金を提供します512021年には100万ドルです22022年には100万人に達する。CJWSの取引コストは約$である3百万ドルです。買収された業務活動はC&J Well Servicesが所有·運営し，C&J Well ServicesはBerry Corp.の完全子会社であり，これらの業務を買収して独立したWell Servicesと放棄会社を設立することを目的としている
CJWS取引は買収会計法に従って業務合併として入金されます。取得した資産と負担する負債の公正価値を決定する際に、管理層は重大な推定、判断、仮定を行った。取得された資産と負担された負債は油井修理と廃棄部分に計上される
以下に提供する未審査備考資料は、買収が前記期間の開始時に発生したように、CJWS買収を発効させるように作成されている。監査されていない備考情報には、減価償却や償却に及ぼす買収価格の分配の影響と、2021年の間の収益を計上するCJWS買収コストが含まれる。審査されていない予備試験資料は参考に供するだけであり、会社が適切と考える推定と仮定に基づいている以下の審査されていない備考資料は、必ずしも過去にCJWSを買収する際に取得する業績を代表するものではなく、当社が本報告で述べた期間開始時に買収を行う際に取得することを指示する経営業績、および当社の経営業績または将来の業績として使用されるべきではありません。
| | | | | | | | | | | | |
| 形式的には | |
| 十二月三十一日までの年度 | |
| 2021 | | 2020 | |
| (未監査) (単位：千) | |
| 収入.収入 | $ | 664,549 | | | $ | 657,796 | | |
| 純収益(赤字) | $ | 740 | | | $ | (250,884) | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
Placerita資産剥離
2021年10月、私たちのE&P部門はカリフォルニア州ロサンゼルス県ベンチュラ盆地にあるPlacerita field物件の販売を完成しました。価格は約$です14百万ドルです。私たちは約$の販売収益を記録した22021年には100万に達する
2020
2020年5月に私たちは740北途中の夕日地塊の純エーカー価格は約$です5百万ドルです。私たちは$を使った2100万ドルと残りのドルを手に入れた32020年第4四半期に、私たちはこの不動産で最初の生産を行い、100万ポンドを支払った。その物件は私たちの既存の生産地域に隣接して延長され、私たちは多くの未来の掘削場所を決定した。私たちはこの資産の他の多収型貯蔵層にもっと多くの機会があると信じている。私たちはまたこの油田の既存のすべての遊休油井を買収し、近い将来に価格と戦略に基づいてその中のいくつかの油井の生産再開を決定する予定です。カリフォルニアの遊休油井管理計画によると、私たちは残りの遊休油井を閉鎖して廃棄するつもりだ。1ドルを記録しました6その財産上の既存油井の資産廃棄債務負債は100万ドルだ。
私たちが得たのは267これにより、地上料金物件上または地上料金物件全体のインフラのために、第三者地上費用所有者の書面承認を得ることなく、21 z鉱蔵およびレンタルの開発を継続することができる。買い取り価格は重要ではない。
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注11-1株当たりの収益
1株あたりの基本収益(損失)を計算する方法は，毎期発行された普通株の加重平均を純収益(損失)で割ることである。契約合意によりある条件を満たした後に発行可能な普通株は、発行された普通株とみなされ、1株当たり純収益(損失)に計上される
RSUとPSUは参加証券ではなく、配当は没収できるからだ。2022年12月31日までの年度4,069,000増加したRSUとPSUシェアは希釈後の1株当たり収益計算に含まれる。2021年12月と2020年12月までの年度は違います。増加したRSUまたはPSUシェアは、それらの影響が“変換すれば”方法で逆希釈されるため、1株当たりの収益を希釈する計算に計上される。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (1株当たりの金額を除いて千で) |
基本的に1株当たり収益計算 | | | | | |
| 純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
加重平均普通株式流通株 | 78,517 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
1株当たりの基本収益 | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | |
1株当たり収益を希釈して計算する | | | | | |
| 純収益(赤字) | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | $ | (262,895) | |
加重平均普通株式流通株 | 78,517 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
潜在的希薄化証券の希薄化効果(1) | 4,069 | | | — | | | — | |
加重平均発行普通株式-希釈 | 82,586 | | | 80,209 | | | 79,802 | |
1株当たり減額収益 | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | $ | (3.29) | |
__________(1)我々は排除した3.3百万ドルと0.12021年12月31日までおよび2020年12月31日までの年度の経常加重平均発行普通株の合併RSUおよびPSUは百万であり，その影響により逆薄となった.
付記12-収入確認
我々は、会計基準編纂(“ASC”)606“顧客との契約による収入”の規定に基づき、改正トレーサビリティ法を用いて収入を会計処理している。
報告期間末に履行されていない履行義務は、私たちがまだ販売していない未来の数量だけと関連がある。したがって、これらは完全に履行されていない履行義務であり、製品単位毎に1つの単独の履行義務を代表するため、単一履行義務の一部を構成する独自財の完全未履行の承諾を譲渡することができる
私たちの収入は石油、天然ガス、天然ガス液体(“NGL”)の販売から来ており、残りの収入は電力販売とマーケティング活動から来ている。2021年10月1日より油井整備·廃棄事業CJWSの買収を完了した。CJWSの収入は主に油井整備と廃棄事業から来ている。
以下は私たちの主な活動の説明であり、私たちはそこから収入を得る。顧客が承諾した商品やサービスに対する制御権を獲得した場合，収入は確認され，その金額はこれらの商品やサービスから得たい対価格を反映している
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石油天然ガス天然ガス
配送が発生して顧客に制御権を渡すと、私たちは私たちの石油、天然ガス、NGL生産の収入を販売することを確認しました。私たちの石油と天然ガス契約は短期的で、通常1年未満で、私たちのNGL契約は短期的で、長期的なものもあります。私たちは商品統制権が移動すると、私たちの履行義務が履行されると思う。私どもの商品販売契約は市場価格または平均指数価格を索引としています。価格を十分に推定することができれば(すなわち、市場価格が既知または推定された場合)、予想される金額で収入を確認する。お客様との契約は通常以下の時間内に支払うことを要求します30領収書発行後の日数
サービス収入
私たちは顧客にサービスを渡す際に油井修理と廃棄業務のサービス収入を確認します。我々のクライアントがそのサイト上でこれらのサービスを提供する場合には，これらのサービスを利用することができる.すべての適切な顧客の承認を得た場合、収入は毎日パフォーマンス義務が完了していることが確認された。私たちは長期サービス契約を持っていません；私たちは今後どの年にも確認された残りの履行義務に関する収入もなく、契約履行義務に関連する可変対価格契約も期待していません。お客様との契約は通常以下の時間内に支払うことを要求します30-60領収書発行後の日数。
売電
私たちのコージェネレーション施設の電力出力は私たちの運営では使用されていません。容量支払いを含む市場定価によってカリフォルニア市場に販売されています。私たちのコージェネレーション施設で販売されている部分は市場定価に基づいて、契約に基づいてカリフォルニア公共事業会社に売却されています。顧客との契約条項での義務が履行されると、収入は時間の経過とともに確認され、通常、これは電力交付時に発生する。収入とは、私たちが平均指数価格に基づいて予想された対価格金額を設定し、交付後1ヶ月以内に支払うことです。容量支払いは1キロワット時あたり固定された年間金額に基づいており，月額率は季節的に変化し，容量支払いを稼ぐ方式と一致している。運力支払いは月ごとに払います。私たちの履行義務は電力交付時に履行されるか、または容量支払いの場合に顧客に契約金額のエネルギーを提供すると考えられます。私たちは合併経営報告書で電力収入を電力販売として報告している
営業収入
マーケティング収入には主に私たちの輸送とマーケティングの第三者ロールに関する活動が含まれている。これらの販売は，上記で議論した天然ガス販売と同じ買手が達成した合意に基づいて行われる.私たちは商品統制権が移動すると、私たちの履行義務が履行されると思う。収入には、これらのボリュームの制御権を顧客に渡す前に発生したコストや、私たちが依頼者になったときにこれらのボリュームを購入するコストは含まれていません。第三者販売·購入に関する収入と費用は、合併経営報告書にそれぞれマーケティング収入とマーケティング費用として列報されている。2022年1月、第三者マーケティングを含むコロラド州のPiceance事業を販売しました。歴史的に見ると、このような活動は私たちのほとんどのマーケティング収入を占めている。
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仕分け収入
この基準を採用したため、我々は現在、顧客と契約を締結した収入に関する以下の情報を分類別に開示することを要求されている。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
| 石油販売 | $ | 806,631 | | | $ | 587,613 | | | $ | 362,976 | |
| 天然ガス販売 | 29,515 | | | 32,679 | | | 14,041 | |
| 天然ガス液体販売 | 6,303 | | | 5,183 | | | 1,646 | |
| サービス収入 | 181,400 | | | 35,840 | | | — | |
| | | | | |
| 売電 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | |
| 営業収入 | 289 | | | 3,921 | | | 1,426 | |
| その他の収入 | 479 | | | 477 | | | 150 | |
| 取引先と契約した収入 | 1,055,450 | | | 701,349 | | | 406,052 | |
| 石油·天然ガスデリバティブ販売収益 | (137,109) | | | (156,399) | | | 117,781 | |
| 総収入とその他 | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | | | $ | 523,833 | |
注13-市場情報を細分化する
2021年10月1日までに二つ事業部門：(I)探査·修理および(Ii)良好なサービスと廃棄。探査と探査部門は主にカリフォルニア州とユタ州に位置する陸上低地質リスク、長期効果常規石油埋蔵量の開発と生産に従事している。2021年10月1日、カリフォルニア州に位置する上流油井整備·廃棄事業の買収を完了し、米国公認会計基準の下で報告可能な部門(油井修理·廃棄)となった。2021年10月1日までは1つは分部に報告可能であるため，前期分部情報は列報されていない.
