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美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | | 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告 |
截至本財政年度止12月31日, 2023
或
| | | | | | | | |
| ☐ | | 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的過渡報告 |
從_
委員會文件編號：001-38606
BERRY CORPORATION（BRY）
(註冊人的確切姓名載於其章程)
| | | | | | | | |
特拉華州 （註冊或組織國） | | 81-5410470 (國際税務局僱主身分證號碼) |
達拉斯公園大道16000號, 500套房
達拉斯, 德克薩斯州75248
(661) 616-3900
（主要行政辦公室地址，包括郵政編碼
註冊人的電話號碼，包括區號）：
根據該法第12(B)節登記的證券：
| | | | | | | | |
每個班級的標題 普通股，每股票面價值0.001美元 | 交易符號 Bry | 註冊的每個交易所的名稱 納斯達克全球精選市場 |
根據該法第12(G)節登記的證券：無
如果註冊人是一個著名的經驗豐富的發行人，則通過複選標記進行註冊，如《證券法》第405條所定義。 是的 ☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。是☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短期限內)提交了1934年《證券交易法》第13或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。是 ☒ 沒有
用複選標記表示註冊人是否已在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T法規(第232.405節)第405條規則要求提交的每個交互數據文件。是 ☒--沒有☐
用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。請參閲《交易法》第12B-2條規則中對“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
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大型數據庫加速了文件管理器的使用☐ | | 加速文件管理器☒ | | 非加速文件管理器☐ | | 規模較小的新聞報道公司☐ |
*新興成長型公司☐ | | | | | | |
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。☐
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐
用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如該法第12b-2條所界定)。是☐不是，不是。☒
非關聯公司持有的有投票權和無投票權普通股的總市值，是根據登記人最近完成的第二財季的最後一個營業日普通股的最後出售價格計算的，總市值為#美元。449.8百萬美元。
截至2024年2月29日已發行普通股的股票：包括：*。76,333,111
以引用方式併入的文件
本公司與股東年度大會（將於2024年5月23日舉行）有關的最終委託書將在本公司截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內提交給美國證券交易委員會，並在本文所述的範圍內通過引用納入第三部分。
目錄表 | | | | | |
第一部分 | |
項目1和2.業務和物業 | 1 |
我公司 | 1 |
貝瑞的優勢 | 3 |
我們的業務策略 | 4 |
我們的資本計劃 | 6 |
我們的業務領域—E & P | 7 |
我們的良好服務和廢棄業務 | 9 |
我們的資產和生產信息 | 10 |
我們的儲備 | 12 |
回收方法和銷售安排 | 22 |
物業的標題 | 24 |
競爭 | 24 |
季節性 | 25 |
監管事項 | 25 |
人力資本資源 | 38 |
企業信息 | 39 |
第1A項。風險因素 | 40 |
項目1B。未解決的員工意見 | 69 |
項目1C。網絡安全 | 69 |
項目3.法律訴訟 | 71 |
項目4.礦山安全信息披露 | 72 |
第II部 | |
項目5.登記人普通股的市場、相關股東事項和發行人購買股權證券 | 73 |
項目6.保留 | 74 |
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析 | 75 |
高管概述 | 75 |
我們如何規劃和評估運營 | 77 |
營商環境、市場狀況及展望 | 79 |
通貨膨脹率 | 82 |
某些運營和財務信息 | 83 |
| |
經營成果 | 85 |
流動性與資本資源 | 89 |
資產負債表分析 | 97 |
非公認會計準則財務指標 | 98 |
| |
關鍵會計政策和估算 | 103 |
| |
有關前瞻性陳述的注意事項 | 106 |
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露 | 109 |
項目8.財務報表和補充數據 | 111 |
財務報表和補充數據索引 | 111 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 112 |
| | | | | |
合併資產負債表 | 115 |
合併業務報表 | 116 |
股東權益合併報表 | 117 |
合併現金流量表 | 118 |
合併財務報表附註 | 119 |
補充石油和天然氣數據（未經審計） | 151 |
項目9.會計和財務披露方面的變更和與會計師的分歧 | 157 |
第9A項。控制和程序 | 157 |
項目9B。其他信息 | 158 |
第三部分 | |
項目10.董事、高級管理人員和公司治理 | 159 |
項目11.高管薪酬 | 159 |
項目12.某些受益所有人和管理層的擔保所有權 | 159 |
第十三項特定關係和關聯交易與董事獨立性 | 160 |
項目14.主要會計費用和服務 | 160 |
第IV部 | |
項目15.展品 | 161 |
項目16.表格10-K摘要 | 165 |
常用術語詞彙 | 166 |
簽名 | 173 |
本報告中提出的財務資料和某些其他資料已四捨五入為最接近的整數或最接近的小數。因此，一列數字的總和可能與本報告某些表格中為該列提供的總數不完全一致。此外，本報告中提出的某些百分比反映了根據四捨五入前的基本信息進行的計算，因此，可能與相關計算基於四捨五入的數字得出的百分比不完全一致，或可能因四捨五入而不符合總和。
第一部分
項目1和2.業務和物業
“貝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，這是一家特拉華州的公司，是其特拉華州有限責任公司子公司的唯一成員：(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)和(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”，連同C&J Management，“CJWS”)。當我們在本報告中使用“我們”、“貝瑞”、“公司”或類似的詞語時，根據上下文，我們指的是貝瑞公司及其子公司貝瑞有限責任公司、C&J管理公司和C&J公司。截至2023年9月15日，貝瑞有限責任公司還擁有麥克弗森能源有限責任公司(前身為麥克弗森能源公司)及其子公司(“麥克弗森能源公司”)。
我公司
我們是一家價值驅動的美國西部獨立上游能源公司，專注於陸上、低地質風險、長期石油和天然氣儲量。我們經營兩個業務部門：(I)勘探和生產(“勘探和生產”)和(Ii)油井服務和廢棄。我們的勘探和開發資產位於加利福尼亞州和猶他州，具有石油含量高的特點，主要位於人口較少的農村地區。我們的加州資產在聖華金盆地(100%石油)，而猶他州的資產在烏伊塔盆地(60%石油和40%天然氣)。
至於我們在加州的勘探和勘探業務，我們專注於常規的淺層油藏。與非常規資源相比，此類油井的鑽井和完井成本相對較低。加州石油市場主要與受布倫特原油影響的定價掛鈎，後者通常實現了相對於西德克薩斯中質原油(WTI)的溢價。我們在加州的所有資產都位於聖華金盆地富含石油的儲油層中，該盆地有150多年的生產歷史，仍有大量石油儲量。由於盆地漫長的生產歷史所產生的數據，其儲集層特徵和低地質風險機會通常被很好地理解。
2023年9月，我們完成了對麥克弗森能源公司(Macpherson Energy)的收購，這是一傢俬人持股的加利福尼亞州克恩縣運營商。麥克弗森能源公司的資產是高質量、低遞減的產油資產，位於加利福尼亞州克恩縣農村的現有Berry資產附近。2023年12月，我們在加利福尼亞州克恩縣獲得了額外的、高度協同的工作權益。這些資產與我們收購增值、生產補充物的戰略相一致，以支持我們的目標，即保持每年的單位產量。
我們在猶他州也有上游資產，位於烏伊塔盆地，在4000英尺到8000英尺的深度生產石油和天然氣。我們對現有的種植面積(99,000英畝)擁有高度的運營控制權，這為額外的開發和重新完成提供了巨大的上行空間。
在我們的油井維修和報廢部門，我們經營着加州最大的上游油井維修和報廢業務之一，其運營名稱為C&J C&J為加州的石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，包括油井維修和水物流。此外，C&J在油井的生產壽命結束時對油井進行封堵和廢棄服務，我們相信這將基於加州閒置油井的巨大市場為貝瑞創造一個戰略增長機會。
我們戰略的核心是通過產生超出運營成本的大量自由現金流來創造價值，同時優化資本效率。在這樣做的過程中，我們尋求通過整體回報實現股東價值最大化。自2018年7月首次公開招股(IPO)以來，我們展示了我們對
股東價值最大化，並通過分紅和股份回購向股東返還大量自由現金流。我們還進行了能增加現金流的收購。
我們的股東回報模式於2022年1月1日生效，我們最近一次更新分配是在2023年初。具體地説，2023年，調整後自由現金流量的年度累計分配最初設定為(A)80%，主要以債務回購、股票回購、戰略增長和收購生產補充性資產的形式；以及(B)20%的可變股息形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的條件和情況來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、業務狀況和其他因素。我們在2023年的調整後自由現金流為9,700萬美元，其中1,900萬美元(約20%)用於支付可變現金股息，1,000萬美元用於股票回購，5,100萬美元用於補充性收購，最引人注目的是麥克弗森收購，其餘1,700萬美元用於其他收購和非E&P資本。於2023年，在落實於2024年3月宣佈的2023年第四季度股息後，我們將直接向股東返還總計6500萬美元，其中包括：(I)1900萬美元的浮動現金股息，(Ii)3600萬美元的固定現金股息和(Iii)1000萬美元的股票回購。
這一股東回報模式很簡單，表明我們致力於優化自由現金流配置和股東的長期回報，包括通過增強現金流和減少債務來去槓桿化。作為我們戰略的一部分，我們機會主義地考慮補充性收購，這有助於我們維持現有產量的目標(特別是在當前監管環境下，因為獲得新油井鑽探許可的能力受到限制)，甚至可能適度增加產量。根據規模的不同，補充性收購可能全部或部分來自資本支出的重新分配，作為增加調整後自由現金流的一種方式，並可能利用股東回報模型中規定的80%的調整後自由現金流。
我們根據行業狀況、經營業績和其他因素不時審查我們的股東回報模式下的分配。2024年，我們更新了調整後自由現金流量的定義，這是一種非公認會計準則衡量標準，即運營現金流量減去定期固定股息和資本支出。2022年和2023年，調整後自由現金流的定義是運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指維持石油及天然氣年產量大致相同所需的資本支出，定義為資本支出，在適用時不包括(I)與戰略業務擴張有關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離油氣資產及任何勘探及開發活動，以提高產量以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本支出；(Iii)與輔助可持續發展措施相關的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。以前期間調整後的自由現金流量沒有針對更新的定義進行追溯調整。調整後自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購、補充性收購或其他增長機會或其他可自由支配支出，因為我們有未從這一衡量標準中扣除的非可自由支配支出。調整後的自由現金流量是一種非公認會計準則的財務計量。請參閲“非GAAP財務計量”，以對經營活動提供的現金(我們根據GAAP計算和列報的最直接可比財務計量)與調整後自由現金流量的非GAAP財務計量進行對賬。
我們相信，在我們以石油為主的低下滑生產基地成功執行我們的戰略，再加上具有吸引力的全週期經濟的已確定的鑽井、側鑽和修井地點的廣泛庫存，將支持我們產生自由現金流的目標，這將為我們的運營提供資金，優化資本效率並最大化股東價值。我們還努力保持適當的流動性狀況和可管理的槓桿狀況，使我們能夠通過大宗商品價格週期和收購來探索有吸引力的有機和戰略增長。除了高效和戰略性地運營和開發我們的現有資產外，我們還尋求收購增值、生產補充性物業，以補充我們現有的業務，增強我們的現金流，並使我們能夠進一步推進我們的戰略，即在必要的許可證和批准的發放延遲的情況下，保持產量基本持平。如需瞭解更多信息，請參閲《監管事項
--石油和天然氣行業的監管。我們的戰略包括主動參與推動我們行業和影響我們運營的多種力量，無論是積極的還是消極的，以最大限度地利用我們的資產，為股東創造價值，並支持與更安全、更高效和更低排放的運營相一致的環境目標。
貝瑞的優勢
我們戰略的核心是產生超出運營成本的可持續自由現金流，同時優化資本效率和成本結構，將運營安全和合規性作為首要任務。我們擁有明顯的競爭優勢，這些優勢已經為我們的業務戰略的執行做出了貢獻，我們相信這些優勢將繼續做出貢獻。除了高效和戰略性地運營和開發我們的現有資產外，我們還尋求收購增值、生產補充性物業，以補充我們現有的業務，增強我們的現金流，並使我們能夠進一步推進我們的戰略，即保持產量基本持平。我們還努力保持適當的流動性狀況和可管理的槓桿狀況，使我們能夠通過大宗商品價格週期探索有吸引力的增長機會，無論是有機的還是通過戰略收購機會。
•穩定、長期、石油加權的常規資產基礎，產量遞減率低且可預測。我們幾乎所有的利益都集中在幾十年來生產石油和天然氣的資產上。因此，大多數地質和儲層特徵都得到了很好的瞭解，開發井的結果通常是可預測和可重複的，因此比非常規資源開發的風險更低。我們的物業的特點是儲量壽命長，產量遞減率低，開發成本結構穩定，地質風險低，開發鑽探機會可預測生產情況。目前，我們的公司年平均下降率為11%-14%。我們還一直保持着大量的新鑽探、側鑽和修井機會的庫存，這使我們能夠抵消自然遞減率，並幫助保持產量年復一年基本持平，前提是我們及時獲得開發活動許可。在加利福尼亞州，我們現有油井的基礎生產需要有限的維護資金才能繼續生產。剩餘的產量來自鑽探新油井和側鑽、現有油井的修井，偶爾還來自收購生產錨固性資產。2023年，我們的基地產量佔我們總產量的95%。我們的資產性質也為我們提供了巨大的資本靈活性，並有能力有效地對衝未來預期產量的大量資金。
•廣泛的低地質風險鑽探機會庫存，具有誘人的全週期經濟性、高度的運營控制力和資本靈活性。從歷史上看，我們能夠在典型的大宗商品價格週期中產生誘人的回報率和正的自由現金流。例如，我們在加州已探明的未開發(“PUD”)儲量預計平均單井回報率約為100%。基於DeGolyer和MacNaughton在我們截至2023年12月31日的美國證券交易委員會儲備報告中準備的假設。此外，我們目前運營着約98%的生產井，我們預計我們確定的總鑽探地點將繼續保持這一水平的運營效率。目前，我們的大部分種植面積由生產或作為手續費利息持有，其中包括我們在加州91%的種植面積。我們對物業的高度控制使我們在執行開發計劃時具有靈活性，包括資本支出、技術改進和產品營銷的時機、金額和分配。此外，與許多主要從事非傳統業務的同行不同，開發和生產我們的資產所需的設備通常更加標準化和可用，這為我們提供了一定程度的保護，以抵禦服務成本上漲的壓力。我們高度的運營控制和廣泛的低地質風險鑽探機會庫存以及具有吸引力的全週期經濟，使我們能夠迅速在新鑽探和側鑽和修井之間進行資本分配，以應對監管延遲或其他因素，在不確定的市場和監管環境中提供進一步的穩定性，並在典型的大宗商品價格週期中產生可觀的現金流。
•適當的流動資金和最低限度的合同義務。自.起2023年12月31日，我們有1.71億美元的流動資金，其中包括500萬美元的現金和1.66億美元的可供借款
循環信貸安排。此外，我們在這兩個業務部門的長期服務和購買承諾都很少，從而為償還債務帶來了穩定的收入。我們也有固定數量的交付承諾，我們將以市場價格購買運營所需的天然氣，從而有助於穩定費用。這種流動性和靈活性使我們能夠利用可能出現的機會進行戰略收購，就像我們在2023年進行補充性收購時所做的那樣。利用生產帶來的強勁現金流，我們在第四季度初支付了與第三季度收購麥克弗森相關的RBL餘額。然後，我們在年底使用了大約3000萬美元的RBL來資助我們的第二次補強。
•優質商品市場。美國西部的石油和天然氣交易價格往往高於美國其他市場。我們的大部分收入來自受布倫特原油影響的加州油價。加州煉油商大約75%的需求從歐佩克+國家和其他水運來源進口，因此加州的價格與布倫特原油價格的相關性比與西德克薩斯中質原油的相關性更密切。我們相信，獲得受布倫特原油影響的定價有助於我們繼續在加州實現強勁的現金利潤率。
•經驗豐富、經驗豐富、有原則、有紀律的管理團隊。我們的管理團隊在經營和管理眾多國內和國際盆地的石油和天然氣業務以及油藏和採油類型方面擁有豐富的經驗。我們利用我們的技術、運營和戰略管理經驗來優化我們的資產和公司的價值。我們致力於在正的自由現金流範圍內運營，並保持可管理的槓桿狀況，同時通過大宗商品價格週期探索有吸引力的有機和戰略增長機會，並努力保持我們的年復一年的生產水平，提高我們儲備的價值。為此，我們的管理團隊對開發和運營成本管理、油田開發效率以及將成熟的技術和流程應用於我們的物業採取了嚴格的方法，以產生持續的生命週期成本優勢。
我們的業務策略
我們業務戰略的主要內容包括：
•通過產生超過運營成本的大量可持續自由現金流來創造價值，並優化我們對股東的回報。我們通過投資於我們的業務以保持長期價值和實現卓越的運營來執行我們的戰略，專注於資本效率，目標是成為最具成本效益的生產商，保持生產基本持平，並繼續合規和安全。此外，我們尋求在大宗商品價格週期中保持資產負債表的強勢和靈活性。 我們相信，在我們以石油為主的低下滑生產基地成功執行我們的戰略，再加上確定的鑽井、側鑽和修井地點的廣泛庫存以及具有吸引力的全週期經濟，將支持我們的目標，即保持產量與去年基本持平，產生超出運營成本的自由現金流，並優化股東回報。作為這一戰略的補充，管理層將重點放在整個公司的成本削減舉措上，同時保持我們的健康、安全和環境(“HSE”)標準。我們還努力保持可管理的槓桿率狀況，以及1.0x至1.5x或更低的長期、貫穿週期的槓桿率。
•評估並戰略性地尋求收購機會。我們尋求收購石油和天然氣資產，以補充我們的業務，提供提高產量的發展機會，滿足我們的增長標準，並增強我們的現金流。我們的資本靈活性支持這一目標，收購麥克弗森就是例證。我們歷來追求並將繼續追求補充性收購，以支持我們的目標，即在當前的E&P監管環境下保持或適度增長我們現有的生產量，提高我們的資本效率，並實現運營和公司協同效應。我們相信，我們廣泛的流域經驗和關係使我們在我們擁有運營和技術專長的地區尋找戰略收購機會方面具有競爭優勢
加強我們在現有或附近盆地的地位。我們還在探索機會，以擴大我們在加州油井維修和廢棄行業的市場份額。根據CalGEM的數據，加州大約有34,000口閒置油井需要測試、維修或封堵，其中包括5,300多口廢棄和孤立的油井，這些油井將得到補救或封堵。
•通過優化鑽井、完井和生產技術，並調查已知生產區以外的儲層和區域，最大限度地從我們的資產中最終回收碳氫化合物。在繼續利用成熟的技術和技術的同時，我們也不斷尋求提高我們的鑽井、完井和生產技術的效率，以優化最終的資源回收率、回報率和現金流。我們打算繼續推進和使用創新的採油和其他採油技術，以釋放額外的價值，並將資本分配給這些我們認為將對我們的業務產生增值的下一代技術。此外，我們打算利用我們運營的盆地的未開發優勢，擴大我們對現有正在生產的油氣藏之下的面積和鄰近面積的油氣藏的地質調查。通過這些研究，我們將尋求將我們的開發擴展到我們已知的生產地區之外，以便以具有吸引力的綜合成本將可能的和可能的儲量增加到我們的庫存中。我們努力通過利用我們員工的專業知識在我們穩健的資產中發現或創造新的機會，來優化我們的產量和增加我們的儲量。
•通過積極和持續的對衝計劃，提高未來現金流的穩定性和可見性。我們的對衝策略旨在通過確保生產的價格變現和現金流，使我們的資本計劃免受價格波動的影響。我們利用大宗商品定價前景和對市場基本面的瞭解來更好地保護我們的現金流；我們對原油和天然氣生產進行對衝以防範石油和天然氣價格下跌，我們對天然氣購買進行對衝以保護我們的運營費用不受價格上漲的影響。我們還尋求通過固定價格的天然氣採購協議和管道運力協議來保護我們的運營費用，這些協議將天然氣從落基山脈運輸到我們在加州的資產，這有助於減少我們受到燃料氣購買價格波動的影響。隨着市場狀況的變化，我們不斷審查我們的對衝計劃，並利用廣泛的市場數據和分析做出我們的對衝決定，同時滿足我們循環信貸安排的石油對衝要求。
•積極和協作地參與與法規、HSE事務和社區關係相關的事務。我們尋求在整個規則制定過程中與監管機構和立法者合作，努力將新立法和法規可能對我們最大化資源的能力產生的不利影響降至最低。我們相信，以保護我們所服務社區的安全和健康以及更好的環境的方式運營我們的業務，是經營我們的業務並保持監管我們業務的機構的信譽的正確方式。在董事會的最終監督下，HSE考量是我們日常運營不可或缺的一部分，並被納入我們整個業務的戰略決策過程。我們努力以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護社區和環境，並遵守現有的法律和法規。我們將繼續通過各種措施監測我們的HSE表現，並對我們的員工和承包商保持高標準。滿足公司HSE指標，包括與HSE事件有關的指標，是我們針對所有員工的短期激勵計劃的一部分。
•以降低風險和最大化機會的方式負責任地管理我們的業務。貝瑞是一個令人自豪的能源合作伙伴和生產商。我們相信，我們在提供充足、安全、可靠和負擔得起的能源方面發揮着重要作用，同時負責任地管理我們的運營，以減輕潛在的環境影響。我們的大部分業務都在加利福尼亞州，在那裏我們的業務遵循世界上最嚴格的環境、健康、安全和氣候要求。我們尋求在我們的業務中儘可能和可行地將這些標準應用於我們的資產及其所在的地理位置。我們認真對待我們作為環境管理者的責任，我們對可持續發展的方法與我們成為一流運營商的承諾密不可分-為我們的股東、利益相關者和我們所依賴的自然資源-以一種尋求降低風險和最大限度增加價值的機會的方式。我們致力於通過投資於經濟解決方案和接受產生結果的實踐來不斷改進我們的運營方式。
要實現我們成為負責任和可持續的能源生產商的目標，關鍵是保持安全健康的工作環境和為員工賦權的文化。我們為支持當地經濟感到自豪，我們尋求支持我們生活和工作的人民和社區，同時為他們提供日常生活所需的能源。
我們的資本計劃
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我們的總資本支出分別約為7300萬美元和1.53億美元，包括資本化管理費用和利息，不包括收購和資產報廢支出。2023年，E&P和企業支出為6700萬美元(不包括600萬美元的油井維修和廢棄資本)，而2022年為1.45億美元。在截至2023年12月31日的一年中，這些資本支出中約有90%和10%分別用於加州和猶他州的業務。與2023年9月完成對麥克弗森的收購有關，從2023年資本支出預算中重新分配了總計3500萬美元，為部分收購價格提供資金。資本預算進行了調整，以反映由於增加了生產資產而減少了對遺留Berry資產的鑽探活動的需求，使Berry能夠實現生產目標，同時減少了遺留Berry資產的鑽井、修井和其他活動。2023年，我們在加利福尼亞州鑽了5口新井和28口新井，在猶他州沒有新井。
我們2024年用於E&P運營、CJWS和公司活動的資本支出預算在9500萬至1.1億美元之間，我們預計這將導致2024年的產量與2023年基本持平。我們目前預計，2024年石油產量將約佔總產量的93%，與2023年基本一致。根據目前的大宗商品價格和我們迄今的鑽探成功率，我們預計能夠從運營現金流中為我們的2024年資本發展計劃提供資金。我們目前的2024年資本計劃側重於側鑽、修井和其他與現有井眼相關的活動。我們還預計在2023年底從麥克弗森收購和其他補充性收購中獲得的資產中受益於全年的生產，這將有助於我們在2024年保持產量基本持平。由於加利福尼亞州持續的監管不確定性影響了我們所有加州資產所在的克恩縣的許可程序，資本計劃的準備是基於這樣的假設：我們2024年不會在加州獲得額外的新鑽探許可，但我們將繼續及時獲得計劃活動所需的其他許可和批准。然而，如果我們開始在加州獲得更多新的鑽探許可，包括擴大我們資本預算中設想的2024年鑽探計劃，我們準備重新評估我們的2024年計劃。有關影響我們鑽探和開發資產能力的法律和法規，包括那些影響監管批准和許可要求的法律和法規的其他討論，請參閲“-監管事項”。
不包括上述資本支出，2023年全年，我們在封堵和廢棄活動上花費了約1800萬美元，其中大部分用於履行我們在加州閒置油井管理計劃下的年度義務。2024年，我們目前預計將花費約2100萬至2400萬美元用於此類活動，我們再次計劃履行我們作為負責任運營商的承諾，履行我們的年度封堵和放棄義務。
有關與我們的資本計劃相關的潛在風險的信息，請參閲“項目1A”。風險因素，以及-監管事項。
我們的業務領域—E & P
我們的勘探和開發資產位於美國西部，特別是加利福尼亞州和猶他州，具有石油含量高的特點，主要位於人口較少的農村地區。我們的加州資產在聖華金盆地(100%石油)，而猶他州的資產在烏伊塔盆地(60%石油和40%天然氣)。
加利福尼亞
加州油田，包括我們的油田所在的克恩縣和聖華金盆地的油田，是世界上資源最豐富的油田之一。根據美國能源情報署的數據，根據已探明儲量，加利福尼亞州克恩縣的聖華金盆地擁有美國20個最大油田中的3個。我們在這三個油田中的兩個-中途-日落和南貝裏奇都有業務。我們在加州的所有業務都位於聖華金盆地和人口密度較低的克恩縣農村。我們相信，在我們聖華金盆地內的作業區內和周圍有大量現有的油田重新開發機會，其中還包括麥基特里克、波索克裏克和圓山地產。我們還相信，我們在加州的豐富經驗將使我們能夠利用這些機會。19世紀60年代末，聖華金盆地開始了商業石油開發，當時開採瀝青礦藏，手工挖掘和鑽探淺井。在接下來的幾十年裏，迅速發現了許多最大的石油聚集地。我們酒店的運營始於1909年。在20世紀60年代，熱技術的引入導致稠油油田儲量的大幅增加。聖華金盆地包含多個疊置的階梯，使得繼續發現地層、構造和非構造圈閉成為可能。在聖華金盆地發現的大部分石油聚集發生在始新世通過更新世的沉積剖面。蒙特利組、克雷亨根組和圖美組的有機富頁巖形成了源巖，為這些聚集層產生了石油。
我們目前在克恩縣的聖華金盆地擁有約20,000英畝淨地，其中91%由生產和費用利息持有。我們加州大約16%的土地位於由土地管理局管理的聯邦土地上，其中97%是通過生產持有的。我們在加州的資產中擁有95%的平均工作權益，我們的生產區包括：
•加州的業務包括：
◦(I)我們的北中途-日落砂巖屬性，我們在那裏使用循環和連續的蒸汽注入來開發這些已知的儲層；以及我們的McKittrack屬性，這是一種較新的蒸汽驅開發項目，具有加密和延伸鑽井的潛力。同樣位於這裏的還有我們的北中途-日落熱硅藻土屬性，這需要高壓循環蒸汽技術來釋放我們認為存在的重要價值，並最大限度地提高回收率。
為了迴應2019年11月暫停批准新的高壓循環蒸汽井的條款，貝瑞已向CalGEM申請通過修訂的地下注入控制(UIC)計劃恢復該地區的高壓循環蒸汽作業，以支持我們未來的發展計劃。Berry建議按照我們認為符合勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室和CalGEM共同領導的研究結果的條款和條件這樣做，該研究建議了避免某些運營商在2019年暫停使用表面表情的策略。與此同時，我們已經批准了繞道重建許可證，我們打算在2024年開發這些許可證。有關更多信息，請參閲“--健康、安全和環境事項條例--CalGEM對石油和天然氣活動的額外行動”；
◦(Ii)我們的南中途-日落，這是壽命長、降幅低、利潤率高的熱油物業，具有額外的開發機會；
◦(3)我們的南貝裏奇田野山莊，其特點是兩個地質風險較低的已知儲集層，其中包含大量鑽探前景，包括井下機會，以及額外的蒸汽氾濫機會；
◦(Iv)我們的Poso Creek資產，這是我們繼續開發的一種活躍的成熟淺層重油資產。我們通過循環和連續蒸汽注入相結合的方式開發這些砂巖屬性，類似於我們在西加州的許多業務；以及
◦(V)我們最近收購的圓山地產，作為麥克弗森收購的一部分。該油田有兩個高產砂巖油藏，分別採用注水開發和蒸汽驅開發。
截至2023年12月31日，我們的加州探明儲量約佔我們總探明儲量的87%。截至2023年12月31日的一年中，加州的日均產量為20.7mboe/d，佔我們平均日產量的81%。
除了這些上游業務，我們還擁有基礎設施和多餘的可用外賣能力，以支持加州的額外開發。我們從稠油油藏中生產石油，使用蒸汽來加熱石油，使其流入井筒進行生產。為了幫助支持這一業務，我們擁有並運營着四家以天然氣為燃料的熱電聯產工廠，這些工廠生產電力和蒸汽。這些位於中途-日落和麥基特里克油田的發電廠提供了我們大約10%的蒸汽需求和大約43%的現場電力需求，為我們在加州的運營提供動力，平均價格通常低於電力市場價格。與前一年相比，蒸汽和電力的貢獻率較低，原因是就何時運行熱電廠作出了經濟決定。為了進一步抵消我們的成本，我們還根據長期合同出售我們兩個熱電聯產設施生產的電力，合同期限分別為2024年12月和2026年11月。我們還擁有59台常規蒸汽發生器，以幫助滿足我們的運營所需的蒸汽。
此外，我們擁有收集、儲存、處理、水回收和軟化設施，減少了我們花費資本開發附近資產的需要，並總體上允許我們控制某些運營成本。我們加州約92%的石油生產是通過管道連接銷售的，然而，我們也可以在短期管道市場中斷期間使用卡車運輸來銷售我們的石油。
猶他州烏伊塔盆地
Uinta盆地是一個成熟的輕質油氣田，覆蓋面積超過15,000平方英里，擁有大量未開發的資源，我們在這些地區擁有很高的運營控制權和額外的管道後潛力。我們在猶他州Brundage Canyon、Ashley森林、Lake Canyon和Antelope Creek地區的Uinta盆地業務目標是綠河和Wasatch地層，這些地層在4000英尺到8000英尺的深度生產石油和天然氣。我們對現有土地擁有高度的運營控制權，這為額外的垂直和/或水平開發和重新完成提供了顯著的上行空間。我們目前在Uinta盆地擁有約99,000英畝淨地，其中91%是通過生產持有的。猶他州約26%的土地位於聯邦土地管理局管理的土地上，其中71%由生產部門持有。我們猶他州大約67%的土地是在部落土地上，其中98%是由生產持有的。