油井整備と廃棄部門はまれに私たちのE&P部門にサービスを提供するため，会社間で#ドル減少したことを記録した3合併期間中の収入と支出は百万ドルだった。2021年の会社間淘汰はどうでもいい。
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下記表に当社業務部門の独立列報期間に関する精選財務情報と、合併に基づいて当社の財務情報を得るために必要な合併と相殺分録を示す。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日までの年度 |
| E&P | | 油井の修理と廃棄 | | 会社/淘汰 | | 合併後の会社 |
| (単位：千) |
収入.収入(1) | $ | 874,190 | | | $ | 184,448 | | | $ | (3,188) | | | $ | 1,055,450 | |
| 所得税前純収益 | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (110,193) | | | $ | 207,732 | |
| 調整後EBITDA | $ | 411,811 | | | $ | 26,113 | | | $ | (57,976) | | | $ | 379,948 | |
| 資本支出 | $ | 141,930 | | | $ | 8,455 | | | $ | 2,536 | | | $ | 152,921 | |
| 総資産 | $ | 1,563,251 | | | $ | 83,461 | | | $ | (15,682) | | | $ | 1,631,030 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日までの年度 |
| E&P | | 油井の修理と廃棄 | | 会社/淘汰 | | 合併後の会社 |
| (単位：千) |
収入.収入(1) | $ | 665,509 | | | $ | 35,840 | | | $ | — | | | $ | 701,349 | |
| 所得税前純収益 | $ | 82,826 | | | $ | 1 | | | $ | (96,956) | | | $ | (14,129) | |
| 調整後EBITDA | $ | 251,146 | | | $ | 4,310 | | | $ | (43,310) | | | $ | 212,146 | |
| 資本支出 | $ | 129,479 | | | $ | 1,029 | | | $ | 2,211 | | | $ | 132,719 | |
| 総資産 | $ | 1,450,157 | | | $ | 81,093 | | | $ | (74,771) | | | $ | 1,456,479 | |
__________
(1)これらの収入にはヘッジ和解は含まれていない.
調整後のEBITDAは，首席運営決定者(CODM)に報告する指標であり，部門ごとの資源配分と評価業績の決定を目的としている。調整後のEBITDAは、利息支出、所得税、減価償却、損失と償却前の収益、派生製品の収益または損失を差し引いて、所定の派生製品の決済で受け取ったまたは支払われた現金、減価償却、株式補償支出および異常かつ一般的でない項目を差し引いて計算される。
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日までの年度 |
| | | 油井の修理と廃棄 | | 会社/淘汰 | | 合併後の会社 |
| (単位：千) |
| 調整後のEBITDA対帳簿純収入(赤字)： | | | | | | | |
| 純収益(赤字) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (67,757) | | | $ | 250,168 | |
| プラス(マイナス)： | | | | | | | |
| 利子支出 | — | | | 23 | | | 30,894 | | | 30,917 | |
| 所得税割引 | — | | | — | | | (42,436) | | | (42,436) | |
| 減価償却、損耗、償却 | 139,886 | | | 12,548 | | | 4,413 | | | 156,847 | |
| デリバティブ損失 | 48,314 | | | — | | | — | | | 48,314 | |
| 予定のデリバティブ決済のための現金純額 | (88,023) | | | — | | | — | | | (88,023) | |
| その他営業費(収入) | 3,827 | | | (1,690) | | | 1,585 | | | 3,722 | |
| 株補償費用 | 1,361 | | | 287 | | | 15,325 | | | 16,973 | |
非日常的コスト(1) | 3,268 | | | 198 | | | — | | | 3,466 | |
| 調整後EBITDA | $ | 411,811 | | | $ | 26,113 | | | $ | (57,976) | | | $ | 379,948 | |
__________
(1)非日常的コストには、2022年第1四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用、2022年第4四半期の役員交代コストが含まれる
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日までの年度 |
| E&P | | 油井の修理と廃棄 | | 会社/淘汰 | | 合併後の会社 |
| (単位：千) |
| 調整後のEBITDA対帳簿純収入(赤字)： | | | | | | | |
| 純収益(赤字) | $ | 82,825 | | | $ | 1 | | | $ | (98,368) | | | $ | (15,542) | |
| プラス(マイナス)： | | | | | | | |
| 利子支出 | — | | | — | | | 31,964 | | | 31,964 | |
| 所得税費用 | — | | | — | | | 1,413 | | | 1,413 | |
| 減価償却、損耗、償却 | 136,915 | | | 2,974 | | | 4,606 | | | 144,495 | |
| デリバティブ損失 | 117,822 | | | — | | | — | | | 117,822 | |
| 予定のデリバティブ決済のための現金純額 | (87,625) | | | — | | | — | | | (87,625) | |
| その他の運営費 | 109 | | | — | | | 2,992 | | | 3,101 | |
| 株補償費用 | 1,100 | | | — | | | 12,683 | | | 13,783 | |
非日常的コスト(1) | — | | | 1,335 | | | 1,400 | | | 2,735 | |
| 調整後EBITDA | $ | 251,146 | | | $ | 4,310 | | | $ | (43,310) | | | $ | 212,146 | |
__________
(1)非日常的コストには、#年第4四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用が含まれる
2021.
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
連結財務諸表付記
付記14-賃貸借証書
2022年第1四半期には、ASC 842を採用し、改正された遡及方法を採用し、採用日までのレンタル残高の決定を求めました。従来の期間は引き続きこれらの期間の現行会計基準に基づいて報告する。
当社は契約開始時に一つの手配がレンタルかどうかを確定します。1つの手配がリースである場合には、関連リース支払いの現在値が負債として記録され、同等額が会社の貸借対照表に使用権資産として資産化される。使用権資産は当社がリース期間内に対象資産を使用する権利を表し、リース負債は当社がレンタルによるリース金の支払い義務を代表する。私たちは普通オフィスビルに対して長期運営賃貸契約があります。当社はリース開始日に当社の平均担保借入金金利を算定した見積もりで借入金金利をインクリメントし、現在値の計算に用いています。
初期リース期間が12ヶ月以下のリース契約は貸借対照表に計上されておらず、当社はレンタル期間内の直線原則で当該等リースのリース費用を確認している。
レンタル料金の構成は以下のとおりである
| | | | | | | | |
| | | 2022年12月31日までの年度 | |
| | | (単位：千) | |
| レンタル料 | | | | |
| リースコストを経営する | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| 賃貸純コスト合計 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
次の表は2022年12月31日現在の賃貸に関する総合貸借対照表情報を示している。
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日まで | | 貸借対照表分類 |
| (単位：千) | | |
| 賃貸借証書 | | | |
| 資産 | | | |
| | | |
| 経営的リース資産 | $ | 6,325 | | | 他の非流動資産 |
| | | |
| 総資産 | $ | 6,325 | | | |
| | | |
| 負債.負債 | | | |
| リース負債を経営する | $ | 1,666 | | | 売掛金と売掛金 |
| レンタル非流動負債を経営する | 5,213 | | | 他の非流動負債 |
| | | |
| 総負債 | $ | 6,879 | | | |
| | | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
連結財務諸表付記
| | | | | | | | |
| | 2022年12月31日まで |
| 長期割引率 | | |
| 加重平均残余レンタル期間： | | |
| | |
| レンタルを経営する | | 4.3年.年 |
| 加重平均割引率： | | |
| | |
| レンタルを経営する | | 5 | % |
次の表は、2022年12月31日までのすべての経営賃貸契約要求の将来の最低賃貸支払いスケジュールを示しています
| | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日まで |
| | 賃貸借契約を経営する | | |
| | (単位：千) |
| 2023 | | $ | 1,963 | | | |
| 2024 | | 1,650 | | | |
| 2025 | | 1,542 | | | |
| 2026 | | 1,549 | | | |
| 2027 | | 935 | | | |
| | | | |
| 賃貸支払総額 | | 7,639 | | | |
| 計上された利息を差し引く | | (760) | | | |
| リース債務総額 | | 6,879 | | | |
| 少額流動債務 | | (1,666) | | | |
| 長期賃貸義務 | | $ | 5,213 | | | |
リースに関するキャッシュフロー情報補完統合レポートは以下の通りです
| | | | | | | | |
| | 2022年12月31日までの年度 |
| | (単位：千) |
| 賃貸負債の金額を計上するための現金 | | |
| | |
| レンタル経営からの経営キャッシュフロー | | $ | 2,128 | |
| | |
| | |
| 賃貸負債の経営と引き換えに純収益資産 | | $ | 7,956 | |
| | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
石油と天然ガスのデータを補充する
(未監査)
以下の内容は、当社の連結財務諸表および連結財務諸表の付記とともに読まなければなりません。
石油·天然ガス財産買収·探査·開発活動による費用
石油と天然ガス財産の購入、探査、開発に発生する費用は、資本化しても費用に計上されていても、以下のように示される
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
物件購入コスト： | | | | | |
証明しました(1) | $ | 28,144 | | | $ | 1,256 | | | $ | 11,597 | |
未確認である | — | | | — | | | — | |
探査コスト | — | | | — | | | — | |
開発コスト(2) | 148,465 | | 153,821 | | 96,971 |
発生した総コスト | $ | 176,609 | | | $ | 155,077 | | | $ | 108,568 | |
__________
(1)2022年、2021年、2020年12月31日までの明らかになった物件買収コストには、自社石油·天然ガス事業の将来の資産廃棄債務推定数がそれぞれ220万ドル、40万ドル、570万ドルの非現金増加が含まれている。
(2)2022年、2021年、2020年12月31日までの開発コストのうち、当社の石油·天然ガス資産将来廃棄債務の推定に関連する非現金増加は、それぞれ2230万ドル、3250万ドル、1020万ドルとなった。
石油·天然ガス資本化コスト
石油、天然ガスと天然ガス生産活動、支援設備と施設および天然ガス工場とパイプラインに関する資本化総コストおよび適用される減価償却、損失、償却を以下に示す
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 |
| (単位：千) |
| 証明された性質 | $ | 1,545,056 | | | $ | 1,308,378 | |
| 未証明の性質 | 248,073 | | | 291,514 | |
| 完全に証明された性質と未証明性質 | 1,793,129 | | | 1,599,892 | |
| 減価償却·減価償却·償却を減らす | (500,578) | | | (356,509) | |
| 純資本化コスト | $ | 1,292,551 | | | $ | 1,243,383 | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
石油と天然ガスのデータを補充する
(未監査)
石油·天然ガス生産活動の成果
石油、天然ガス、天然ガス生産活動の経営結果(会社の間接費用、利息コスト、再編プロジェクトを含まず、純額)は以下の通り
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
生産純収入： | | | | | |
石油、天然ガス、天然ガス販売 | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | $ | 378,663 | |
売電 | 30,833 | | | 35,636 | | | 25,813 | |
他の生産に関する収入 | 601 | | | 4,245 | | | 1,431 | |
生産純収入合計(1) | 873,883 | | | 665,356 | | | 405,907 | |
生産運営コスト： | | | | | |
レンタル運営費 | 302,321 | | | 236,048 | | | 186,348 | |
電気代を支給する | 21,839 | | | 23,148 | | | 16,608 | |
交通費 | 4,564 | | | 6,897 | | | 6,938 | |
生産に関する一般と行政費用 | 962 | | | 1,338 | | | 1,766 | |
所得税以外の税項 | 39,145 | | | 46,278 | | | 34,987 | |
他の生産に関連するコスト | 299 | | | 3,811 | | | 1,380 | |
生産の総運営コスト | 369,130 | | | 317,520 | | | 248,027 | |
その他のコスト： | | | | | |
減価償却、損耗、償却 | 141,022 | | | 137,991 | | | 135,361 | |
長期資産減価準備 | — | | | — | | | 289,085 | |
その他の運営費 | 734 | | | 2,353 | | | 5,673 | |
その他コスト合計 | 141,756 | | | 140,344 | | | 430,119 | |
税引き前収益 | 362,997 | | | 207,492 | | | (272,239) | |
所得税支出 | 74,295 | | | 57,117 | | | (83,467) | |
行動の結果 | $ | 288,702 | | | $ | 150,375 | | | $ | (188,772) | |
__________
(1)2022年12月31日と2021年12月31日までの年度にデリバティブ和解のために支払われた現金8800万ドルと9200万ドル、2020年12月31日現在の年度に受け取った現金1.42億ドルは含まれていない。
所得税の計算は上記の結果が1つの独立した納税申告実体を代表しているようであり、現在の連邦と州法定税率を控除コスト、控除と石油と天然ガス活動に関する税収控除と控除後の収入に適用し、これらの収入は本期間の総合所得税に反映される。所得税のその他の情報は、付記8を参照されたい。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
石油と天然ガスのデータを補充する
(未監査)
石油、天然ガス、天然ガス埋蔵量が明らかになりました
同社が明らかにした石油，天然ガスと天然ガス埋蔵量および関連する所得税の前割引将来の純キャッシュフローは，独立エンジニアリング会社DeGolyerとMacNaughtonが用意した見積もりに基づいている。米国証券取引委員会の規定によると、2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日の明らかな埋蔵量は、この12ヶ月間の平均価格を用いて推定され、この価格は毎月の月初め価格の非加重平均であり、将来の状況に基づくアップグレードは含まれていない。以下は、同社が明らかにした石油、天然ガス、NGL埋蔵量の推定数の純権益変化の分析であり、これらの埋蔵量はすべて米国に位置する資産によるものである
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日までの年度 |
| 石油.石油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然ガス
MMCF | | 合計する
MBOE |
| 埋蔵量を明らかにしています | | | | | | | |
| 年初 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
| 拡張と発見 | 22,787 | | | 546 | | | 13,102 | | | 25,517 | |
| 以前の推定数の改訂 | (6,474) | | | 359 | | | 1,481 | | | (5,868) | |
| その場で鉱物を購入する | 5,300 | | | — | | | 10,706 | | | 7,084 | |
| 鉱物の販売が行き届いている | (61) | | | — | | | (24,861) | | | (4,205) | |
| 生産する | (8,776) | | | (144) | | | (3,724) | | | (9,541) | |
| 年末.年末 | 98,577 | | | 2,020 | | | 59,158 | | | 110,456 | |
| 明らかになった開発埋蔵量： | | | | | | | |
| 年初 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
| 年末.年末 | 53,632 | | | 1,413 | | | 44,601 | | | 62,478 | |
| 未開発埋蔵量が明らかになりました | | | | | | | |
| 年初 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
| 年末.年末 | 44,945 | | | 607 | | | 14,557 | | | 47,978 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日までの年度 |
| 石油.石油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然ガス
MMCF | | 合計する
MBOE |
埋蔵量を明らかにしています | | | | | | | |
年初 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
| 拡張と発見 | 2,937 | | | 60 | | | 2,593 | | | 3,429 | |
| 以前の推定数の改訂 | 1,734 | | | 598 | | | 40,574 | | | 9,094 | |
| その場で鉱物を購入する | 48 | | | — | | | — | | | 48 | |
| 鉱物の販売が行き届いている | (24) | | | — | | | — | | | (24) | |
| 生産する | (8,829) | | | (141) | | | (6,312) | | | (10,022) | |