截至2023年12月31日，我們的Uinta盆地已探明儲量約佔我們總已探明儲量的13%，佔截至2023年12月31日的年度平均日產量的470萬桶/天或19%。
我們還擁有廣泛的天然氣基礎設施和可用的外賣能力，以支持現有天然氣運輸合同的額外開發。我們擁有天然氣收集系統，由大約500英里長的管道和相關的壓縮和計量設施組成，這些設施連接着該地區的許多銷售網點。我們還在猶他州杜切斯恩縣的Brundage Canyon地區擁有一家天然氣加工廠，產能約為30 Mmcf/d。該工廠從我們運營的收集和壓縮設施中接收交貨。在這些設施收集的天然氣中，大約88%是從油井中生產的
我們在做手術。該加工廠目前的生產能力為11-15 Mmcf/d，剩餘的產能足以進行額外的大規模開發鑽探。
烏伊塔盆地形成於晚白堊世至始新世時期，是一個成熟的輕質油氣藏，主要位於猶他州的杜切斯縣和猶他縣，佔地超過15,000平方英里。第二次世界大戰後立即進行的勘探工作導致在烏伊塔盆地發現了第一批商業石油。在這些早期發現中，在綠河組的河流-湖泊砂巖中發現了石油，並從這些砂巖中生產了石油。2000年代中期採用了改進的水力增產技術，極大地提高了烏伊塔盆地的產量。根據猶他州自然資源部的報告，猶他州的石油總產量從2003年的36mbl/d增加到2023年10月的1200mbl/d，增長了兩倍多。截至2023年10月，猶他州約90%的石油產量來自杜切斯內縣和猶他州的烏伊塔盆地。
我們的良好服務和廢棄業務
C&J是我們的油井維修和報廢部門，經營着加州最大的上游油井維修和報廢業務之一。強生在加州為石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，包括油井維修和水上物流。此外，C&J在油井生產壽命結束時對油井提供封堵和廢棄服務，我們認為這是基於加州境內孤立、廢棄和閒置油井的巨大市場對貝瑞來説是一個戰略增長機會。C&J與我們的石油和天然氣業務所需的服務相適應，並支持我們作為負責任的運營商和減少排放的承諾，包括通過主動封堵和放棄油井。此外，C&J對於推進我們的戰略至關重要，即與加利福尼亞州合作，減少孤立的閒置油井的逃逸排放--包括甲烷和二氧化碳--因為加州利用新獲得的州和聯邦資金來補救這些油井。根據CalGEM的數據，加州估計有大約34,000口閒置油井，其中包括5,300多口廢棄和孤兒油井。憑藉強生在廢棄油井方面的專業知識和經驗，我們有機會幫助補救孤立的閒置油井，這些閒置油井是加利福尼亞州的負擔，此外，我們還可以為強生的客户安全封堵和廢棄閒置油井。
2023年，強生平均運營着71台修井鑽機，也被稱為修井鑽機，以及相關設備。這些服務的目的是在油井和天然氣井的整個生產壽命內建立、維持和提高產量，並在生產壽命結束時封堵和報廢油井。我們的油井維修業務在油井和天然氣井的整個生產壽命內為建立、維持和提高產量提供各種服務，包括：
•維護工作，包括拆除、修理和更換井下設備和部件，並在這些操作完成後恢復生產；
•修井，可能包括加深、側鑽、增加生產層、隔離井段、修復進出井作業所需的套管或從井筒中移走設備；以及
•當油井的生產壽命結束時，封堵和廢棄服務。
為了維持石油和天然氣生產的最佳水平，需要在油井的整個生命週期內進行定期維護。定期維護目前佔我們油井服務工作的最大部分，由於需要持續的維護支出來維持生產，我們歷來對這些服務的需求相對穩定。
除了定期維護外，生產油井和天然氣井有時還需要大修或改裝，稱為修井，這通常比維護作業更復雜、更耗時。修井服務的需求對石油和天然氣生產商對石油和天然氣價格的中長期預期很敏感。隨着石油和天然氣價格上漲，修井活動的水平往往會增加，因為石油和天然氣生產商尋求通過提高油井效率來提高產量。
在永久關閉不再具有經濟產量的油井和天然氣井的過程中，也使用油井檢修鑽機。封堵和廢棄工作可以提供有利的運營利潤率，而且與鑽探和修井活動相比，對石油和天然氣價格的敏感性較低，因為當油井不再生產時，油井運營商必須按照國家規定封堵油井。
我們的水上物流業務利用我們214輛水上物流卡車和相關資產，包括專用油罐車、儲油罐和其他相關設備。這些資產提供、運輸和存儲各種流體，並提供維護服務。這些服務在大多數修井和補救項目中都是必需的，在日常生產井作業中也經常使用。我們在水上物流方面也有大約1360台租賃設備。
我們的資產和生產信息
在截至2023年12月31日的一年中，我們的平均淨產量約為25.4mboe/d，其中約93%為石油，約81%在加利福尼亞州。在加利福尼亞州，截至2023年12月31日的一年，我們的平均產量為20.7百萬桶/天，其中100%是石油。我們於2022年1月剝離了我們在科羅拉多州皮肯斯盆地的所有財產。
下表彙總了截至2023年12月31日、2022年和2021年的年度的平均淨產量： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 日均淨生產量(1) 截至12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) | | (MB/d) | | 石油(%) |
加利福尼亞(2) | 20.7 | | | 100 | % | | 21.3 | | | 100 | % | | 22.0 | | 100 | % |
猶他州(3) | 4.7 | | | 59 | % | | 4.7 | | | 58 | % | | 4.2 | | 51 | % |
| 25.4 | | | 93 | % | | 26.0 | | | 92 | % | | 26.2 | | | 88 | % |
| | | | | | | | | | | |
科羅拉多州(4) | — | | | — | % | | 0.1 | | | — | % | | 1.2 | | 2 | % |
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總計 | 25.4 | | | 93 | % | | 26.1 | | | 92 | % | | 27.4 | | 88 | % |
__________ （1） 產量指期內的銷量。
（二） 包括直至二零二一年十月底出售的Placerita物業的生產。該等物業於二零二一年的平均日產量約為0. 7百萬桶油當量╱日。截至2023年12月31日止年度的產量包括於2023年9月收購的Round Mountain地區的0. 5百萬桶油當量/日。
（3） 包括Antelope Creek地區從2022年2月（當它被收購時）到2023年12月31日的生產。該等資產於二零二三年及二零二二年分別貢獻約1. 1百萬桶油當量╱日及1. 0百萬桶油當量╱日。
（4） 我們在科羅拉多州的物業位於Piceance盆地，所有這些物業均於二零二二年一月出售。
生產數據
下表載列截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度的生產資料：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
日均產量(1): | | | | | |
| 石油（mbbl/d） | 23.5 | | | 24.0 | | | 24.2 | |
天然氣（百萬立方英尺/天）(3) | 8.8 | | | 10.2 | | | 17.1 | |
| NGL（mbbl/d） | 0.4 | | | 0.4 | | | 0.4 | |
總計(mboe/d)(2)(3) | 25.4 | | | 26.1 | | | 27.4 | |
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__________(1)年度產量指期內的銷售量。我們還消耗一部分租賃生產的天然氣來開採石油和天然氣。
(2)以6mcf天然氣對1桶石油的能量含量為基礎，將現有的天然氣產量轉換為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2023年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶82.18美元和2.53美元。
(3)從2022年1月開始，我們剝離了我們生產天然氣的Piceance盆地資產。
我們的發展清單
我們擁有大量低地質風險、高回報的發展機會。截至2023年12月31日，我們在我們的資產基礎上確定了9216個已探明和未探明的總鑽探地點。有關我們如何確定鑽探地點的討論，請參閲“-我們的儲量-確定已確定的鑽探地點”。
我們生產油井的平均工作權益約為96%。此外，我們目前的大部分種植面積由生產和費用利息持有，其中包括我們在加利福尼亞州91%的種植面積。截至2023年12月31日，未來三年到期的租約覆蓋的綜合淨面積約佔我們總淨面積的3%，其中50%在猶他州。我們高度的運營控制，加上我們大部分的生產面積，以及我們能夠在加州鑽探和完成油井的速度，使我們能夠靈活地執行我們的開發計劃，包括我們資本支出、技術改進和產品營銷的時間、金額和分配。儘管我們有高度的運營控制和靈活性，但持續的許可問題可能會阻礙我們按計劃執行開發計劃。
下表彙總了截至2023年12月31日有關我們正在生產和確定的開發資產的某些信息：
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| 種植面積 | | 按生產和費用利息計算的淨種植面積(%) | | 生產井，格羅斯(3) | | 平均工作利息(%)(4) | | 淨收入利息(%)(5) | | 確定的鑽探地點(6) |
| 毛收入 | | 網絡(1)(2) | | | 毛收入 | | 網絡 |
加利福尼亞 | 24,877 | | 19,895 | | 91 | % | | 2,731 | | | 95 | % | | 95 | % | | 7,827 | | | 7,816 | |
猶他州 | 110,010 | | 99,349 | | 91 | % | | 1,250 | | | 96 | % | | 78 | % | | 1,389 | | | 1,389 | |
總計 | 134,887 | | 119,244 | | 91 | % | | 3,981 | | | 96 | % | | 88 | % | | 9,216 | | | 9,205 | |
__________
(1)它代表我們對我們種植面積的加權平均權益。.
(2)其中約16%為加利福尼亞州的BLM英畝，26%為猶他州的BLM英畝。
(3)這包括加利福尼亞州和猶他州的584口蒸汽驅和注水井。
(4)它代表我們在活躍油井中的加權平均工作利益。
(5)**代表我們截至2023年12月31日止年度的加權平均淨收入利息。
(6)截至2023年12月31日，我們總共確定的鑽探地點包括與油井相關的大約701個總(696個淨)位置，包括164個總(163個淨)蒸汽驅和注水井。有關我們確定鑽探地點的程序和標準的更多信息，請參閲“-我們的儲量-確定確定的鑽探地點”。
我們的儲備
保留數據
截至2023年12月31日，我們估計總探明儲量為103 mm boe，而截至2022年12月31日的總探明儲量為110 mm boe。在生產九個Mmboe之前，我們的總已探明儲量在2023年增加了兩個Mmboe，或2%，這主要是由於收購和擴建我們的加州物業，但部分被先前估計的修訂所抵消。
我們的大部分儲量是由淺層、長壽油層中的原油組成的。截至2023年12月31日，我們已探明儲量和已探明儲量PV-10的未來現金流折現標準化指標分別約為17億美元和20億美元，而2022年12月31日分別為21億美元和26億美元。PV-10價格的下降在很大程度上是由於基於美國證券交易委員會的已提供儲備價格計算方法的商品定價下降。PV-10是一種財務指標，不是按照美國公認會計原則(GAAP)計算的。關於PV-10的定義以及與未來淨現金流貼現的標準化計量的對賬，請參見下文“-PV-10”。截至2023年12月31日，我們已探明儲量的約87%和已探明儲量PV-10價值的約97%來自我們在加州的資產。我們還在猶他州的Uinta盆地擁有約13%的已探明儲量和約3%的PV-10價值，該盆地是一個成熟的輕質油氣田，擁有大量未開發的資源。
下表按類別彙總了截至2023年12月31日的我們估計的已探明儲量和相關的PV-10： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的探明儲量(1) |
| 石油(MMBbl) | | 天然氣(Bcf) | | NGL(MMBbl) | | 總計(Mmboe)(2) | | 已證實的百分比 | | 已探明開發百分比 | | 資本支出(3)(百萬美元) | | PV-10(4) (百萬美元) |
| PDP | 46 | | | 18 | | | 1 | | | 50 | | 48 | % | | 88 | % | | 32 | | | 1,032 | |
| PDNP | 6 | | | 3 | | | — | | | 7 | | 7 | % | | 12 | % | | 62 | | | 129 | |
| 布丁 | 46 | | | 5 | | | — | | | 46 | | 45 | % | | — | % | | 464 | | | 888 | |
| 漿果總探明儲量 | 98 | | | 26 | | | 1 | | | 103 | | 100 | % | | 100 | % | | 558 | | | 2,049 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
加州總探明儲量 | 90 | | | — | | | — | | | 90 | | | | | | 450 | | | 1,977 | |
__________ (1)根據美國證券交易委員會指導，我們估計的淨儲量是根據前12個月的平均月初價格確定的。截至2023年12月31日，前12個月未加權的每月首日算術平均價格為石油和天然氣液體(NGL)每桶布倫特原油82.84美元，天然氣每百萬桶Henry Hub 2.63美元。這些資產壽命內的體積加權平均實現價格估計為每桶石油和凝析油77.30美元，每桶天然氣液化天然氣26.90美元，每立方厘米天然氣3.73美元。價格在物業的整個生命週期內保持不變，我們考慮到了反映市場環境的定價差異。價格的計算使用了現行美國證券交易委員會指導方針和會計規則建立的石油和天然氣價格參數，包括質量租賃調整、燃料扣減、地域差異、營銷獎金或扣減以及其他影響井口收到價格的因素。請參見下面的“-我們的儲備-PV-10”。
(2)使用6mcf天然氣對1桶石油的轉換率進行估計。
(3)*代表截至2023年12月31日估計的未貼現未來資本支出。
(4)PPV-10是一項不按照公認會計準則計算的財務措施。關於PV-10的定義以及與未來淨現金流貼現的標準化計量的對賬，請參閲下文“-我們的儲備-PV-10”。PV-10不會使衍生品交易生效。
下表彙總了截至2023年12月31日按面積劃分的我們估計的已探明儲量和相關的PV-10。下表所列儲量估計數是根據DeGolyer和MacNaughton編寫的報告編制的。儲量估算是根據目前美國證券交易委員會關於石油、天然氣和天然氣儲量報告的規則和規定編制的。儲備金是指扣除適用的特許權使用費後的淨額。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的探明儲量(1) |
| 加利福尼亞
(San華金盆地） | | 猶他州
（Uinta盆地） | | 總計 |
已探明的已開發儲量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 46 | | | 6 | | | 52 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | 21 | | | 21 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
總計(Mmboe)(2)(3) | 46 | | | 11 | | | 57 | |