年末.年末 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
明らかになった開発埋蔵量： | | | | | | | |
年初 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
年末.年末 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
未開発埋蔵量が明らかになりました | | | | | | | |
年初 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
年末.年末 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
石油と天然ガスのデータを補充する
(未監査)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日までの年度 |
| 石油.石油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然ガス
MMCF | | 合計する
MBOE |
埋蔵量を明らかにしています | | | | | | | |
年初 | 129,773 | | | 1,180 | | | 44,815 | | | 138,422 | |
| 拡張と発見 | 733 | | | — | | | — | | | 733 | |
| 以前の推定数の改訂 | (31,494) | | | (307) | | | (12,352) | | | (33,860) | |
| その場で鉱物を購入する | 104 | | | — | | | — | | | 104 | |
| 鉱物の販売が行き届いている | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生産する | (9,181) | | | (131) | | | (6,864) | | | (10,456) | |
年末.年末 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
明らかになった開発埋蔵量： | | | | | | | |
年初 | 74,102 | | | 1,054 | | | 39,063 | | | 81,667 | |
年末.年末 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
未開発埋蔵量が明らかになりました | | | | | | | |
年初 | 55,670 | | | 127 | | | 5,752 | | | 56,756 | |
年末.年末 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
以上の表には，6 mcf/1バレルの比率で示したboeで表される天然ガス貯蔵量の推定量の変化が含まれている。
2022年12月31日の年度までに，埋蔵量が約13ミリ波から約110ミリ波増加することが明らかになった。2022年12月31日までの1年間に、以前に推定された6 Mboeの全面的な修正を含む。2022年、私たちはカリフォルニア州で7 mm boeの負の修正を経験し、この部分はロッキー山脈の1 mm boeの正の修正によって相殺された。負の他の改正は，主に北途中−日没油田における熱珪藻土開発計画が変化したためである。大口商品価格の上昇により，価格駆動の正方向は2 mm boeに修正された。拡張と発見は明らかにされた埋蔵量を26 Mboe増加させた。2022年1月，Piceance盆地の資産を剥離し，コロラド州約4 Mmboeの明らかな埋蔵量を移動した。2022年2月、我々はAntelope Creekを買収し、ユタ州で7 Mboeの明らかな埋蔵量を増加させた
2021年12月31日の年度までに，埋蔵量が約2ミリ波から約97ミリ波に増加することが明らかになった。2021年12月31日までの1年間に、以前の推定を積極的に全面的に修正した9 Mboeを含む。大口商品価格の上昇により、価格駆動の正面は18 mm boeに修正された。2021年、私たちはカリフォルニア州で10 mm boeの負の技術修正を経験し、この部分はロッキー山脈の1 mm boeの正の技術改正によって相殺された。負の技術改正は，主に我々Hill Tulare物件の開発計画が戦略的に変化し，我々が明らかにした開発地域を拡大するのではなく，暗号化掘削に集中するように変更し，我々の熱珪藻土開発計画を調整したためである。拡張と発見は明らかになった埋蔵量を3 Mboe増加させた
2020年12月31日現在、埋蔵量が約43ミリ波から約95ミリ波まで減少していることが明らかになった。2020年12月31日までの1年間に、以前に推定された34 Mboeの負の修正を含む。価格駆動の修正は31 mm boeであり，総修正の91%を占めているが，これは2020年に経験した大口商品価格が大幅に低下したためである。性能改訂は3 mm boe減少し，総改訂の9%を占めた。我々カリフォルニア州の物件でのみ行われた拡張と発見は，明らかにされた埋蔵量を1 Mboe増加させた。マイナスの業績修正、および拡大と発見の小幅な増加は、2020年の開発資本投資が非常に限られた結果であり、これは新冠肺炎の流行による市場状況に必要であり、OPEC+の減産問題における紛争はこの状況を悪化させた。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
石油と天然ガスのデータを補充する
(未監査)
将来の純現金流量割引の標準化計量
ここで、すでに明らかにされた埋蔵量の未来の現金流量割引標準計量に関する資料を以下のように要約する。将来の現金流入は，会社が明らかにした埋蔵量に関する適用価格をこれらの埋蔵量の年末数に適用することで計算される。将来の生産，開発，場所回復，廃棄コストは，既存の経済状況が継続して存在すると仮定した現在のコストから計算される。所得税のその他の情報は、付記8を参照されたい。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位は千で、価格は含まれていない) |
将来現金流入 | $ | 9,501,374 | | | $ | 5,879,599 | | | $ | 3,657,907 | |
将来の生産コスト | (3,909,452) | | | (2,589,043) | | | (2,091,021) | |
将来の開発コスト(1) | (1,068,890) | | | (808,295) | | | (830,028) | |
将来所得税費用(2) | (1,000,268) | | | (484,358) | | | (1,646) | |
未来浄現金流 | 3,522,764 | | | 1,997,903 | | | 735,212 | |
現金の流量を見積もる時間は、毎年10%の割引があります | (1,448,999) | | | (764,632) | | | (219,033) | |
将来の純現金流量割引の標準化計量 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
代表的な価格：(3) | | | | | |
ブレント原油 | $ | 100.25 | | | $ | 69.47 | | | $ | 41.77 | |
Henry Hub天然ガス(MMBTU) | $ | 6.40 | | | $ | 3.64 | | | $ | 2.03 | |
| | | | | |
__________
(1)将来の開発コストには，場所回復と廃棄コストが含まれる
(2)将来の所得税支出は現行法定税率に基づいており、石油·天然ガス資産の課税基礎及び適用される税収控除、控除、免税額に基づいて調整される
(3)米国証券取引委員会の規定によると、備蓄は、毎月の月初め価格の非加重平均であり、将来の状況に基づくアップグレードは含まれていない12ヶ月間の平均価格を用いて推定される。埋蔵量を推定するための平均価格は埋蔵量の有効期間内で変わらない。
カタログ表
財務諸表と補足データインデックス
バリー社(Berry Corporation)
石油と天然ガスのデータを補充する
(未監査)
次の表は，将来のキャッシュフロー割引の標準化計測の変化をまとめたものである
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (単位：千) |
標準化措置−年明け | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | | | $ | 1,466,137 | |
将来の生産に関する販売·譲渡価格および生産コストの純変化 | 830,294 | | | 1,140,342 | | | (1,135,565) | |
将来の開発コストの変化を見積もる | 42,747 | | | 8,215 | | | 198,009 | |
期間中に生産された石油、天然ガス、天然ガスの販売と譲渡 | (496,069) | | | (336,031) | | | (149,806) | |
拡張、発見、改善による純変化 | 476,114 | | | 56,504 | | | 11,621 | |
その場で鉱物を購入する | 139,637 | | | 830 | | | 1,668 | |
鉱物の販売が行き届いている | (14,684) | | | (5) | | | — | |
数量推定数の修正による純変化 | (182,173) | | | 217,921 | | | (329,680) | |
その間に発生した以前に推定された開発コスト | 30,358 | | | 48,488 | | | 2,762 | |
割引の増加 | 151,334 | | | 52,015 | | | 180,673 | |
生産性やその他の面の変化 | 132,917 | | | (195,093) | | | (69,293) | |
所得税の純変動 | (269,981) | | | (276,094) | | | 339,653 | |
純増加(減少) | 840,494 | | | 717,092 | | | (949,958) | |
標準化の取り組み--年末 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
将来の純現金流量の標準化計量は会社の石油と天然ガス資産のリセットコスト或いは公正な価値を代表するものではない。提供されたデータは、計算が大量の推定および仮定に基づくので、既存の明らかな埋蔵量を表す予期されるキャッシュフローまたは現在値とみなされるべきではない。時間の経過に伴い，生産と関連支出を予測する必要があり，管路の可用性，需要率，政府制御をさらに見積もる必要がある。将来の実際の価格とコストは，報告額を計算する際に使用される現在の価格やコストと大きく異なる可能性がある。報告額の任意の分析または評価は、採用された計算方法およびその固有の限界を具体的に認識すべきである。
次の表は、平均販売価格と生産コストをまとめています
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| 十二月三十一日までの年度 | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
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加重平均は達成された価格： | | | | | | | |
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ヘッジなしの石油(ドル/バレル) | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | | | $ | 39.56 | | | |
天然ガス(ドル/mcf) | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | | | $ | 2.08 | | | |
NGL($/bbl) | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | | | $ | 12.57 | | | |
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生産コスト(1バレル)： | | | | | | | |
| レンタル運営費 | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | $ | 17.86 | | | |
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項目9.会計·財務開示面の変更と会計士との相違
ない。
第9条。制御とプログラム
情報開示制御とプログラムの評価
取引所法案第13 a-15及び15 d-15規則によると、我々のCEO及び副総裁、最高財務官、最高会計官は、2022年12月31日までの開示制御及び手順(取引所法案第13 a-15(E)及び15 d-15(E)規則で定義されるような)の評価に参加している。我々の開示制御および手続きは、開示すべき決定をタイムリーに行い、米国証券取引委員会規則および表に指定された期間内に記録、処理、まとめ、報告するために、我々の最高経営者および最高財務官を含む、取引所法案に基づいて提出された報告書に開示を要求する情報が蓄積され、我々の管理層に伝達されることを保証することを目的としている。この評価に基づき、我々の最高経営責任者および最高財務責任者は、2022年12月31日までに、我々の開示統制および手続きが合理的な保証レベルで有効であると結論した
公認会計士事務所財務報告内部統制管理年次報告及び認証報告
我々の経営陣は、我々の最高経営責任者及び最高財務官を含み、“取引所法案”第13 a-15条の規定に基づいて、財務報告の十分な内部統制の確立及び維持を担当する。我々は財務報告の内部統制に対して財務報告の信頼性及び公認会計原則に基づいて外部総合財務諸表を作成するために合理的な保証を提供することを目的としている。
その固有の限界のため、財務報告書の内部統制は誤った陳述を防止したり発見できない可能性がある。また，将来の期間の有効性をどのように評価するかの予測には，条件の変化により制御が不十分になる可能性や，政策やプログラムの遵守度が悪化する可能性があるというリスクがある
我々の経営陣は、COSOが発表した“内部統制-総合枠組み(2013)”の基準を用いて、2022年12月31日までの社内財務報告内部統制の有効性を評価した。この評価によると、我々の経営陣は、財務報告書に対する内部統制が2022年12月31日から有効であると結論した。
米国証券取引委員会の規則によると、経営陣の報告は、当社の独立公認会計士事務所の認証を受ける必要はなく、本年度報告ではForm 10−Kの経営陣報告のみを提供することができる。したがって、この10-K表の年間報告書にはそのような証明は含まれていない。
会社財務報告内部統制の変化
会社経営者は、取引法第13 a-15条及び15 d-15(F)条で定義されているように、財務報告の十分な内部統制の確立及び維持を担当する。2022年12月31日までの四半期内に、会社の財務報告に対する内部統制に重大な影響が生じていないか、あるいは合理的に社内財務報告の内部統制に重大な影響を与える可能性のある変化が発生していない。
プロジェクト9 B。その他の情報
2022年11月、新戦略に関連した変革的指導部の後継を発表し、株主最大化にさらに注目した。2023年1月1日から施行される後任計画には、総裁と最高経営責任者、最高財務責任者、CEOの役割交代が含まれる。前取締役会長、最高経営責任者兼CEO総裁は総裁とベリー社の最高経営責任者を辞任し、執行主席に転任した。取締役会では、さんスミスがCEOに移行しながら、2023年1月1日から実行副総裁と最高経営責任者フェルナンド·アロホをCEOに任命し、発効させる。首席運営官の職は取り消された。
スミスさんが社長を退職したのと同時に、我々の当時の常務副法律顧問兼会社秘書の社長は社長に昇進し、2023年1月1日から発効し、財務(内部監査やITを含む)、法律、人事(HR)および健康、安全、環境(HSE)の監督機能を担当する
また、当時の副総裁を務めていたケリー·ベイツ·さん執行副総裁は、当時のチーフ·財務責任者兼取締役社長ではなく、副総裁のマイク·ヘルム·さん氏が副チーフ財務官に昇進しており、2023年1月1日から発効している。ヘルムはまた首席会計官を務める予定だ。ベイツは2023年1月1日から過渡期にヘルムの戦略顧問を務めている。取締役会は、2023年2月21日にベイツさんの採用終了を2023年3月3日から終了することを決定し、任期終了と同時に取締役会を辞任することを明らかにした。彼が取締役会を辞めたのは私たちと何の違いがあるからではありません。ベイツ·さんは、彼の雇用契約およびベッツ社との制限的な株式単位および業績の株式報酬以外の理由で契約を終了する権利があれば、その会社が獲得する散逸料と配当金の報酬を得る権利があります。また、ベイツ·さんとベイツは今回の終了により付与された配当金について共通の合意に達しており、少なくとも一部は通常株ではなく現金で決済されると指摘しています。
第三部
プロジェクト10.取締役、上級管理者、および企業管理
本第10項で要求される情報は、2022年12月31日後120日以内に第14 A条に基づいて米国証券取引委員会に提出される2023年株主総会のために提出された最終委託書を参照して本明細書に組み込まれる。
当社の取締役会は、当社のウェブサイトに適用されるすべての高級職員、取締役及び従業員に適用されるビジネス行為規則を採択しました(Ｗ.Bry.com/持続可能性/ガバナンス)である。吾等は、当社の商業行為規則条文の改正又は免除後の4つの営業日内に、当社のウェブサイト上の上記指定住所に当該等の資料を掲示して、表格8-K第5.05項の当社の商業行為規則条文の改訂又は免除に関する開示規定に適合することを予定している。
プロジェクト11.役員報酬
本第11項で要求される情報は、2022年12月31日後120日以内に第14 A条に基づいて米国証券取引委員会に提出される2023年株主総会のために提出された最終委託書を参照して本明細書に組み込まれる
プロジェクト12.利益を得ているすべての人および管理職の保証所有権
本第12項に要求される情報は、2022年12月31日から120日以内に提出される2023年株主総会のために第14 A条に基づいて米国証券取引委員会に提出される最終委託書を参照することにより格納される。また、第2部--項目5.登録者普通株式市場、関連株主事項、および発行者が株式証券を購入する--持分補償計画に従って発行された証券を参照する。
第十三項特定関係及び関連取引及び取締役独立性
第13項に要求される情報は、2022年12月31日後120日以内に第14 A条に基づいて米国証券取引委員会に提出される2023年株主総会のために提出された最終委託書を参照して格納される。
プロジェクト14.主な会計費用とサービス
独立公認会計士事務所はピマウェイ会計士事務所, テキサス州ダラス監査役事務所ID：185.
本第14項に要求される情報は、2022年12月31日後120日以内に第14 A条に基づいて米国証券取引委員会に提出される2023年株主総会のために提出された最終委託書を参考にして組み込まれている。
第IV部
プロジェクト15.展示品
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展示品番号 | | 説明する |
| | |
| 2.1 | | Linn Acquisition Company，LLCとBerry Petroleum Company，LLCの第11章共同再編計画を改訂し，日付は2017年1月25日(会社S-1表登録声明(第333-226011号ファイル)添付ファイル2.1を参照して編入) |
| 3.1 | | 2回目の改訂と再改訂された貝瑞石油会社登録証明書(2020年2月19日に提出された8-K表の添付ファイル3.1合併を参照して作成) |
| 3.2 | | Berry Corporation(Bry)の3回目の改訂と再改訂の定款(2020年2月19日に提出された8-K表の添付ファイル3.2を参照して編入) |
| 3.3 | | 貝瑞石油会社Aシリーズ転換可能優先株指定証明書(会社S-1表登録説明書添付ファイル3.4(第333-226011号ファイル参照)) |
| 3.4 | | 証明書改訂証明書の指定(2018年7月30日に提出されたタブ8-Kの添付ファイル3.1編入を参照) |
| 4.1 | | Berry Petroleum Corporation普通株式証明書テーブル(会社S-1フォーム登録説明書添付ファイル4.1(第333-226011号ファイル参照)) |
| 4.2 | | 貝瑞石油会社Aシリーズは優先株証明書形式に変換可能(S-1表登録説明書添付ファイル4.2(第333-226011号ファイル参照)) |
| 4.3 | | 受託者であるBerry Petroleum Company，LLC，Berry Petroleum CorporationとWells Fargo Bank，N.A.の間の日付は2018年2月8日の契約である(会社S-1表登録説明書添付ファイル4.3(ファイル番号333-226011)を参照して統合) |
| 4.4 | | 1834年取引法第12条に基づいて登録された登録者証券説明(2020年2月27日に提出された会社年次報告10-K表の添付ファイル4.4参照) |
| 10.1 | | Berry Petroleum Corporationといくつかの持株者との間の株主合意の修正および再署名(2018年7月30日に提出されたForm 8-K表10.1を参照して組み込む) |