已探明的未開發儲量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 44 | | | 2 | | | 46 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | 5 | | | 5 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | — | | | — | |
總計(Mmboe)(3) | 44 | | | 2 | | | 46 | |
總探明儲量： | | | | | |
| 石油(MMBbl) | 90 | | | 8 | | | 98 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | 26 | | | 26 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 1 | | | 1 | |
總計(Mmboe)(3) | 90 | | | 13 | | | 103 | |
| | | | | |
| PV-10(百萬美元) | $ | 1,977 | | | $ | 72 | | | $ | 2,049 | |
__________
(1)根據美國證券交易委員會指導，我們估計的淨儲量是根據前12個月的平均月初價格確定的。截至2023年12月31日，前12個月未加權的每月首日算術平均價格為，石油和天然氣價格為每桶布倫特原油82.84美元，天然氣為每Mmbtu Henry Hub 2.63美元。按產量加權的物業壽命平均實現價格為每桶石油和凝析油77.30美元，每桶NGL 26.90美元和每mcf 3.73美元。價格在物業的整個生命週期內保持不變，我們考慮到了反映市場環境的定價差異。價格的計算使用了美國證券交易委員會現行指導方針和會計規則建立的石油和天然氣價格參數，包括質量租賃調整、燃料扣減、地域差異、營銷獎金或扣減以及其他影響井口收到價格的因素。關於商品價格風險的更多信息，請參閲“第1A項”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們盈利運營和維持業務和財務狀況的能力高度依賴於大宗商品價格，大宗商品價格在歷史上一直非常不穩定，受到許多我們無法控制的因素的推動。如果油價長期大幅下跌，我們的業務、財務狀況和經營業績可能會受到實質性的不利影響。”
(2)已探明開發儲量的儲量約佔總儲量的12%，佔石油總量的12%左右。
(3)以6mcf天然氣對1桶石油的能量含量為基礎，將現有的天然氣產量轉換為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2023年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶82.18美元和2.53美元。
PV-10
PV-10是一種非GAAP財務指標，被業內廣泛用於瞭解石油和天然氣公司的現值。它代表已探明石油及天然氣儲量的估計未來現金流入的現值減去未來開發及生產成本，按每年10%的折現率反映未來現金流量的時間，不會對衍生交易或估計未來所得税產生影響。管理層認為，PV-10為投資者提供了有用的信息，因為它被分析師和投資者廣泛用於評估石油和天然氣公司。由於在估計未來應繳納的所得税數額時，有許多獨特的因素可能會影響一家公司，管理層認為，使用税前衡量標準對評估公司是有價值的。不應將PV-10視為根據公認會計準則計算的未來淨現金流量貼現的標準計量的替代辦法。
下表提供了我們已探明儲量的PV-10與截至2023年12月31日的未來淨現金流貼現的標準化衡量標準的對賬：
| | | | | |
| 2023年12月31日 |
| (單位：百萬) |
| 加州PV-10 | $ | 1,977 | |
| 猶他州PV-10 | 72 | |
| 合計公司PV-10 | 2,049 | |
減去：未來所得税的現值以10%的折扣 | (366) | |
| 未來淨現金流量貼現的標準化計量 | $ | 1,683 | |
新增探明儲量
在投產前，我們的總探明儲量增加了兩Mboe，即2%。這一增長在很大程度上是由於收購和延長了我們在加州的物業，但被先前估計的修訂部分抵消。我們用額外的已探明儲量取代了加州產量的176%和公司總產量的19%。從2022年12月31日到2023年12月31日，我們已探明儲量的總變化如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(San華金盆地） | | 猶他州
（Uinta盆地） | | 總計 |
| (Mmboe)(1) |
截至2022年12月31日的期初餘額 | 84 | | | 26 | | | 110 | |
擴展和發現 | 5 | | | — | | | 5 | |
對先前估計數的修訂 | (1) | | | (11) | | | (12) | |
就地購買礦物 | 9 | | | — | | | 9 | |
| | | | | |
當年產量 | (7) | | | (2) | | | (9) | |
截至2023年12月31日的期末餘額 | 90 | | | 13 | | | 103 | |
__________
(1)根據6mcf天然氣對1桶石油的能量含量，將現有的天然氣產量轉換為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2023年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶82.18美元和2.53美元。
分機。 2023年，由於鑽探活動增加了我們的探明面積，我們增加了5 Mmboe的已探明儲量，這些儲量來自我們在加州物業的擴建，主要是在Hill Belbridge油田。
對先前估計數的修訂。
與價格相關的修訂-產品價格變化會影響我們記錄的已探明儲量。例如，在某些價格環境下，更高的價格可以增加我們運營中的經濟可採儲量，因為額外的利潤率延長了它們的預期壽命，使更多的項目變得經濟。相反，當價格下跌時，我們可以體驗到相反的效果。2023年底，我們在猶他州的總淨負價格修正為3 Mmboe。
其他修訂-其他修訂可能包括由於對最近地質、產量下降或經營業績數據的評估或解釋，對先前已探明儲量估計的向上或向下變化。在2023年底，我們向下修正了加利福尼亞州的1個Mmboe和猶他州的8個Mmboe。加利福尼亞州其他負面修訂是由於開發計劃時間的變化，但被基於側道和修井的積極修訂所抵消。猶他州其他修訂的負面很大程度上是由於發展計劃的時間發生了變化。
就地購買礦物。我們於2023年12月通過Macpherson收購和Kern County的一項小型工作權益收購，在加利福尼亞州增加了900萬桶石油當量的探明儲量。
本年度產量 - 請參閲“項目7。 管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析—某些運營和財務信息"討論我們今年的產量。
已證實未開發儲量變化
我們的加利福尼亞州已證實未開發儲量在2023年增加了300萬桶，主要是由於延長，部分被修訂所抵消。於二零二二年十二月三十一日至二零二三年十二月三十一日期間，我們的已證實未開發儲量的總變動如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(San華金盆地和文圖拉盆地） | | 猶他州 （Uinta盆地） | | 總計 |
| (Mmboe)(1) |
截至2022年12月31日的期初餘額 | 41 | | | 7 | | | 48 | |
擴展和發現 | 5 | | | — | | | 5 | |
對先前估計數的修訂 | (1) | | | (5) | | | (6) | |
重新分類為已證實的開發 | (1) | | | — | | | (1) | |
截至2023年12月31日的期末餘額 | 44 | | | 2 | | | 46 | |
__________
(1)根據6mcf天然氣對1桶石油的能量含量，將現有的天然氣產量轉換為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2023年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶82.18美元和2.53美元。
分機。於2023年，我們從Hill Belbridge油田的未探明地點擴建的已探明未開發儲量增加了5 mm boe，這是由於我們根據先前的鑽探活動增加了已探明面積。
對先前估計數的修訂。
其他修訂-2023年底，我們對6個Mmboe的其他修訂為負。PUD的負面修正是由於五年發展計劃的變化，其中大部分修正在猶他州。
重新分類為已證實的發展。 2023年，我們將很大一部分發展努力轉移到回報高、資金效率高的側線。此外，我們於2023年將約1 Mboe的已探明未開發儲量轉移至已探明已開發類別，與我們在南中途-日落油田的開發活動有關，耗資約1,200萬美元。我們預計，到2023年12月31日，我們將有足夠的未來資本來開發我們已探明的未開發儲量，並在其最初預訂日期的五年內進行開發。如果油價在較長一段時間內大幅低於當前水平，我們可能需要減少未來五年的預期資本支出，這可能會影響已探明的未開發儲量的數量或開發時機。我們的年末PUD儲量是根據美國證券交易委員會五年內開發指南進行確定和分類的。管理層已經作出了必要的承諾，我們預計未來將有足夠的資本來開發我們所有已探明的未開發儲量，儘管在獲得必要許可證的能力方面持續拖延可能需要我們在未來修改我們的預訂。風險因素-與監管事項有關的風險—我們的業務受到嚴格監管，政府當局可以推遲或拒絕許可和批准，或改變對我們業務的要求，包括石油和天然氣勘探、開採、運營和生產活動的許可審批程序；油井增產和其他改進的生產技術；以及
流體注入或處置活動，其中任何一項都可能增加成本，限制運營，延遲或導致我們的業務戰略和計劃的實施。”
儲量評估和複核過程
獨立工程師DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)準備了我們在此報告的儲量估計。D&M為準備儲備金額而進行的過程包括他們對儲備數量、未來生產率、未來淨收入和該等未來淨收入的現值的估計，部分基於我們提供的數據。於編制儲量估計時，D&M並無獨立核實吾等所提供有關所有權權益、產量、試井數據、營運及開發歷史成本、產品價格或任何與物業當前及未來營運及生產銷售有關的協議的資料及數據的準確性及完整性。然而，如果在D&M的工作過程中，他們注意到任何此類信息或數據的有效性或充分性受到質疑，他們不會依賴這些信息或數據，直到他們滿意地解決了相關問題。對儲量的估計符合“美國證券交易委員會”的指導方針，包括“合理確定性”的標準，因為它涉及對未來幾年儲量可採收率的預期。根據美國證券交易委員會規則，可以使用經同一油藏或類似油藏項目的實際生產證明有效的技術，或通過使用建立合理確定性的可靠技術的其他證據，來建立合理確定性。可靠技術是指一種或多種技術(包括計算方法)的組合，這些技術經過現場測試，並已被證明在被評估的地層或類似的地層中提供具有一致性和重複性的合理確定的結果。已探明儲量估算是使用石油行業普遍接受的標準地質和工程技術及計算方法建立的。探明儲量的增加主要是通過生產歷史或類比來編制的，它們是在遞減曲線分析的基礎上，利用歷史產量和類比類型的曲線。我們還利用地質和地球物理信息建立了探明儲量估計的合理確定性，以建立滲透率、井下完井信息、電測井、放射性測井、巖心分析、現有地震數據和歷史油井成本、運營費用和商品收入數據之間的儲集層連續性。
D&M還使用S-X規則4-10(A)規定的探明儲量定義以及隨後美國證券交易委員會工作人員的解釋和指導，編制了儲量分類估計數。
我們對儲量估計編制的內部控制旨在根據《美國證券交易委員會》規定，為我們儲量估計的可靠性提供合理保證。儲量估計的準備由我們的企業儲備和規劃董事負責監督，他擁有肯塔基大學化學工程理學學士學位，並擁有20多年的石油和天然氣行業經驗。儲量估計已由我們的高級工程人員和管理層審查和批准，並提交給我們的董事會。在D&M內部，主要負責審查我們的儲量估計的技術人員是德克薩斯州的註冊專業工程師，擁有石油工程科學碩士和哲學博士學位，並在油氣藏研究和儲量評估方面擁有10年以上的經驗。
儲量工程本質上是一個主觀的過程，用於估計石油、天然氣和天然氣液化石油的地下積累，這些積累無法精確測量。更多信息，請參見"項目1A。風險因素—與我們的運營和行業相關的風險—對已探明儲量和相關未來淨現金流的估計並不準確。我們已探明儲量的實際數量和未來的淨現金流可能會被證明與估計的不同。”
確定已確定的鑽探地點
已探明的鑽井地點
根據我們截至2023年12月31日的儲量報告，我們已探明的未開發儲量約有701個總(696個淨)鑽探地點。近期發展計劃的重點是加州CEQA覆蓋地區的側鑽和鑽探，以及猶他州的新油井鑽探。已探明鑽探地點的減少是基於我們五年發展計劃的變化。我們使用生產數據和經驗積累
從我們的開發計劃中確定並優先開發這一已探明的鑽井庫存。這些鑽探地點只有在經過技術評估並被認為在五年內被鑽探的可能性很高後，才會包括在我們的庫存中。在對地質和工程數據進行技術評估後，可以合理確定地估計，根據美國證券交易委員會的指導方針，這些地點的儲量是可商業開採的。管理層在確定這些地點時會考慮當地基礎設施的可用性、鑽井支持資產、州和地方法規以及其他其認為相關的因素。管理層已經做出了必要的承諾，我們預計未來將有足夠的資本來開發我們所有已探明的未開發儲量，儘管在獲得必要許可證的能力方面持續拖延可能需要我們在未來修改預訂。有關更多信息，請參閲“監管事項-加利福尼亞州允許的考慮因素”。
未探明的鑽探地點
我們還確定了截至2023年12月31日的8,515個未探明鑽探地點的多年庫存。我們未探明的鑽探地點是根據適用的地質、工程和生產數據逐個油田具體確定的。我們分析過去的油田開發實踐，並考慮到歷史生產業績、預計鑽井和完井成本、間距和其他性能因素，確定類似的鑽井機會。這些鑽探地點主要包括(I)加密鑽探地點，(Ii)因油田擴建而增加的地點或(Iii)熱採項目擴建，其中一些目前正處於我們物業的試驗階段，但尚未確定為經證實的地點。我們相信，用於估計這些鑽井位置的假設和數據與基於我們正在使用的回收過程類型的既定行業實踐是一致的。有關影響我們鑽探和開發資產能力的法律和法規的其他討論，包括監管批准和許可要求，請參閲《健康、安全和環境事項法規》。
我們計劃在適當的水平上分析我們的勘探鑽探機會的面積。我們預計將使用內部生成的信息和專有模型，其中包括來自模擬播放的數據、三維地震數據、裸眼和泥漿測井數據、巖心和油藏工程數據，以幫助確定目標區段的範圍以及此類區段生產商業數量碳氫化合物的潛在能力。
井距確定
我們在上述已確定井位類別中的井間距是根據我們現有生產油田的實際作業間距確定的，我們認為這對於所採用的特定開採過程(即主採、注水和熱採)是合理的。不同的儲集層和開採技術之間的間距可能會有所不同。我們的開發間距可以不到一英畝，用於加利福尼亞州的熱力蒸汽洪水開發。
鑽井進度計劃
我們已確定的鑽探地點已被安排為我們目前多年鑽探計劃的一部分，或預計將在未來安排。然而，我們可能不會在預定的時間或根本不進行我們確定的地點的鑽探。我們認為我們的預期鑽探地點和我們未來可能確定的任何勘探鑽探地點的風險狀況高於我們其他已探明鑽探地點的風險狀況。
我們能否有利可圖地鑽探和開發我們確定的鑽探地點取決於許多變數，其中許多變數是我們無法控制的，包括原油和天然氣價格、資本的可獲得性、成本、鑽探結果、監管批准和許可、可用的運輸能力和其他因素。如果未來這些項目的鑽探結果不能建立足夠的儲量來實現經濟回報，我們可能會減少這些項目的鑽探或開發。有關與我們的鑽井計劃相關的風險的討論，請參見“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們可能不會在計劃的時間或根本不鑽探我們確定的地點。“見下文”監管事項“中對監管環境的額外討論-加州允許考慮。”
下表載列截至2023年12月31日的已證實未開發鑽井位置及未證實鑽井位置：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PUD鑽孔位置