| 10.2 | | 2018年6月28日に改訂および再署名されたBerry Petroleum社とその所有者との間の登録権協定(会社S-1表登録声明の添付ファイル10.4(書類第333-226011号)を参照して編入) |
| 10.3† | | ベイリー石油会社とアーサー·トレム·スミスの間の執行議長協定は、2023年1月1日に発効した。(2022年11月30日に提出されたタブ8-Kの添付ファイル10.1を参照して組み込まれる)。 |
| 10.4† | | Berry Petroleum Company，LLCとCary D.Baetzの間の2回目の改正と再署名された役員雇用協定は，2020年3月1日に発効する(2020年3月30日に提出されたForm 8-K表10.1を引用して組み込む) |
| 10.5† | | Berry Petroleum Company，LLCとDanielle Hunterの間の幹部雇用協定は2回目の改正と再署名で，2023年1月1日に発効した。(2022年11月30日に提出されたタブ8-Kの添付ファイル10.3を参照して編入) |
| 10.6† | | Berry Petroleum Company、LLCとFernando Araujoによって改正され、再署名された雇用協定は、2023年1月1日に発効する。(2022年11月30日に提出されたタブ8-Kの添付ファイル10.2を参照して編入) |
| | | | | | | | |
展示品番号 | | 説明する |
| 10.7† | | ベイリー石油有限責任会社とMike·ヘルムとの間の改訂と再署名された雇用協定は、2023年1月1日に発効した。(2022年11月30日に提出されたタブ8-Kの添付ファイル10.4を参照して編入) |
| 10.8† | | Berry Petroleum Corporation 2017年総合インセンティブ計画の改訂と再改訂は、2018年3月7日(会社S-1表登録説明書(第333-226011号ファイル)添付ファイル10.8を参照して編入) |
| 10.9† | | Berry Petroleum Corporationは、副社長以外の従業員に提供される限定株式単位報酬プロトコルフォーマット(S-1表登録宣言の添付ファイル10.9を参照して組み込む(第333-226011号ファイル)) |
| 10.10† | | 貝瑞石油会社執行副総裁限定株式単位奨励協定フォーマット(S-1表登録説明書添付ファイル10.10を参照して編入(第333-226011号ファイル)) |
| 10.11† | | 貝瑞石油会社形態の取締役限定株式奨励協定(会社S-1表登録声明の添付ファイル10.11(書類第333-226011号)を引用して編入) |
| 10.12† | | ベイリー石油会社が副社長以外の従業員のために提供する業績に基づく限定株式単位報酬プロトコルのフォーマット(S-1表登録声明の添付ファイル10.12を参照して組み込む(ファイル番号333-226011)) |
| 10.13† | | ペリー石油会社は、業績に基づく限定株式奨励契約のフォーマットを実行する副社長(S-1表登録声明の添付ファイル10.13を参照して組み込む(ファイル番号333-226011)) |
| 10.14† | | Berry Petroleum Corporation 2017年総合インセンティブ計画の2回目の改訂と再改訂は、2018年6月27日(S-8登録声明添付ファイル4.3(書類第333-226582号)を参照して編入されました) |
| 10.15† | | 2017年6月15日のBerry Petroleum Corporation 2017年総合インセンティブ計画(添付ファイル10.15を参照して会社S-1表登録説明書(第333-226011号ファイル)に編入) |
| 10.16† | | Berry Petroleum Corporationは、役員以外の従業員に提供される限定株式単位報酬プロトコル表(2019年3月8日に提出された会社10-K表年次報告書の添付ファイル10.19を参照して編入) |
| 10.17† | | Berry Petroleum Corporationは、役員に対する制限株式単位報酬プロトコルフォーマット(会社が2019年3月8日に提出したForm 10-K年次報告書の添付ファイル10.20を参照して組み込まれている) |
| 10.18† | | Berry Petroleum Corporationの限定株式単位取締役報酬プロトコルフォーマット(添付ファイル10.21を参照して会社に組み込まれ、2019年3月8日に提出されたForm 10-K年間報告書) |
| 10.19† | | Berry Petroleum Corporationが役員以外の従業員に提供する業績ベースの限定株式単位奨励協定(会社が2019年3月8日に提出したForm 10-K年次報告書の添付ファイル10.22を引用して組み込まれる) |
| 10.20† | | Berry Petroleum Corporationは、役員に対する業績ベースの制限株式単位報酬プロトコルのフォーマット(会社が2019年3月8日に提出したForm 10-K年間報告書の添付ファイル10.23を参照して組み込む) |
| 10.21† | | Berry Corporation(Bry)2022総合インセンティブ計画は、2022年3月1日(2022年5月4日に提出された会社の10-Q四半期報告書の添付ファイル10.1を参照して編入) |
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展示品番号 | | 説明する |
| 10.22† | | Berry Corporation(Bry)2022年総合インセンティブ計画-業績に基づく制限株式単位奨励協定と総株主リターン業績基準の形式(会社が2022年5月4日に提出したForm 10-Q四半期報告書の添付ファイル10.2を引用して組み込む) |
| 10.23† | | Berry Corporation(Bry)2022年総合インセンティブ計画-CROIC業績基準に適合する業績に基づく制限的株式奨励協定の形式(会社が2022年5月4日に提出したForm 10-Q四半期報告書の添付ファイル10.3を引用して組み込む) |
| 10.24† | | Berry Corporation(Bry)2022総合インセンティブ計画-C&J Well Services ROCI業績基準と締結された業績に基づく制限株式単位奨励協定の形式(役員採用協定)(2022年5月4日に提出された会社の10-Q四半期報告書の添付ファイル10.4を参照することにより) |
| 10.25† | | Berry Corporation(Bry)2022総合インセンティブ計画-C&J Well Services ROCI業績基準と締結された業績に基づく制限株式単位奨励協定の形態(当社が2022年5月4日に提出したForm 10-Q四半期報告書の添付ファイル10.5を参照して組み込む) |
| 10.26†* | | Berry Corporation(Bry)2022総合インセンティブ計画−役員限定株式奨励プロトコルフォーマット− |
| 10.27†* | | Berry Corporation(Bry)2022総合インセンティブ計画−絶対株主総リターン業績基準を採用した業績ベース限定株式奨励プロトコル形式− |
| 10.28 | | 賠償契約書表(会社S-1表登録説明書添付ファイル10.16(第333-226011号文書参照)) |
| 10.29 | | Berry Petroleum Corporation，Oaktree Value Opportunities Fund Holdings，L.P.とOaktree Opportunities X Fund Holdings(デラウェア州)との間の株式購入プロトコルは，2018年7月17日(2018年7月30日に提出されたForm 8-K表10.2を参照して組み込む) |
| 10.30 | | Berry Petroleum CorporationとBenefit Street Partnersのいくつかの付属基金との間の株式購入契約は、2018年7月17日に別表1に追加された(2018年7月30日に提出されたテーブル8-Kの添付ファイル10.3を参照して組み込まれる) |
| 10.31 | | Berry Petroleum Company，LLCを借り手，Berry Petroleum Corporationを保証人，JPMorgan Chase Bank，N.A.を行政代理と開証行，およびある貸主が他の当事者と締結した信用協定として，日付は2021年8月26日(2021年8月27日に提出されたテーブル8-Kの添付ファイル10.1を参照して統合された) |
| 10.32 | | クレジット協定第1修正案は，期日は2021年12月8日であり，Berry Petroleum Company，LLCを借り手，Berry Petroleum Corporationを保証人として，JPMorgan Chase Bank，N.A.を行政代理と開証行として，いくつかの融資者と他の当事者(2021年12月10日に提出されたForm 8−Kの添付ファイル10.1参照により合併)である |
| 10.33 | | クレジット協定第2修正案は，期日は2022年5月2日であり，Berry Petroleum Company，LLCを借り手，Berry Corporation(Bry)を保証人として，JP Morgan Chase Bank，N.A.を行政代理と貸手当事者として(2022年5月4日に提出されたForm 10-Q四半期報告の添付ファイル10.6を参照して合併することにより) |
| 10.34 | | Berry Corporation(Bry)を保証人とし，Berry Petroleum Company，LLCを借り手，JPMorgan Chase Bank，N.A.を行政代理人と開証行，および貸金人との間で2022年5月27日に署名した信用協定第3改正案(2022年6月1日提出の表格8−Kの添付ファイル10.1を参照して統合したもの) |
| 10.35* | | C&J Well Services，LLCとCJ Berry Well Services Management，LLCは借り手，Tri Counties Bankは貸手として，2022年8月9日に締結された循環融資と保証契約，および2022年8月9日の関連本票 |
| 21.1* | | ベリー社の子会社リスト |
| | | | | | | | |
展示品番号 | | 説明する |
| 23.1* | | ピマウェイ有限責任会社は同意しました |
| 23.2* | | DeGolyerとMacNaughtonの同意は |
| 31.1* | | 2002年サバンズ·オキシリー法第302条による最高経営責任者の認証 |
| 31.2* | | 2002年サバンズ·オキシリー法第302条に基づく首席財務官の認証 |
32.1* | | 2002年のサバンズ·オキシリー法第906条に基づいて最高経営責任者と最高財務責任者証明書が発行された。 |