(毛) | | | | 未經證實的鑽井位置（總面積） | | 總鑽井位置（總） |
| 石油、天然氣井和注入井 | | | | 石油、天然氣和注入井 | | | | 石油、天然氣和注入井 | | |
| 加利福尼亞 | 668 | | | | | 7,159 | | | | | 7,827 | | | |
| 猶他州 | 33 | | | | | 1,356 | | | | | 1,389 | | | |
| 確定的鑽井地點總數 | 701 | | | | | 8,515 | | | | | 9,216 | | | |
下表載列各所示期間內，佔我們總探明儲量15%或以上的油田的產量資料：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 中途島日落 | | | | | |
總產量(1): | | | | | |
| 石油（mbbls） | 5,369 | | | 5,630 | | | 5,666 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL（mbbls） | — | | | — | | | — | |
共計（孟加拉國經濟及社會理事會）(2) | 5,369 | | | 5,630 | | | 5,666 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| SJV Belridge Hill | | | | | |
總產量(1): | | | | | |
| 石油（mbbls） | 1,459 | | | 1,551 | | | 1,505 | |
| 天然氣(Bcf) | — | | | — | | | — | |
| NGL（mbbls） | — | | | — | | | — | |
共計（孟加拉國經濟及社會理事會）(2) | 1,459 | | | 1,551 | | | 1,505 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 尤因塔 | | | | | |
總產量(1): | | | | | |
| 石油（mbbls） | * | | 1,010 | | | * |
| 天然氣(Bcf) | * | | 3,502 | | | * |
| NGL（mbbls） | * | | 144 | | | * |
共計（孟加拉國經濟及社會理事會）(2) | | | 1,737 | | | |
__________
* 於所示期間，代表少於我們總探明儲量的15%。
（1） 產量指期內的銷量。
(2)以6mcf天然氣對1桶石油的能量含量為基礎，將現有的天然氣產量轉換為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2023年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶82.18美元和2.53美元。
生產井
截至2023年12月31日，我們總共有3981口生產井(淨3811口)(包括584口蒸汽驅和注水井)，其中大約100%是油井。我們在生產油井中的平均工作權益約為96%。我們所有的Uinta盆地油井都生產伴生天然氣和NGL。截至2023年底，我們參與了位於聖華金盆地的14個蒸汽防洪項目和3個注水項目，以及位於烏伊塔盆地的兩個注水項目。
下表列出了截至2023年12月31日我們的生產油井和天然氣井(既有生產又有能力生產)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞
(San華金盆地） | | 猶他州 （Uinta盆地） | | 總計 |
油 | | | | | |
毛收入(1) | 2,731 | | 1,250 | | 3,981 |
網絡(2) | 2,606 | | 1,205 | | 3,811 |
燃氣(3) | | | | | |
毛收入(1) | — | | — | | — |
網絡(2) | — | | — | | — |
__________
(1)列出擁有權益的油井總數。包括總共584口蒸汽驅和注水井，其中572口在加利福尼亞州，12口在猶他州。
(2)取消零碎利息的總和。
(3)在猶他州，我們在部分油井中有伴生天然氣，這些油井被報告為油井。
種植面積
下表列出了截至2023年12月31日我們擁有權益的已開發和未開發總面積的某些信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞 (San華金盆地） | | | | | | | | 猶他
(Uinta) | | 總計 |
開發(1) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 11,876 | | | | | | | | 47,107 | | 58,983 |
網絡(3) | 11,426 | | | | | | | | 45,332 | | 56,758 |
未開發(4) | | | | | | | | | | | |
毛收入(2) | 13,001 | | | | | | | | 62,903 | | 75,904 |
網絡(3) | 8,470 | | | | | | | | 54,017 | | 62,487 |
__________
(1)英畝的空地或分配給生產井。
(2)我們持有權益的總英畝。
(3)基於工作權益或類似於生產分享合同的安排下的權益而擁有的零碎權益的總和。
(4)未鑽探或完成油井的20英畝土地，無論該面積是否包含已探明儲量，都可以生產商業數量的石油和天然氣。
參與鑽探油井
截至2023年12月31日，我們沒有參與任何未完成的油井。
鑽探活動
下表顯示了我們在所示時期內鑽探的淨開發井，其中包括根據我們的開發計劃劃分的井和温度觀測井。在本報告所述期間，我們沒有鑽探任何探井。這些信息不應被認為是未來業績的指標，也不應假定所鑽生產井的數量、發現的儲量數量或經濟價值之間必然存在任何關聯。
鑑於麥弗遜收購事項於二零二三年九月完成，我們重新分配二零二三年資本開支預算的大部分，以支付部分收購價的資金。資本預算進行了調整，以反映2023年由於增加生產資產而對遺留Berry資產的鑽探活動需求減少，使Berry能夠滿足生產目標，同時減少對加利福尼亞州和猶他州遺留Berry資產的鑽探、修井和其他活動。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加利福尼亞 (San華金盆地和文圖拉盆地(3)) | | | | | | | | 猶他州
（Uinta盆地） | | | | 總計 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 33 | | | | | | | | | — | | | | | 33 |
天然氣 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
乾的 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | |
油(1)(2) | 72 | | | | | | | | | 13 | | | | | 85 |
天然氣 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
乾的 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | |
油(1) | 181 | | | | | | | | | 10 | | | | | 191 |
天然氣 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
乾的 | — | | | | | | | | | — | | | | | — | |
__________
（1） 包括注入井。
（二） 包括2023年和2022年加利福尼亞州尚未與集油系統連接的2口和12口油井。
（3） 自二零二一年十月起，我們完成出售位於加利福尼亞州洛杉磯縣文圖拉盆地的Placerita Field物業，該物業於二零二一年不包括任何油井。
回收方法和銷售安排
我們尋求成為我們的物業的運營商，以便我們可以開發和實施鑽探計劃和優化項目，不僅取代生產，而且通過儲量和產量增長以及未來的運營協同效應來增加價值。我們平均擁有96%的已操作油井的工作權益，並擁有98%的物業的經營控制權。
我們的加州業務主要集中在砂巖（熱驅和注水）、熱驅硅藻土和希爾硅藻土開發區。我們在猶他州的Uinta盆地也有業務，如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 狀態 | | 項目類型 | | 井型 | | 全型 | | 恢復機制 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 熱砂巖 | | 垂直/水平 | | 射孔/開槽襯管/礫石充填 | | 連續和循環注汽 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 砂巖（非熱） | | 垂直/水平 | | 穿孔，開槽內襯 | | 注水，初級 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 熱硅藻土 | | 垂直 | | 短井距射孔 | | 高壓週期注汽 | | | | | | |
加利福尼亞 | | 希爾硅藻土(非熱) | | 垂直 | | 水力刺激，低強度針尖 | | 注水加劇了壓力耗竭 | | | | | | |
猶他州 | | 尤因塔 | | 垂直/水平 | | 低強度水力刺激 | | 壓力耗竭 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
提高採收率
我們在加州的大部分資產包括重質原油，這需要降低粘度，通常是由注入產油層的蒸汽形式提供的熱量驅動的，從而使石油能夠流入井筒進行生產。我們在聖華金盆地有循環和連續注汽項目，所有項目都在克恩縣以及中途-日落、南貝裏奇、麥基特里克和波索克裏克等油田。這項技術已經在我們和其他人鑽探的數千口井中證明瞭多年的成功。只要存在有利的油氣價差，我們就打算繼續採用這兩種開採技術。這些項目的全面開發通常需要數年時間，包括蒸汽和水處理設施的前期基礎設施建設，以及後續的開發鑽探。這些熱採項目一般深度較淺(600至2500英尺)，鑽井和完井成本相對較低，每口井約600,000美元。因此，我們通常可以快速地實施鑽井計劃，並獲得誘人的回報率。該盆地的生產得到了較低的石油粘度的支持，也可以通過中途-日落、南貝裏奇和圓山等油田的一次開採和注水來實現。
熱電聯產供汽與常規蒸汽發電
我們從稠油油藏中生產石油，使用蒸汽來加熱石油，使其流入井筒進行生產。為協助這項業務，我們擁有及營運四座發電及生產蒸汽的天然氣燃燒熱電廠：(I)一座38兆瓦的設施(“COGen 38”)、一座18兆瓦的設施(“COGen 18”)及一座5兆瓦的設施(“PAN FEY COGen”)，每個設施均位於中途-日落油田；及(Ii)另一座5兆瓦的設施(“21z COGen”)位於麥基特里克油田。熱電廠，也被稱為熱電廠，在發電的同時使用熱渦輪廢氣產生蒸汽。這種聯合過程比單獨產生電力或蒸汽更有效率。有關詳細信息，請參閲“-營銷安排”和“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們依賴我們的熱電聯產設施為我們的運營生產蒸汽。剩餘電力的銷售合同、經濟市場價格和監管條件會影響這些設施對我們業務的經濟價值。”
我們擁有59台完全許可的傳統蒸汽發生器。在任何時間點運行的發電機的數量取決於(I)達到我們的目標註入速度所需的蒸汽量和(Ii)天然氣價格與我們的石油生產率和售出石油的實際價格的比較。擁有這些不同的蒸汽發電設施，可以最大限度地控制蒸汽供應、地點，在某種程度上，還可以控制蒸汽發電的總成本。我們購買的用於產生蒸汽和電力的天然氣主要是基於落基山脈的價格指數，包括運輸費，因為我們目前大部分的天然氣需求都是從落基山脈購買的，其餘的在加州購買。
營銷安排
我們銷售原油、天然氣採購和電力。
原油。我們加州約92%的原油生產通過原油管道連接到加州市場。我們通常不運輸、提煉或加工我們生產的原油，也沒有任何長期的原油運輸安排。加州的石油價格受到布倫特原油價格的影響，因為加州煉油商大約75%的需求從歐佩克+國家和其他水運來源進口。這種動態導致了一段時期，包括最近幾年，主要基準中途日落原油(13°API重質原油)的價格一直等於或超過WTI原油(40°API輕質原油)的價格。我們相信，獲得受布倫特原油影響的定價有助於我們繼續在加州實現強勁的現金利潤率。我們的石油生產主要是根據對市場敏感的合同銷售的，這些合同的定價通常與採購商公佈的產區價格存在差異。我們以短期合同出售我們所有的石油生產。從歷史上看，猶他州含蠟的石油質量主要限制了對鹽湖城市場的銷售，鹽湖城市場在很大程度上依賴於該地區的石油供求。最近該盆地石油供應緊張的局面取得成功，增加了供應，並對現貨油價構成下行壓力。由於這些情況，我們正在努力將我們的原油出售給盆地以外的市場。通過鐵路向其他市場出口的選擇是可用的，過去也曾使用過，但相對昂貴。我們還進行了石油對衝，以保護我們的運營費用和其他成本不受價格波動的影響。
天然氣。我們的天然氣生產主要是根據對市場敏感的合同銷售的，這些合同的定價通常與已公佈的產區天然氣指數價格存在差異。我們的天然氣生產是根據季節性現貨價格或指數合同出售給買家的。我們以對市場敏感的價格或現貨價格，以短期合同出售我們所有的天然氣和天然氣生產。在某些情況下，我們簽訂了天然氣加工合同，根據合同，剩餘的天然氣以短期合同出售，但相關的天然氣液化天然氣以長期合同出售。在所有這些情況下，剩餘的天然氣和天然氣都是以對市場敏感的指數價格出售的。
NGL。我們沒有長期或長途的州際NGL運輸協議。我們使用基於市場的定價將我們幾乎所有的NGL出售給第三方。我們的NGL銷售一般是根據加工合同或短期銷售合同進行的。
天然氣採購。 我們以基於市場的短期合同購買天然氣。我們有長期的管道運力協議，將天然氣從落基山脈運往我們在加州的資產，這有助於減少我們受到燃料氣購買價格波動的影響。我們還對購買天然氣進行對衝，以保護我們的運營費用不受價格波動的影響。
發電。我們的熱電聯產設施為我們的物業提供電力和蒸汽，併為非租賃銷售提供電力。我們的四個熱電聯產設施位於我們某些產油區的中心，其總髮電能力約為66兆瓦。每個設施產生的蒸汽能夠輸送到我們的熱採工藝需要蒸汽的許多油井中。熱電聯產設施的主要目的是降低我們重油作業中的蒸汽和電力成本。
我們的PanFee Cogen和21z Cogen設施產生的電力和蒸汽僅用於現場作業。
在截至2023年12月31日的年度內，我們每天向電網出售約326兆瓦時的熱電聯產電力，並在租賃業務中平均每天消耗約297兆瓦小時的熱電聯產電力。這四個熱電聯產設施平均每天生產約14,000桶蒸汽。在2023年期間的不同時期，我們做出了經濟上的決定，通過暫時減少熱電聯產設施的發電量和蒸汽發電量來減少加州的天然氣消耗。剩餘電力的銷售合同、經濟市場價格和監管條件會影響這些設施對我們業務的經濟價值。
電力銷售合同。我們根據加州公用事業委員會(CPUC)批准的長期PPA將我們的一家熱電聯產設施生產的電力出售給加州投資者擁有的公用事業公司太平洋燃氣電力公司(PG&E)。PPA將於2026年11月到期。
主要客户
在截至2023年12月31日的一年中，對PBF Holding、雪佛龍和Phillips 66的銷售額分別約佔我們銷售額的41%、20%和10%。截至2023年12月31日，來自兩個客户的貿易應收賬款約佔我們應收賬款的31%和25%。
如果我們失去了我們的任何一個主要石油和天然氣買家，損失可能會停止或推遲我們在該特定買家服務區的石油和天然氣的生產和銷售，並可能對我們能夠銷售的石油、天然氣和NGL的價格和數量產生不利影響。有關營銷風險的更多信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險.”
物業的標題
按照石油和天然氣行業的慣例，我們最初只對收購時的物業所有權進行初步審查。在開始對該等物業進行鑽探作業前，我們會進行更徹底的業權審查，並就重大缺陷進行補救工作。我們不會在物業上開始鑽探作業，直到我們修復了對項目至關重要的此類物業上的已知所有權缺陷。個別物業可能會承受我們認為不會對物業的使用或價值造成重大影響的負擔。物業的負擔可能包括慣常的特許權使用費權益、凌駕於特許權使用費權益之上的特許權使用費權益、經營協議附帶的留置權以及適用法律規定的現行税項、義務或關税、開發義務或淨利潤權益。
競爭
石油和天然氣行業競爭激烈。在我們的上游勘探和勘探業務中，我們歷來遇到來自其他公司的激烈競爭，包括在收購物業、承包鑽井和其他相關服務以及獲得訓練有素的人員方面的獨立運營商。我們還受到鑽機和相關設備競爭的影響。過去，石油和天然氣行業經歷了鑽機、設備、管道和人員短缺，這推遲了開發鑽探，並導致價格大幅上漲。我們的設備和服務提供商的低成本、商品化性質在一定程度上使我們免受生產商在非傳統業務中面臨的成本通脹壓力。我們無法預測何時或是否會出現這種短缺，也無法預測它們將如何影響我們的鑽井計劃。
通過CJWS，我們在加州市場提供服務，我們的競爭對手既有小型地區性承包商，也有擁有國際業務的大型公司。CJWS的收入和收益可能受到幾個因素的影響，包括競爭的變化、客户鑽井和完井活動的波動、對未來石油和天然氣價格的看法、政府監管、天氣造成的幹擾、流行病和總體經濟狀況。我們認為，主要的競爭因素是價格、性能、服務質量、安全性和響應時間。關於石油和天然氣行業的競爭和相關風險的更多信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和
行業—石油和天然氣行業的競爭非常激烈，這使得我們更難獲得資產、銷售石油或天然氣以及獲得訓練有素的人員。”
我們還面臨來自風能或太陽能等替代能源的間接競爭，隨着加州和聯邦政府制定可再生能源和氣候相關政策，這些替代能源可能會變得更具競爭力。
季節性
季節性天氣狀況在過去和未來可能會影響我們的鑽井、生產和油井維修活動。極端天氣條件可能會對滿足鑽井和完井目標以及生產目標構成挑戰。季節性天氣還可能導致對設備、用品和人員的競爭加劇，這可能導致短缺和成本增加或推遲運營。我們的行動一直受到，未來也可能受到冬季冰雪的影響，特別是在猶他州，春季和夏季受到雷暴和高温的影響，以及野火和降雨。例如，在2023年第一季度，由於猶他州和加利福尼亞州前所未有的降雪和降雨天氣，我們經歷了成本增加、生產停機和運輸延誤。異常的暴雨導致洪水和停電，對我們在加州的運營能力產生了不利影響，而猶他州則受到歷史性降雪的影響。從2023年4月開始，天氣好轉，我們的生產在2023年剩餘時間恢復到正常水平。
寒冷的天氣條件導致2023年天然氣價格居高不下。在加利福尼亞州，我們在2023年第一季度經歷了顯著的增長，天然氣價格一度高達每MMBtu(SoCal Gas City-Gate)54.31美元。我們暫時關閉了一個熱電聯產設施，並減少了運營中其他部分的蒸汽產生，從而減少了加州的天然氣消耗，這對生產產生了負面影響。我們尋求通過以與天然氣價格掛鈎的價格將熱電聯產業務的過剩電力出售給第三方，來減輕我們熱電廠的相當大一部分天然氣購買風險。除了天然氣價格對電價的影響外，這些銷售通常在夏季月份更高，因為其中包括季節性容量。與2022年相比，2023年美國西部天然氣價格相對於Henry Hub有所下降。2023年第四季度末，與季度初相比，價格進一步下降。這一趨勢一直持續到2024年初。我們目前的預期是，由於天然氣產量增加和天然氣儲存庫存水平增加，2024年初天然氣價格將繼續下降。我們的對衝策略，加上我們從落基山脈中游獲得天然氣，幫助我們緩解了高天然氣價格對我們成本結構的影響。
監管事項
石油和天然氣行業的監管
與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的E&P業務和CJWS都受到複雜而嚴格的聯邦、州和地方法律法規的約束，而我們的大部分業務和資產所在的加利福尼亞州是美國石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。聯邦、州和地方法律法規管理我們活動的大部分方面，聯邦、州和地方機構可能在這些領域主張重疊的監管權力，包括：
•石油和天然氣生產，包括聯邦、州和私人土地上油井和設施的選址和間距以及相關條件或緩解措施；
•建造、鑽井、完井、刺激、操作、檢查、維護和報廢油井的方法；
•天然氣加工廠、發電廠、壓縮機以及液體和天然氣管道或集氣管道等設施的設計、建造、操作、檢查、維護和退役；
•改善或提高採收率的技術，例如用於壓力管理的蒸汽或液體注入；
•鑽井、完井、刺激、維護和改進或增強採油過程中所用水的來源和處置；
•為鑽探、運營和廢棄或退役油井和設施提供保證金或其他財務保證；以及
•我們產品的運輸、營銷和銷售。
總體而言，現行法律和法規的效果是通過限制我們的財產的使用來限制我們油井的數量和位置，限制我們開發某些資產和進行某些作業的能力，包括通過限制性和繁重的許可和批准程序，併產生減少我們可以從我們的油井生產的石油和天然氣的效果，潛在地將此類產量降低到原本可能或經濟的水平以下。此外，過去行業的監管負擔已導致並可能在未來導致成本增加，因此對運營、資本支出、收益和我們的競爭地位產生了不利影響，並可能在未來繼續產生這種影響。違反這些法律和條例的行為和責任也可能導致聲譽損害和重大的行政、民事或刑事處罰、補救清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉以及其他責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和未來前景產生不利影響。由於對石油和天然氣行業實施了嚴格的環境法規，我們在加州的業務尤其面臨更大的監管風險，而加州當前的政治和社會趨勢繼續增加對石油和天然氣行業的限制，並對其施加額外的許可、緩解和排放控制義務等。我們無法預測加州未來可能對我們的運營施加哪些新的環境法律或法規；但是，任何此類未來的法律或法規都可能對我們的業務和運營結果產生實質性的不利影響。
CalGEM是加利福尼亞州私人和州土地上石油和天然氣鑽探和生產活動的主要監管機構，加州土地委員會對州地表和礦產利益的管理以及其他州和地方機構的額外監督。BLM對加利福尼亞州的聯邦土地行使類似的管轄權，CalGEM也對某些活動主張管轄權。近年來，加州立法機構大幅增加了CalGEM、加利福尼亞州土地委員會和其他州機構在石油和天然氣活動方面的管轄權、職責和執行權，CalGEM和其他州機構也大幅修訂了他們的法規、監管解釋以及數據收集和報告要求。此外，加利福尼亞州立法機構不時提出立法，尋求進一步限制或禁止某些石油和天然氣作業，美國國會和聯邦機構也定期尋求修改環境法律和法規。
接下來將討論政府法規，包括有關環境問題的法規，可能對我們的業務、運營、資本支出、收益和競爭地位產生的潛在影響。有關可能對本公司產生重大影響的監管風險的更多信息，請參閲“第1A條”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險.”
加利福尼亞州允許的考慮因素
州和地方機構或聯邦機構對鑽探和生產活動的許可證和其他批准可能分別根據加州環境質量法案(“CEQA”)或國家環境政策法案(“NEPA”)進行環境審查，這在過去和未來可能導致必要的許可證和批准的發放延遲，以及施加繁重的緩解措施或限制等。例如，運營商在加州進行鑽井作業之前，必須首先獲得當地政府的許可，才能從事石油和天然氣生產的土地使用，這要求當地政府進行符合CEQA的審查，以評估擬議的土地使用可能造成的環境影響，包括對棲息地、鄰近社區、空氣質量、水質和其他環境因素的影響。CEQA對各州的許可決定施加了類似的義務
和當地機構。在發放某些作業(例如，鑽探新油井)所需的許可證之前，CalGEM要求運營商確定滿足CEQA的方式，這通常是通過環境影響審查或州或地方機構的豁免。
在過去的幾年裏，加利福尼亞州和地方各級的一些事態發展導致在我們所有加州資產所在的克恩縣鑽探新油井和氣井的許可證發放嚴重延誤，以及更加耗時和成本密集的許可過程。州和地方機構或聯邦機構對鑽探和生產活動的許可證和其他批准的發放分別根據CEQA和/或NEPA進行環境審查。目前，證明遵守《環境質量和/或國家環境政策法》的要求正在導致(未來可能導致)新油井許可證發放的重大延誤，以及緩解措施的可能性和對擬議油田作業的限制等。運營商在加州從事鑽探作業之前，必須首先獲得從事石油和天然氣土地使用的許可。CEQA要求審查的州和地方機構考慮擬議的石油和天然氣運營的環境影響，以做出許可決定。在歷史上，我們通過遵守克恩縣石油和天然氣作業分區條例來滿足CEQA，該法令得到了克恩縣環境影響報告(“克恩縣環境影響報告”)的支持。然而，克恩縣的EIR在2020年受到了法律挑戰，最近的一項決定於2024年3月7日發佈，指示克恩縣準備一份修訂的EIR，糾正某些違反CEQA的行為，傳閲修訂的EIR以供公眾審查和評論，並在認證修訂的EIR之前準備和發佈對收到的任何評論的回覆。克恩縣EIR的暫停，以及根據克恩縣分區條例審查和批准許可證的規定仍然有效。因此，我們依賴克恩縣EIR證明符合CEQA以獲得開採新油井的許可和批准的能力受到限制，除非克恩縣能夠有利地解決訴訟並根據CEQA認證新修訂的EIR。作為訴訟的結果，在整個2023年和2024年的今年到目前為止，我們和任何其他運營商都沒有獲得使用克恩縣EIR鑽探新油井的許可，以證明符合CEQA。事實上，自2023年1月以來，向任何石油生產商發放的在加州鑽探新油井的許可證相對較少。
目前，由於克恩縣EIR的法律挑戰，為了獲得在克恩縣鑽探新油井的許可證，我們必須通過克恩縣EIR以外的方式向CalGEM證明符合CEQA。Berry有一項單獨的環境影響分析，涵蓋了某些資產，過去我們已經成功地獲得了在覆蓋地區鑽探新油井的許可。然而，我們在2023年第三季度開始在這些地區延遲發放鑽探許可證，我們認為這是由於CalGEM的CEQA審查程序發生了變化。此外，在2023年第三季度，我們開始遇到修井和繞道許可審批流程的延誤，我們認為這也是由於CalGEM審查流程的變化。雖然最近收到這些許可證的時間不一致，但我們繼續收到許可證。
2023年我們大約95%的產量來自我們的基礎生產，其餘的來自年內在加州鑽探的33口井(5口新井和28口側鑽)、修井和其他與現有井眼相關的活動，以及從收購Macpherson獲得的產量。與2023年類似，我們的2024年計劃假設我們不會獲得鑽探新油井的許可，而是專注於鑽探側鑽和修復現有油井。我們還預計在2023年底從麥克弗森收購和其他補充性收購中獲得的資產中受益於全年的生產，這將有助於我們在2024年保持產量基本持平。我們目前手中有足夠的許可證，應該可以讓我們在2024年7月左右保持旁路活動，並在大約上半年持續開展修井活動。我們正在獲得支持我們的2024年計劃所需的剩餘許可，同時也在努力獲得更多的許可，以支持未來的計劃。2024年全年產量持平所需的許可申請已提交給CalGEM，正在等待批准。這些申請都不依賴於克恩縣的EIR。
關於潛在的未來計劃，我們已經提交了新的鑽探許可證，正在等待CalGEM的審查；14個是針對我們有單獨環境影響分析的地區的油井，75個是在需要克恩縣EIR來證明符合CEQA的地區。關於後者，這75份許可證申請已通過發放克恩縣許可證獲得當地批准，並有助於確保高效
CalGEM對這些許可證的處理和最終批准如果恢復克恩縣EIR，我們正在尋求CalGEM有條件地批准這些許可證，但條件是恢復克恩縣EIR以確認CEQA合規。見第一部分，第1A項。有關克恩縣EIR和其他許可考慮因素的更多信息，請參閲本年度報告中的“風險因素”。
另外，2021年2月，生物多樣性中心對CalGEM提起訴訟，指控其依賴克恩縣EIR做出石油和天然氣決策違反了CEQA，CalGEM要求進行符合CEQA的獨立環境影響審查，然後該機構才能發放石油和天然氣許可證和批准。最近，阿拉米達縣高等法院駁回了CalGEM要求對訴狀做出判決的動議，訴訟仍在進行中。我們無法預測其最終結果，也無法預測它是否會導致證明遵守CEQA和許可程序的要求發生變化，即使克恩縣的EIR最終被認為足夠並恢復。
此外，如果我們無法在2024年之前獲得新的鑽井許可證，可能會導致我們2023年12月31日儲量報告中確定的2025年12月31日之前到期的已探明未開發儲量的一部分損失。
挫折
另外，2022年9月16日，加利福尼亞州州長簽署了第1137號參議院法案，禁止CalGEM允許任何新油井或現有油井的返修，如果擬議的新鑽探或返修距離某些敏感感應器3200英尺以內，從2023年1月1日起生效。2023年1月6日，CalGEM支持執行參議院第1137號法案的緊急條例獲得行政法辦公室的批准，並公佈了最終條例。這些規定包括：向物業業主和租户發出通知，説明所進行的工作並提供鑽井前後測試水井或地表水的採樣；新生產設施所需通知的內容；每年提交敏感受體清單和敏感受體地圖及其內容和格式；以及運營商已確定某個位置不在衞生保護區內的情況下的聲明要求。參議院第1137號法案的其他條款包括，除其他外，對位於與噪音、光和粉塵污染控制和空氣排放監測有關的敏感接收器範圍內的油井實施HSE控制，並立即暫停被確定為不符合某些空氣排放要求的生產設施的作業。如果參議院第1137號法案在2024年11月的選舉中獲得批准，後一項條款將於2025年1月1日生效。
2022年12月，選民公投(“公投”)的支持者收集到的簽名超過了將參議院第1137號法案放在2024年11月的投票中供選民批准所需的簽名數量。2023年2月3日，加利福尼亞州國務卿對簽名進行了認證，並確認公投有資格參加2024年11月的投票。因此，參議院第1137號法案將被擱置，直到付諸表決，儘管如果國務卿的認證存在法律挑戰，任何擱置都可能被推遲。
我們的大部分生產都在聖華金盆地的農村地區，如果參議院第1137號法案在2024年11月的選舉中獲得批准，它不太可能受到影響。我們正在積極進行緩解工作，以應對對現有和計劃中的油井的潛在影響，但我們可能無法最終開發這些資產。我們繼續評估這一規則的影響，但我們目前估計，我們總已探明儲量的約10%在參議院第1137號法案確立的挫折範圍內。我們預計這項法律不會導致我們現有的全部已探明已開發生產儲量或當前生產率發生任何重大變化。
未來可能會有額外的立法，這可能會對我們的業務產生不利影響。例如，2023年，一位立法者提出了參議院第556號法案(“SB 556”)，規定擁有石油和天然氣生產設施的實體的經營者和所有者對居住在此類設施周圍3,200英尺以內的個人經歷的某些不利健康狀況，如呼吸道疾病、癌症診斷和某些懷孕併發症，負有連帶責任，但防禦措施有限。參議院第556號法案還規定，對潛在責任方進行民事處罰。雖然SB 556未能通過，但組裝
第3155號法案(下稱“AB 3155”)於2024年2月16日提交，所載條文與SB 556大致相同。
我們繼續評估參議院第1137號法案的影響，以及AB 3155對我們的運營能力和任何增加的責任敞口的潛在影響。
加州氣候相關風險公開法