99.1* | | 2022年12月31日までのDeGolyerとMacNaughtonの報告 |
101.INS* | | 相互接続されたXBRLインスタンス文書(このインスタンス文書は、そのXBRLタグがイントラネットXBRL文書に埋め込まれているので、対話データファイルには現れない) |
101.SCH* | | イントラネットXBRL分類拡張アーキテクチャ文書 |
101.CAL* | | インラインXBRL分類拡張計算リンクライブラリ文書 |
101.DEF* | | インラインXBRL分類拡張Linkbase文書を定義する |
101.LAB* | | XBRL分類拡張タグLinkbaseデータドキュメントを連結する |
101.PRE* | | インラインXBRL分類拡張プレゼンテーションLinkbaseドキュメント |
| 104 | | 表紙相互データファイル(添付ファイル101に含まれるイントラネットXBRLのフォーマット) |
| | |
__________
(*)アーカイブを同封します。
(イ)管理契約又は補償計画又は手配をいう。
項目16.表格10-Kの概要
適用されません。
常用用語語彙
以下は、石油および天然ガス産業でよく使用される本報告で使用される可能性のある用語の略語および定義である
“AROs” 資産廃棄義務のこと。
“調整後EBITDA非GAAP財務測定基準であり、利息支出、所得税、減価償却、損失および償却前の収益、所定の派生製品決済から受信または支払いされた現金を差し引いた派生製品の収益または損失、減価、株式補償支出、およびあまり見られない項目として定義されている。
“調整後自由キャッシュフローそれの定義は運営キャッシュフローから定期固定配当金と維持資本を差し引くことだ。
“調整後の総務と行政費用非GAAP財務測定基準であり、非現金株式補償支出および非常に一般的で非一般的なコスト調整後の一般的および行政費用を差し引くと定義される。
“調整後純収益1種の非GAAP財務測定基準であり、所定のデリバティブ決済として受信または支払いされた現金、異常かつ非一般的な項目、および私たちの有効税率を用いてこれらの調整を行った所得税支出または収益を差し引いた後、デリバティブ収益または損失調整された純収益(損失)と定義される。
“アプリケーションプログラミングインタフェース重力とは石油液体の相対密度であり，度単位で米国石油学会が開発した比重スケールに基づいている。
“海の鉢“堆積岩の堆積が厚い広い領域のことです。
“Bbl油または他の液体炭化水素を指すための、油または他の液体炭化水素を指すための、タンクまたは42米国ガロンの液体体積を意味する。
“Bcf“10億立方フィートを意味し、天然ガス体積の計量単位である。
“ボライム“アメリカの土地管理局にとっては
“イギリス中央銀行バレル油当量を指し、1バレルの石油、凝縮油または天然ガス液体と6立方フィート天然ガスの比率を用いて決定する。
“BoE/d“毎日のboeのことです。
“ブレント原油“北海イギリスブレント油田で生産された軽質低硫黄原油1バレル当たりのドル支払いの参考価格のことです。
“b図は1ポンドの水を海面上で1華氏度上昇させるのに必要なエネルギーの測定単位を意味する。
“総量規制と取引2006年に地球温暖化ソリューション法案がカリフォルニア州に設立された全州範囲の計画であり，2013年から温室効果ガス排出を開始し，現在2030年まで延長されている強制実行可能な遵守義務について概説した。
“清浄水規則“とは、米国環境保護庁と米国陸軍工程兵団が2015年8月に発表した規定であり、連邦の湿地や他のタイプの水域に対する管轄権範囲を拡大している。
“成し遂げる“石油や天然ガスを生産するために恒久的な設備を設置することを意味する。
“凝析油原始貯蔵層温度および圧力下で気相中に存在する炭化水素混合物を意味するが、製造時には、表面圧力および温度で液体中である。
“CPCPU Cカリフォルニア州公共事業委員会の略です。
“副署長と補佐署長“減価償却、枯渇、償却のこと。
“掘削を開発する” or “開発井“とは、以前に発見された油田において既知の産油層に掘削された井戸を指し、通常、石油および天然ガスリース上の産油井を同一または隣接して相殺する。
“珪藻土“とは、主に珪藻貝殻からなる堆積岩を指す。
“差動石油または天然ガスの品質および/または位置の違いを反映するために、石油または天然ガスの価格が既定のスポット市場価格から調整されることを意味する。
“下間距離“は、よりよく石油ガス貯蔵を開発するために、既知の生産井の間により多くの井戸を掘削することを意味する。
“HSE”は健康、安全、環境の略である。
“環境保護局アメリカ環境保護局の略です。
“仕事がしやすい“1株当たりの収益の略です。
“探査活動“とは、開発の将来性または事業および掘削掘削を含む石油および天然ガス作業の初期段階を意味する。
“FASB“財務会計基準委員会の略です。
“フィールド.フィールド“は、同一の地質構造的特徴または地層条件に集中しているか、またはそれに関連する1つ以上のダムからなる区域を意味する。
“形成する“近くの岩とは異なる明らかな特徴を持つ岩のこと。
“圧裂する岩石内部で機械的に変質岩石中の葉理や分解に関係なく亀裂や表面破裂を引き起こし，細孔を連結することで岩石の透過性を増強することである。
“会計原則を公認する“アメリカ公認会計原則の略です。
“ガス.ガス” or “天然ガス地下ダムに自然に存在する比較的軽い炭化水素および関連する非炭化水素物質を意味し、大気条件下では、これらの物質は実質的にガスであるが、液体を含む可能性がある。
“温室効果ガス” or “温室効果ガス温室効果ガスの略です。
“総エーカー” or “グロス·ウェルズ“私たちが運営権を持っている総エーカーや井戸のこと。
“生産部門が保有する“鉱物賃貸契約がカバーする面積を指し、当該物件が生産する石油又は天然ガスの最低支払量がゼロである限り、当該賃貸約は、会社が当該物件を経営する権利を永久に保留することができる。
“ヘンリー·ハッブルルイジアナ州エーラス天然ガスパイプラインシステムの配送センターです。
“水力圧裂これは、高圧下で流体と支持剤(通常は砂)との混合物を地層に押し込むことによって生産を刺激するプロセスを意味する。これは貯留岩に人工亀裂が生じ，浸透率が増加する。
“水平掘削“横に潜り込んだ井筒のことだ。
“暗号化掘削“とは、油層をより十分に排出するために、既存の井戸距離よりも小さい場合にもう1つまたは複数の井戸を掘削することを意味する。
“井戸を注げる水、ガスまたは蒸気を注入する井戸を意味し、その主な目標は、一般に、貯留層圧力を維持し、および/または炭化水素採収率を増加させることである。
“IORこれは石油の収率を向上させることを意味する。
“初公募株” 初公募株の略です
“LCFS低炭素燃料基準の略です。
“賃貸借証書“とは、石油または天然ガス資産の全部または一部の権益を意味し、任意またはすべてのレンタル料、ボーナス、および特許使用料と交換するために、すべての人の掘削、生産、および石油および天然ガスの販売を許可することを意味する。賃貸契約は、通常、個人土地所有者から取得された(有料賃貸)と、連邦と州政府から得られた土地面積である。
“ロンドン銀行の同業借り換え金利ロンドン銀行間の同業借り換え金利の略です。
“mbBLL“1，000バレルの石油、凝縮油、または天然ガス凝縮油のこと。
“mb船荷証券/日“は毎日MBblを表します。
“mboe”とは1000バレルの油当量を意味する。
“mboe/d“毎日のmboeという意味です。
“mCf“1000立方フィートのことで、天然ガスの体積の計量単位です。
“MMBBLL“100万バレルの石油、凝縮油、天然ガスのこと。
Mmboeとは100万バレルの油当量を意味する。
“MMB図は“100万個のBTUのことです。
“MMBTU/d“毎日MMMTUのことです。
“うんCf“100万立方フィートのことで、天然ガスの体積の計量単位です。
“うんCf/d“毎日のMmcfを表す.
“メガワット“メガワットという意味です。
“MWHs“メガワット時という意味です
“ナスダック“ナスダックの世界的な精選市場のことだ。
““国家環境政策法”国家環境政策法案の略であり，石油と天然ガス生産活動の連邦土地への環境影響の詳細な評価を要求している。
“純エーカー” or “きれいな井戸“とは、総エーカーまたは油井内に所有されている断片的な作業権益の総和を指し、整数およびその点数で表される。
“純営業利息“は、すべての作業利益、すべての特許権使用料、最高特許権使用料、非参加性特許権使用料、純利益利息、または石油および天然ガス生産の同様の負担を差し引くことを意味する。
“NGA天然ガス法案の略です
“NGL” or “NGL“は、天然ガス液体、すなわち天然ガスに含まれる炭化水素液体を意味する。
“NRI純営業利息の略です
“ニューヨーク商品取引所“ニューヨーク商品取引所のこと。
“石油.石油“原油や凝固油のこと。
“オペック石油輸出国機構の略です。
“演算子“とは、油井又は天然ガス井の探査、開発及び生産又はレンタルについて、仕事の利益所有者に責任を負う個人又は会社をいう。
“場外取引” 場外取引という意味です
“友人たち“プロジェクト承認書の略です。
“PCAOB上場企業会計監督委員会の略です。
“PDNP明らかになった開発非生産の略です。
“PDP.PDP“開発生産を明らかにする略です。
“浸透性“は、岩石が液体を輸送する能力、または岩石能力の測定を意味する。
“遊びに行く“地域に分布する石油と天然ガスの集積地域のことです。資源区の特徴は連続的で、空中の広範な石油·ガス集積である。
“PPA“電気購入協定の略です。
“生産コスト“とは、油井及び関連設備及び施設を操作·維持するコストを指し、設備及び施設の減価償却及び適用を支援する運営コスト、並びにこれらの油井及び関連設備及び施設の運営及び維持を支援する他のコストを含む。生産コストの完全な定義については、米国証券取引委員会のS-X規則第4-10(A)(20)条を参照されたい。
“多収型井戸“とは、石油、天然ガスまたは天然ガスを生産している油井または生産可能な油井を意味する。
“支持剤“とは、水力圧裂処理後に、亀裂が開いた大きさの粒子を維持するために、圧裂液と混合することを意味する。
“展望“とは、支持地質、地球物理または他のデータ、および合理的に予想される価格およびコストを用いた初歩的な経済分析に基づいて、商業炭化水素発見の潜在力を有すると考えられる特定の地理的地域を意味する。
“埋蔵量が明らかになりました“とは、既存の設備および作業方法の下で、既存の油井を介して回収可能な貯蔵量を意味する。
“生産埋蔵量の開発が明らかになった“とは、既存の設備や作業方法を利用して既存の油井で採掘された埋蔵量を意味する。