2023年10月，加利福尼亞州州長簽署了兩項法案，要求在加州開展業務的某些公共和私營公司披露定量和定性的氣候信息。參議院第253號法案(“SB 253”)要求每年披露範圍1、2和3的温室氣體排放，某些排放數據需要第三方保證。該法案要求披露2025年報告年度從2026年開始的範圍1和範圍2温室氣體排放，以及2026年報告年度從2027年開始的範圍3温室氣體排放。SB 253對年收入總額超過10億美元的上市公司和私營公司有效。參議院第261號法案(“SB 261”)要求在公司網站上每兩年披露一次與氣候有關的金融風險，以及公司為減少和適應此類風險而採取的措施。該法案要求披露從2026年開始的2025報告年度與氣候相關的金融風險披露。SB 261對年收入總額超過5億美元的上市公司和私營公司有效。這兩項法律都在聯邦法院受到了挑戰。根據SB 253和SB 261的要求加強與氣候相關的披露也可能導致不同利益相關者的聲譽或其他損害，或對我們獲得資本的機會產生不利影響，因為我們的披露可能與利益相關者的預期不符，並可能增加我們的訴訟風險。
加州地下注水控制條例
聯邦安全飲用水法案(“SDWA”)和加州地下注水控制(“UIC”)計劃根據安全飲用水法案和相關州法律頒佈，對管理採出水(含鹽的鹽水廢水和油井和天然氣井產生的其他成分)的注入和處置井的鑽探和運營進行監管。在開發和使用深度注水井處理產出水或提高採收率之前，必須獲得許可證，並且必須定期進行井套完整性監測，以確保井套不會將產出水泄漏到地下水。美國環境保護署(EPA)在一些州直接管理地下水保護項目，在其他州，如加利福尼亞州，管理授權給州。
從2019年4月起，CalGEM最終敲定了新的UIC法規，該法規影響到特定類型的井：(I)為提高石油採收率而注入水或蒸汽的井，以及(Ii)在生產過程中返回從油層中湧出的鹹水地下水的井。關鍵法規包括更嚴格的測試要求，旨在識別潛在泄漏，增加數據要求，以確保對擬議項目進行全面評估，持續的油井壓力監測，要求在存在安全或環境風險時自動停止注入，以及要求披露靠近供水井的注水井的化學添加劑。儘管有這些變化，2021年9月，環境保護局單獨向加州自然資源局和州水資源控制委員會發出了一封信，説明加州遵守2015年合規計劃的情況，該計劃涉及加州根據UIC條例批准含水層豁免並將這些批准提交環境保護局審查的程序。這封信要求加州在2022年9月之前採取適當行動，否則環保局將考慮採取額外行動，對加州對UIC計劃的管理施加限制，扣留用於UIC計劃管理的聯邦資金，並直接命令石油和天然氣運營商向未經EPA授權的地層注入石油和天然氣，以及其他措施。該州於2021年10月提出了一項擬議的履約計劃，並於2022年8月發出了一封后續信函，提供了年中的最新情況，但到目前為止，環保局尚未做出迴應。對注水井操作的額外限制、聯邦政府對UIC許可過程的更多監督，以及加州缺乏資金管理UIC計劃下的許可，所有這些都有可能對我們的運營產生不利影響，並導致運營和合規成本增加。
圍繞UIC法規遵從性的不確定性不時導致獲得UIC許可證的延遲，以提高石油採收率、處理油田廢物和注水井，這反過來又可能推遲我們獲得進行計劃運營所需的其他許可證的能力。此外，與潛在風險相關的擔憂
地下水污染問題導致了對UIC許可和加州其他石油和天然氣活動的更嚴格審查。未來可能會對我們的業務施加更嚴格的法規或限制，以限制我們獲得UIC許可證以提高石油回收和處理油田廢物的能力。此外，CalGEM表示正在與加利福尼亞州水資源控制委員會協調，就加強對注水井許可決定的審查提出規則。任何此類變化都可能對我們的運營產生不利影響。例如，儘管“加密鑽探”過去一直被認為不受CalGEM某些許可要求的限制，例如需要獲得新的項目批准書(“PAL”)，但CalGEM似乎限制了它認為擬議的鑽探是對已移交油田用途和影響的區域的“加密”。當操作員試圖改變現用注水井的位置或添加項目申請中先前未確定的新注水井時，就會出現加密井。2022年3月，CalGEM向運營商發出通知，通知運營商與批准注水井有關的新核對表文件，其中包括增加非擴張加密井。加密油井審批流程的變化可能會推遲允許注入和其他活動，並可能導致我們運營的合規成本增加。我們未來2024年以後的計劃可能會受到無法及時獲得執行我們的鑽探和開發計劃所需的某些許可的影響，原因是延遲獲得必要的UIC許可。過去，儘管存在這些允許的不確定性，我們仍能夠修改我們的鑽探和開發計劃，並獲得支持持續運營所需的許可證，但不能保證我們未來能夠繼續成功地處理這些問題。
加州關於封堵和廢棄石油和天然氣設施的要求
在加利福尼亞州，閒置油井是指兩年或更長時間未使用且尚未根據CalGEM法規永久密封的油井。沒有可識別的、負責任的經營者並因此成為國家負擔的閒置油井被稱為孤兒油井。2019年4月，CalGEM發佈了最新的閒置油井法規，包括證明閒置油井機械完整性的全面油井測試製度、測試或封堵和廢棄閒置油井的合規時間表、收集必要的數據以確定測試和/或封堵閒置油井的優先順序、對每口閒置15年或更長時間的油井進行工程分析，以及對現役觀測油井的要求。此外，運營商被要求要麼提交年度閒置油井管理計劃，説明他們將如何封堵和廢棄，要麼重新激活指定百分比的長期閒置油井，或者支付額外的年費並進行額外的測試，以保持更大的靈活性，使長期閒置油井在未來恢復服務。此外，在2019年，加利福尼亞州州長簽署了議會法案1057，立法要求CalGEM研究和優先處理有排放的閒置油井，評估廢棄、退役和恢復的成本，並審查和更新運營商的相關賠償保證金金額(如果有擔保)，最高可達指定的上限。這項立法還擴大了CalGEM的職責，從2020年1月1日起生效，包括公共健康和安全以及在滿足該州能源需求的同時減少或減輕温室氣體(“GHG”)排放。
到目前為止，我們已經滿足了我們閒置油井管理計劃的條件，我們有望在2024年再次做到這一點。2023年，我們在封堵和廢棄活動上花費了大約1800萬美元。2024年，我們目前估計此類活動的支出約為2100萬至2400萬美元，以履行我們每年的封堵和放棄義務。
2021年第四季度，我們收購了CJWS，作為一條新的業務線，為加州的行業提供標準油井服務，包括為我們和其他運營商以及加利福尼亞州封堵和廢棄加州各地的閒置油井。我們認為，CJWS處於有利地位，能夠獲得州和聯邦資金，幫助修復閒置油井；據CalGEM稱，截至2023年12月31日，加州約有34,000口閒置油井，其中約5,300口據信是廢棄或孤兒油井。
除了堵住閒置油井的要求外，加州州長還於2023年10月簽署了議會法案1167(AB 1167)，使之成為法律，該法案對獲得加利福尼亞州油井或生產設施經營權的人施加了更嚴格的財務保證要求。AB 1167要求這些人滿足由國家確定的保證金要求，足以支付全部封堵和廢棄成本、退役以及正在收購的所有油井和生產設施的現場修復。在國家確定適當的保證金金額並提交保證金之前，禁止轉讓油井或生產設施的經營權。在簽署AB 1167之後，加利福尼亞州州長呼籲進一步
對收購資產的新要求進行立法修改，以減輕法律實施後成為州債務的孤兒油井數量增加的潛在風險；然而，迄今為止，尚未提出任何法案來滿足加利福尼亞州州長的要求。如果法律按成文執行，我們可能會面臨與新收購相關的保證金或其他財務保證相關成本的增加，或者可能會發現，由於這些成本，尋求某些收購是不可行的。
影響加州石油和天然氣活動的其他行動
近年來，加利福尼亞州州長和加州立法機構採取了一系列行動，試圖減少該州化石燃料的供應和需求。例如，2022年9月，加利福尼亞州州長簽署了第1279號參議院法案，使之成為法律，該法案將州長辦公室之前發佈的一項行政命令編纂為法律，該命令要求該州在2045年之前實現碳中和。此外，加利福尼亞州州長此前發佈了一項行政命令，確立了幾個目標，並指示幾個州機構採取某些行動來減少温室氣體的排放，包括但不限於：逐步停止銷售產生排放的車輛；制定戰略，關閉加州的石油和天然氣設施並將其重新用於其他用途；以及呼籲加利福尼亞州立法機構在2024年之前制定新的法律，禁止該州進行水力壓裂。2024年2月，CalGEM發佈了一項擬議的法規，正式結束該州的水力壓裂，完全限制了對進行油井增產處理的許可證申請的批准。我們目前在加利福尼亞州沒有進行任何水力壓裂，我們的近期計劃不包括開發需要水力壓裂的資產。
另外，2020年10月，加利福尼亞州州長髮布了一項行政命令，確立了到2030年保護加州至少30%的土地和沿海水域的州目標，並指示州機構實施其他措施來緩解氣候變化和加強生物多樣性。目前，我們無法預測這一訂單可能導致的潛在未來行動，也無法預測這些行動可能如何影響我們的運營。
此外，總裁·拜登於2022年8月16日簽署了《降低通貨膨脹法案》(“IRA”)，其中包括對石油和天然氣行業某些來源的甲烷排放徵收費用，併為可再生能源和低碳或零碳產品提供重大激勵。從2024年開始，愛爾蘭共和軍的甲烷排放費對某些石油和天然氣設施的過量甲烷排放徵收費用，從2024年的每公噸泄漏甲烷900美元開始，到2025年上升到1200美元，2026年及以後增加到1500美元。與此相關的是，2024年1月12日，環保局發佈了一項實施IRA甲烷排放費要求的擬議規則；即根據該機構温室氣體報告規則的石油和天然氣系統來源類別要求，對超過指定廢物排放門檻的設施每年報告超過2.5萬公噸二氧化碳當量温室氣體的甲烷排放徵收年費。徵收這項費用和利率協議的其他規定可能會增加我們的運營成本，從而可能對我們的業務和運營結果產生不利影響。
對聯邦土地上石油和天然氣開發的限制
截至2023年12月31日，我們在加利福尼亞州和猶他州的淨面積分別約有16%和26%位於聯邦土地上，這分別佔我們在加利福尼亞州和猶他州總探明儲量的約11%和16%，佔我們在加利福尼亞州和猶他州的PUD地點的約10%和12%。未來可能會對聯邦土地上的石油和天然氣活動施加額外的聯邦限制。例如，2021年1月27日，總裁·拜登發佈了一項行政命令，在法律允許的範圍內，暫停在聯邦土地上發放新的石油和天然氣開發租約，並呼籲對聯邦土地上此類活動的現有租賃和許可做法進行審查(該命令澄清，它不限制在部落土地上進行此類活動，包括聯邦政府僅託管的部落土地)。儘管該命令不適用於有效租約下的現有運營，但我們不能保證不會採取進一步行動，限制聯邦土地上的石油和天然氣開發。這些聯邦租賃活動的暫停促使幾個州對拜登政府採取法律行動，導致路易斯安那州的一名聯邦地區法官於2021年6月發佈了全國性的初步禁令，並於2022年8月發佈了永久禁令，有效地停止了對2021年3月24日之前被取消或推遲的租約暫停租賃的執行。另外，內政部(DOI)發佈了關於聯邦天然氣租賃和許可做法的報告
2021年11月，參考了多項建議和聯邦石油和天然氣租賃計劃現代化的總體意圖，包括優先在已知資源潛力的地區進行租賃，並避免與娛樂、野生動物棲息地、 保護和歷史文化資源發生衝突的租賃。愛爾蘭共和軍迴應了報告中的一項建議，將在岸特許權使用費税率提高到16⅔%。2023年7月，內政部發布了一項擬議規則，整合了2021年11月報告中的建議，修訂了陸上聯邦石油和天然氣租賃計劃的各種財務條款--擔保要求、特許權使用費和最低出價。雖然目前無法預測擬議規則或這些行動的最終影響，但對聯邦石油和天然氣活動的此類限制可能會導致成本增加，並對我們的運營產生不利影響。
關於根據《國家環境政策法》採取的重大聯邦行動，最近的修改也可能對聯邦土地上的石油和天然氣活動施加進一步限制。2021年10月，拜登政府宣佈了對特朗普政府2020年敲定的規則的三項重大變化。這些變化包括授權機構考慮重大聯邦行動的直接、間接和累積影響，包括化石燃料項目的上游和下游温室氣體排放影響；允許機構確定項目的目的和需求(從而允許考慮危害較小的替代方案)；給予機構更大的靈活性，根據環境質量委員會(CEQ)的規定製定自己的《國家環境政策法》程序，以滿足機構和公眾的需求。為此，2022年4月，環境質量委員會發布了與擬議中的變化相一致的最終規則，此舉被認為是拜登政府修改《國家環境政策法》的兩個階段方法的“第一階段”。2023年7月，也就是這一進程的第二階段，環境質量委員會發布了一項擬議規則，修訂了《國家環境政策法》程序條款的實施條例，並實施了《財政責任法》中對《國家環境政策法》的修正案。最終規則預計將在2024年第二季度出臺。
部落土地上的行動
截至2023年12月31日，我們在猶他州約67%的淨面積位於部落土地上，約佔我們在猶他州總探明儲量的78%，約佔我們在猶他州PUD地點的76%；我們在加州的資產或業務均未位於部落土地上。除了聯邦、州和地方機構和當局的潛在監管外，印第安人部落頒佈的一套完全不同的、對此類土地擁有管轄權的法律和條例適用於此類土地上的承租人、經營者和其他當事人，無論是部落土地還是分配土地。這些規定包括租賃條款、特許權使用費事項、鑽井和生產要求、環境標準、部落就業和承包商偏好以及許多其他事項。此外，部落土地上的承租人和經營者可能受到部落法院的管轄，除非有關部落明確放棄主權豁免，允許在聯邦或州法院解決部落與這些承租人或經營者之間的糾紛。這些法律、法規和其他問題構成了獨特的風險，可能會對我們的業務提出額外的要求，導致在獲得必要的批准或許可方面出現延誤，或者導致我們的石油和天然氣租約丟失或取消，進而可能對我們在部落土地上的業務產生重大不利影響。
高壓週期蒸汽吞吐及增產措施的限制
我們在加州的業務主要集中在熱砂巖、熱硅藻土和希爾硅藻土開發區，其中只有我們未開發的熱硅藻土資產需要新的高壓循環蒸汽井，而貝裏奇山硅藻土可能需要油井增產處理(“WST”)(也稱為水力吞吐、水力壓裂或水力壓裂)。我們已經將我們的計劃限制在2024年，我們沒有任何近期計劃，需要在我們的貝爾裏奇山硅藻土資產中使用WST。我們確實依賴其他方法來模擬生產，包括使用循環和連續注汽，這是嚴格監管的。對使用這些模擬生產手段的任何限制都可能對我們的運營產生不利影響，包括導致運營延誤、成本增加和產量減少。然而，我們開展這種活動的能力並沒有受到暫停批准新的高壓循環蒸汽井和WST的禁止或其他限制。
如上所述，2019年11月，加州自然資源保護部發布了一份新聞稿，宣佈了CalGEM的四項行動：(1)暫停批准新的高壓循環蒸汽井，等待對處理某些運營商經歷的地面表情的做法的研究；(2)根據加利福尼亞州立法機構於2019年分配給CalGEM的額外職責，審查和更新有關石油和天然氣附近公共健康和安全的法規(上文討論)；(3)對CalGEM發放地下注入活動的WST許可證和PAL的許可程序進行績效審計；以及(4)對勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室未決的WST和PAL申請的技術內容進行獨立審查。2020年9月，加利福尼亞州州長髮布了一項行政命令，其中除其他行動外，要求CalGEM完成其公共健康和安全審查，並提出額外的法規，並注意到加州州長打算尋求立法，在2024年之前停止發放新的水力壓裂許可證。2024年2月，CalGEM發佈了一項擬議的法規，正式結束加利福尼亞州的水力壓裂；行政命令和提案在上文的“-影響加州石油和天然氣活動的額外行動”一節中進一步討論。2020年1月，CalGEM向包括我們在內的運營商發佈了正式通知，稱他們已發佈限制措施，禁止新的地下采油井使用高壓循環蒸汽工藝。2022年2月，CalGEM向過去曾進行高壓循環蒸汽作業的運營商發出信函，表示CalGEM打算逐個油田重新考慮暫停，但我們迄今尚未收到進一步的指導。重要的是，暫停高壓循環注汽沒有影響現有的生產或以前批准的許可證，我們的計劃和業務迄今也沒有受到實質性影響。2023年，我們鑽探了，2024年，我們計劃在這些熱硅藻土屬性中鑽探允許的井。