“埋蔵量が明らかになった“石油、天然ガスと天然ガス液体の推定数量であり、地球科学と工学データの分析を通じて、合理的に確定的に推定することができ、ある特定の日から、既知の油貯蔵層から、既存の経済条件、経営方法と政府条例の下で、経営権を提供する契約が満了する前に、石油、天然ガスと天然ガス液体の推定数量は経済的に実行可能であり、確定的な方法を採用しても確率方法で推定しても、継続期間は合理的に確定されているという証拠がない。炭化水素を採掘するプロジェクトはすでに開始されなければならないし、オペレータはそれが合理的な時間内にこのプロジェクトを開始することを合理的に決定しなければならない。
“明らかにされていない未開発掘削場所“は、未開発埋蔵量が明らかになった地点を回収するために、ピッチ規則に適合した場合に開発井を掘削することができることを意味する。
“未開発埋蔵量が明らかになった” or “プリン“埋蔵量が明らかになったことで、掘削面積のない新しい油井や、再井戸の既存の油井から回収するために大きな支出が必要になると予想される。未掘削面積の埋蔵量は、掘削時に生産量を合理的に確定する開発間隔を直接相殺することに限られ、信頼できる技術を使用する証拠が存在しない限り、より遠い距離で経済生産が合理的であることを証明した。5年以内に掘削が予定されていることを示す開発計画が採択された場合にのみ、未掘削地点は明らかにされた未開発埋蔵量に分類され、具体的な状況が証明されない限り期間を延長することができる。未開発埋蔵量の推定は、注液または他の改良採掘技術の適用を考慮した任意の面積によるものではなく、これらの技術が同一の油貯蔵または同様の油貯蔵の実際のプロジェクトによって有効であることが証明されていない限り、または信頼できる技術を使用して合理的な確実性を確立する他の証拠によって有効であることが証明されなければならないことが明らかになった。
“PSU“業績に基づく限定的な株式単位のこと
“PV-10非公認会計基準の財務指標であり、すでに明らかにされた石油と天然ガス埋蔵量の将来の現金流入の現在値を代表し、未来の開発と生産コストを減算し、10%の年利で割引して、未来のキャッシュフローの時間スケジュールを反映し、アメリカ証券取引委員会が規定した当期定価仮定を使用する。この計測には所得税の影響は含まれていないが，会社が他社と比較したうえで，異なる時期における相対的価値の指示的表示を提供していることは確かである。
“QF“条件に合った施設のこと。
“実現済み価格“は、スポット市場価格から予想されるすべての品質、輸送、および需要調整を差し引くことを意味する。
“合理的確実性“高い自信を意味する。合理的確実性の完全な定義については、米国証券取引委員会S-X規則第4-10(A)(24)条を参照されたい。
“再完成する以前に完了した井戸の地層以外の地層で既存の井筒の生産を完了することを意味する。
“相対TSR“株主の相対的な総リターンのことです。
“埋蔵量“とは、ある特定の日に、既知の鉱物に対して開発プロジェクトを実施することにより、経済的に生産可能な石油、天然ガス、関連物質の推定残量を予測することである。さらに、生産の合法的な権利または生産中の収入利益、石油および天然ガスまたは関連物質を市場に輸送する設置された手段、およびプロジェクトを実施するために必要なすべての許可および融資が存在するか、または合理的に予想されなければならない。貯蔵量は、これらの油ガス貯蔵が浸透し、経済的に生産可能であると評価されるまで、主な閉鎖可能な断層によって分離された隣接油ガス貯蔵に分配されてはならない。貯蔵量を非生産油貯蔵の既知の油貯蔵から明らかに分離された地域に分配すべきではない(すなわち、油貯蔵がなく、油貯蔵構造が低い或いはテスト結果が陰性である)。これらの地域には潜在的な資源(すなわち発見されていない堆積物から潜在的に採掘可能な資源)が含まれている可能性がある。
“ダム.ダム可採天然ガス及び/又は石油の自然蓄積を含み、不透水性岩石又は水バリアの制限を受け、独立して、他の貯蔵層から分離された多孔質で透過性の地下地層を指す。
“資源“とは、自然堆積中に存在する石油と天然ガスの数を見積もることです。資源の一部は回収可能であり、他の部分は回収不可能であると考えることができる。資源は発見されたものと未発見のものも含む。
“印税“とは、鉱業権所有者に支払われるシェアを指し、石油と天然ガスの生産·販売の毛収入のパーセンテージで表され、影響を受けた油井の掘削、完成、運営に関連する費用の影響を受けない。
“特許権使用料権利“とは、石油と天然ガス財産における権益を指し、探査、開発、生産運営のコストを発生させることなく、所有者に石油と天然ガス生産を共有させる権利を有する。
“RSU“限定株式単位の略です
“SARS”は株式付加価値権の略である
“アメリカ証券取引委員会定価“とは、米国証券取引委員会の現行ガイドラインおよび会計規則に基づいて決定された石油および天然ガス価格パラメータに基づいて計算される価格であり、この規則は、所与の日までの12ヶ月の毎月の石油および天然ガス価格の未加重算術平均に基づく。
“地震データ地球にエネルギー波を送信し、波反射を記録して地下岩層のタイプ、大きさ、形状、および深さを示す探査方法によって生成されたデータを意味する。2次元地震は2次元情報を提供し、3次元地震は3次元ビューを提供する。
“間隔.間隔“とは、同じ油層の油井間の距離のことだ。間隔は通常40エーカーのような単位であり、通常は監督管理機関によって決定される。
“サイダーが氾濫する“サイクルや連続注気のことです。
“標準化測定“お歳暮価格を明らかにされた埋蔵量の将来の生産量推定に適用することで推定される将来の現金流量純額を割引すること。将来の現金流入は、期末コストから推定された将来の生産·開発コストを減算し、税引前現金流入を決定する。将来所得税(適用される場合)は、石油と天然ガス資産税の前に現金が私たちの税ベースを超えた部分に法定税率を適用することで計算されます。将来所得税後の現金純流入は10%の年間割引率を用いて割引される。
“刺激岩石内部で機械的に変質岩石中の葉理や分解に関係なく亀裂や表面破裂を引き起こし，細孔を連結することで岩石の透過性を増強することである。
“脱衣定価米国証券取引委員会の現在のガイドラインおよび会計規則を用いて決定された石油および天然ガス価格パラメータを用いて計算される価格を指すが、ある所与の日に基づいて有効な大陸間取引所(ブレント)石油およびニューヨーク商品取引所のHenry Hub天然ガス契約の平均価格は、その日までの市場予想を反映する価格は含まれていない。
“スーパーファンド“はCERLAのよく知られている用語です。
“UIC地下注水制御プログラムの略です。
“非通常資源遊び方“従来の垂直井戸採掘以外の方法を用いた資源ゲームのことである。非定常資源は低透過率の貯留層に閉じ込められており，これは石油や天然ガスが少ないか，あるいは岩石を介して井筒に流入する能力が全くないことを意味する例を引く非常規石油資源は油シェール、オイルサンド、超縮合油、ガス製油と石炭製油を含む
“未開発面積“掘削や完成していない油井のレンタルエーカーのことで、これらの面積に明らかにされた埋蔵量が含まれているかどうかにかかわらず、商業数量の石油と天然ガスを生産することができる。
“職場.職場“とは、単独の財産権益を考慮することなく開発および運営を行うために、単一の領域ではなく、1つの油貯蔵層または油田のすべてまたは実質的にすべての権益を統合することを意味する。さらに、統合協定が含まれている地域。
“埋蔵量を明らかにしていない“とは、明らかにされた埋蔵量よりも不確定と考えられる埋蔵量のこと。採掘可能性の不確実性が徐々に増加し、可能な埋蔵量と可能な埋蔵量を含むように、埋蔵量をさらに細分化することができることは明らかではない。
“井筒完成した油井に自然資源を生産するために配備されたドリルの穴を指す。井戸や井目とも呼ばれる。
“仕事の利益“石油·天然ガス賃貸権における権益を指し、所有者は自費でリース財産上で掘削と生産作業を行い、土地所有者の特許使用料、任意の最も重要な特許権使用料、生産コスト、税収およびその他のコストを差し引いた後、その権益に起因する純収入を得る権利がある。
“井戸を掘る“生産井を維持して生産量を回復または増加させることを意味する。
“WST油井刺激治療の略です
“WTI“西テキサス中質油のことです。
サイン
1934年“証券取引法”第13又は15(D)節の要求に基づいて、登録者は、次の署名者が代表して本報告書に署名することを正式に許可した。
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| | バリー社(Berry Corporation) |
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| 日付： | 2023年2月27日 | /s/フェルナンド·アロホ |
| | フェルナンド·アロホ |
| | 最高経営責任者 |
本報告は、1934年の証券取引法の要求に基づき、以下の者によって登録者として指定日に署名された。
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| 日取り | サイン | タイトル |
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| 2023年2月27日 | /s/フェルナンド·アロホ | 最高経営責任者 |
| フェルナンド·アロホ | (首席行政主任) |
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| 2023年2月27日 | /s/M.S.舵手 | 総裁副首席財務官兼
首席会計官 |
| マイケル·S·ヘルム | (首席財務官と
首席会計官) |
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| 2023年2月27日 | /s/A.T.スミス | 執行議長 |
| A.T.トレム·スミス | |
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| 2023年2月27日 | /s/Cary Baetz | 役員.取締役 |
| ゲイリー·ベイツ | |
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| 2023年2月27日 | /s/ルネ·ホーンベック | 役員.取締役 |
| ルネ·ホーンベック | |
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| 2023年2月27日 | アニー·L·マリウッチ | 役員.取締役 |
| アニー·L·マリウッチ | |
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| 2023年2月27日 | /ドナルド·L·ポール | 役員.取締役 |
| ドナルド·L·ポール | |
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| 2023年2月27日 | /s/Rajath Shourie | 役員.取締役 |
| ラジャース·シュリー | |
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