從歷史上看，州監管機構一直將水力刺激行動作為其石油和天然氣監管計劃的一部分進行監督。然而，聯邦機構不時地對這一過程的某些方面主張監管權力。2016年，環保局發佈了最終規定，除其他外，涉及使用柴油的某些液壓刺激活動，以及捕獲液壓刺激期間釋放的空氣排放的標準。雖然BLM之前在2017年廢除了對聯邦土地上的水力壓裂施加某些要求的規定，但撤銷受到持續的法律挑戰，這些規定可能會在拜登政府的領導下重新考慮。與此相關的是，拜登政府發佈了一項擬議的規則，要求運營商維持在聯邦或美洲原住民租賃土地上作業的泄漏檢測和修復計劃，並在2022年11月提出了一項規則，該規則將限制聯邦土地上油井現場的燃燒，並允許在該機構發現運營商的甲烷廢物最小化計劃不足的情況下推遲或拒絕發放許可證。最終規則計劃在2024年第一季度公佈。這些規則的結果可能會對我們在Uinta盆地的運營產生重大影響，截至2023年12月31日，我們在猶他州已探明儲量的約16%位於聯邦土地上，約78%位於部落土地上。此外，不時向國會提交立法，規定對水力刺激進行聯邦監管，並要求披露刺激過程中使用的化學品。如果通過，這些或類似的法案可能會導致對水力刺激作業的額外許可要求，以及對這些作業的各種限制。這些許可要求和限制可能會對我們在Uinta盆地的作業產生重大影響，包括井場作業的延誤和提高油井產量的成本。
水資源
石油和天然氣勘探和開發活動可能受到水供應的不利影響。乾旱條件、競爭用水和其他對我們獲得水的物理幹擾可能會對我們的業務產生不利影響。近年來，加利福尼亞州和猶他州經歷了持續和嚴重的乾旱條件。因此，水區和加利福尼亞州政府實施了可能限制地下水開採和用水並增加用水成本的法規和政策。猶他州的多個地方政府也實施了用水限制。水管理，包括我們回收、再利用和處置生產的水的能力，以及我們以合理的成本、及時和遵守適用的法律、法規和許可從第三方來源獲得供水的能力，是我們業務的一個重要組成部分。因此，對廢水處理或水供應的任何限制或限制都可能對我們的運營產生不利影響。我們處理和重複使用與石油和天然氣聯產的水，以滿足我們在壓力管理、蒸汽驅和鑽井等活動中的相當大一部分需求，
完成和刺激。我們使用來自不同地方和地區來源的水，特別是用於發電廠和支持某些油田的蒸汽注入等作業。雖然我們的生產迄今為止並未受到廢水排放或第三方水源的限制的重大影響，但我們不能保證未來可能不會受到限制。
健康、安全及環境事宜的規管
適用於我們和我們的業務的聯邦健康、安全和環境法律法規包括（除其他外）：
•《職業安全和健康法》，管理工作場所安全和保護工人的安全和健康；
•《清潔空氣法》(“CAA”)，通過強制實施空氣排放標準、建設和運營許可計劃以及其他合規要求，限制來自多種來源的空氣污染物的排放；
•《清潔水法》(CWA)，限制向美國水域排放污染物，包括產出水和其他石油和天然氣廢物，這一術語的定義廣泛，除其他外，包括某些濕地；
•1990年的《石油污染法》，對《海上人命安全法》進行了修正和補充，並規定了與防止漏油和由漏油造成的損害有關的某些義務和責任；
•《安全飲用水法》(《安全飲用水法》)，除其他事項外，對管理採出水的注水井和處置井的鑽探和操作進行了管理；
•《綜合環境反應、補償和責任法》(“CERCLA”)，對已向環境排放有害物質的地方施加嚴格、連帶和連帶責任(俗稱“超級基金”)；
•美國運輸部的管道和危險材料安全管理局(“PHMSA”)監管能源的安全運輸，包括天然氣管道；
•2007年能源獨立和安全法案，規定了新的燃油經濟性標準，要求生產可再生燃料和其他節能措施，這可能間接影響對我們產品的需求；
•《國家環境政策法》，要求仔細評估石油和天然氣生產活動對聯邦土地的環境影響；
•《資源保護和回收法》(“RCRA”)，管理固體廢物的管理(廣義定義包括液體和氣態廢物)；
•能源部條例，對聯邦土地上的石油和天然氣生產活動提出要求，並規定污染清理和損害責任；以及
•《瀕危物種法》，限制可能影響瀕危和受威脅物種或其棲息地的活動。
聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。加利福尼亞州實施的其他法律類似於上面列出的聯邦法律，而且往往比上面列出的聯邦法律更嚴格。在其他要求和限制中，這些法律和法規：
•要求在鑽井、修井、生產、注入地下流體、強化石油回收方法或廢物處理開始之前，或在設施建造或投入運行之前，獲得各種許可、批准和緩解措施；
•制定特定區域的空氣、土壤和水的質量標準，如聖華金河谷，對空氣、土壤或水的質量進行區域、社區或實地監測，並要求達標計劃達到這些區域標準，其中可能包括對該區域的發展、經濟活動和交通的重大緩解措施或限制；
•在聯邦、州和地方管轄範圍內對業務進行全面的環境分析、記錄和報告，包括為某些業務編寫各種環境影響評估；
•要求安裝複雜的安全和污染控制設備，如泄漏檢測、監測和控制系統，並執行檢查、監測和修理方案，以防止或減少受管制物質向空氣、陸地、地表水或地下水的排放；
•限制水、能源、地表、生境或其他自然資源的用途、類型或來源，並要求採取養護和填海措施；
•限制受管制物質的類型、數量和濃度，包括石油、天然氣、產出水或廢物，這些物質可在鑽井和生產活動中排放或排放到環境中，或因鑽井、生產、加工、發電、運輸或儲存活動而產生的這些材料的任何其他用途；
•限制或禁止在沿海、荒野、濕地、地下水補給或瀕危物種棲息地和其他保護區內的土地上進行鑽探活動，或以其他方式限制或禁止可能影響包括水資源在內的環境並要求為棲息地保護留出地面面積的活動；
•制定廢物管理標準或要求採取補救措施，以限制以前作業造成的污染，例如關閉坑、填海、封堵和廢棄水井或設施退役；
•對我們現在或以前的物業和業務以及我們或我們的前身產生的此類物質釋放或排放的其他地點，對運營造成的污染或先前存在的環境狀況承擔重大責任；
•要求向利益相關者通知擬議的和正在進行的操作；
•將能效或可再生能源標準強加給我們或我們產品的用户，如果我們無法將我們的排放量減少到加州全州覆蓋的温室氣體排放上限以下，則要求購買額度來説明我們的温室氣體排放；
•限制使用石油、天然氣或某些以石油為基礎的產品，如燃料和塑料；以及
•就上述事項徵收税費。
除本文所述與我們的石油和天然氣業務相關的法規外，我們相信，繼續遵守目前適用的健康、安全和環境法律法規不太可能對我們的業務、財務狀況、運營結果或現金流產生重大不利影響。然而，在法律法規日益嚴格的歷史趨勢下，我們不能保證這種情況會一直存在。我們無法預測未來的法律法規或對現有法律法規的重新解釋可能會如何影響我們的財產或運營。
違反這些法律和條例的行為和責任可能導致重大的行政、民事或刑事處罰、補救性清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉，以及其他制裁和責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。此外，這些法律和法規中的某些可能具有追溯力，對於我們和我們的前輩無法控制的事件或條件，可能會要求我們承擔嚴格的或連帶責任，而不考慮過錯、最初活動的合法性或第三方的所有權或控制權。截至2023年12月31日止年度，我們並無產生任何重大資本開支以安裝補救設施或造成污染。
控制我們任何設施中的設備。我們不知道有任何環境問題或索賠需要在2024年期間進行重大資本支出，或者會對我們的財務狀況、運營結果或現金流產生實質性影響。
氣候變化和温室氣體(GHG)排放監管
人類行為造成的氣候變化的潛在威脅繼續在美國和其他國家引起相當大的關注。已經提出並可能繼續在國際、國家、區域和州各級政府一級提出許多建議，以監測和限制現有的温室氣體排放，並限制或消除這種未來的排放。因此，我們的勘探和開發業務面臨一系列與化石燃料生產和加工以及温室氣體排放相關的監管、政治、訴訟和金融風險。
在美國，聯邦一級還沒有實施全面的氣候變化立法。然而，隨着美國最高法院認定温室氣體排放構成CAA規定的污染物，美國環保局通過了一些規則，其中包括對某些大型固定污染源的温室氣體排放建立建築和運營許可審查，要求對美國某些石油和天然氣系統來源的温室氣體排放進行監測和年度報告，並與美國交通部(DOT)一起對在美國製造的運營車輛實施温室氣體排放限制。
此外，各個州和州集團已經通過或正在考慮通過立法、法規或其他監管舉措，側重於温室氣體排放限額和交易計劃、碳税、報告和跟蹤計劃以及限制温室氣體排放，如二氧化碳和甲烷。例如，加州通過加州空氣資源委員會(CARB)實施了温室氣體排放限額交易計劃，為全州範圍內的温室氣體排放設定了最高限額，到2030年，這一上限每年都會下降，比1990年的水平低40%。覆蓋的實體必須減少其温室氣體排放，或購買限額來核算此類排放。另外，加州已實施低碳燃料標準(“LCFS”)和相關的可交易信用額度，要求該州燃料供應的碳強度逐步低於基線汽油和柴油燃料。最近，CARB對LCFS計劃提出了修正案，包括將2030年的碳強度目標從20%提高到30%，並將2045年的碳強度降低目標延長到90%。CARB還頒佈了關於監測、檢漏、修復和報告現有和新的石油和天然氣生產設施的甲烷排放的規定。
除了上述要求加州在2045年前在整個經濟範圍內實現碳中和的行動外，加州還單獨通過了一項法律，要求在2045年前在該州使用100%的零碳電力。此外，加利福尼亞州州長要求CARB分析不遲於2045年在全州範圍內逐步停止石油開採的途徑；然而，CARB的2022年最終範圍計劃(“2022年最終範圍計劃”)，該州碳中和目標的藍圖，確定這樣的逐步淘汰是不可行的，因為交通部門對化石燃料的需求預計將繼續存在，儘管預計到2045年此類用途的化石燃料需求將大幅減少。儘管如此，CARB將繼續評估在其下一個五年計劃中逐步減少的機會。2022年最終範圍劃分計劃還概述了逐步停止在建築物中使用天然氣的計劃，以及其他碳減排事項。我們無法預測這些不同的法律、法規和秩序最終會如何影響我們的運營。然而，這些舉措可能會導致對我們生產的石油、天然氣和NGL的需求減少，或者以其他方式限制或完全禁止我們在加州的業務，從而對我們的收入和運營結果產生不利影響。
在國際層面，聯合國發起的《巴黎協定》要求成員國在2020年後每五年單獨確定並提交一次不具約束力的減排目標。雖然美國已經退出了《巴黎協定》，但總裁·拜登上任第一天就簽署了一項行政命令，承諾美國重新遵守該協定。2021年2月，美國正式重新加入《巴黎協定》，並於2021年4月確立了到2030年將整個經濟體的温室氣體淨排放量在2005年水平上減少50%-52%的目標。此外，在2021年11月于格拉斯哥舉行的第26次締約方大會(“COP26”)上，美國和歐洲聯盟共同宣佈啟動全球甲烷承諾，即
該倡議承諾到2030年將全球甲烷排放量從2020年的水平上減少至少30%的集體目標，包括在能源領域的“所有可行的削減”。次年，美國與歐盟和其他夥伴國宣佈，將制定甲烷排放監測和報告標準，以幫助創造一個低甲烷強度氣體市場。在2023年12月由阿拉伯聯合酋長國主辦的第二十八屆締約方會議上，締約方簽署了一項協議，“以公正、有序和公平的方式在能源系統中放棄化石燃料”，並增加可再生能源的能力，以便到2050年實現淨零，儘管沒有設定做到這一點的時間表。目前還不確定這些行動的全部影響，也不清楚可能會通過或實施哪些可能對我們的行動產生不利影響的其他舉措。
政府、科學和公眾對温室氣體排放引起的氣候變化威脅的擔憂導致美國的政治風險增加，包括某些公職候選人做出的與氣候變化有關的承諾。其中包括承諾採取行動限制排放和限制石油和天然氣的生產，例如禁止在聯邦財產上生產礦產的新租約。2021年1月20日，總裁·拜登發佈行政命令，要求加大對油氣領域甲烷排放的監管力度。隨後，在2021年1月27日，總裁·拜登發佈了一項行政命令，呼籲在氣候變化問題上採取實質性行動，其中包括聯邦政府增加使用零排放汽車，取消對化石燃料行業的補貼，以及加強對各機構和經濟部門與氣候相關風險的重視。總裁·拜登可能採取的其他行動可能包括對管道基礎設施的建立或允許液化天然氣出口設施提出更嚴格的要求，以及對石油和天然氣設施的其他温室氣體排放限制。
訴訟風險也在增加，一些當事人試圖在州或聯邦法院對石油和天然氣公司提起訴訟，指控這些公司生產導致全球變暖影響的燃料(如海平面上升)，從而造成公共滋擾，因此應對道路和基礎設施造成破壞，或者指控這些公司意識到氣候變化的不利影響已有一段時間，但因未能充分披露這些影響而向其投資者或客户隱瞞了重大信息。
化石燃料生產商的財務風險也在增加，因為目前投資於化石燃料公司的股東擔心氣候變化的潛在影響，未來可能會選擇將部分或全部投資轉移到與能源無關的行業。向化石燃料能源公司提供融資的機構貸款人也變得更加關注可持續的貸款做法，其中一些可能會選擇不為化石燃料能源公司提供資金。例如，2023年10月，美聯儲、貨幣監理署和聯邦存款保險公司發佈了一套最終確定的原則，指導資產在1,000億美元或以上的金融機構管理與氣候變化相關的有形風險和過渡風險。限制對化石燃料能源公司的投資和融資可能會導致鑽探計劃或勘探和勘探活動的限制、延遲或取消。此外，在2022年3月，美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)發佈了一項擬議的規則，該規則將建立一個報告氣候風險、目標和指標的框架。我們無法預測規則及其要求的最終形式和實質。該規則對我們業務的最終影響是不確定的，一旦最終敲定，可能會導致遵守任何此類披露要求的額外成本，以及增加的成本和對獲得資本的限制。另外，美國證券交易委員會還宣佈，它正在審查現有的公開申報文件中與氣候變化相關的披露，這增加了如果美國證券交易委員會聲稱發行人的氣候披露具有誤導性、欺騙性或缺陷時的執法可能性。這樣的機構行動可能會增加私人訴訟的可能性。
通過和實施新的或更嚴格的國際、聯邦或州立法、法規或其他監管舉措，對我們等石油和天然氣生產商的温室氣體排放實施更嚴格的標準，或以其他方式限制我們可能生產石油和天然氣或產生温室氣體排放的領域，可能會導致合規成本或消費成本增加，從而減少對我們生產的石油和天然氣的需求或侵蝕其價值。此外，政治、訴訟和金融風險可能導致我們限制或取消石油和天然氣生產活動，因氣候變化而導致基礎設施損壞的責任，或損害我們繼續以經濟方式運營的能力。
此外，氣候變化還可能導致各種物理風險，如極端天氣事件的頻率或強度增加，或氣象和水文模式的變化，這可能對我們的業務以及我們的運營商及其供應鏈產生不利影響。此類物理風險可能會損壞我們的設施或以其他方式對我們的運營產生不利影響，例如，如果我們因乾旱而減少用水量，或對我們產品的需求，例如，較温暖的冬季減少了供暖用能源的需求。這種實物風險還可能影響我們生產或運輸產品所依賴的供應鏈或基礎設施。這些發展中的一個或多個可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
有關更多信息，請參閲“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險—我們的業務受到嚴格監管，政府當局可以推遲或拒絕許可和批准，或改變對我們業務的要求，包括石油和天然氣勘探、開採、運營和生產活動的許可審批程序；油井增產和其他改進的生產技術；以及“-我們的業務受到氣候變化威脅所產生的一系列風險的影響，這些風險可能導致運營成本上升，限制我們進行石油和天然氣勘探開發活動的領域，並減少對我們生產的石油和天然氣的需求。”
人力資本資源
截至2023年12月31日，我們擁有1,282名員工，全部位於美國。其中，925名員工受僱於我們的CJWS業務，其餘的是公司或受僱於我們在加州的E&P業務。目前，我們的員工都不在集體談判或工會協議的覆蓋範圍內。我們還在整個運營過程中使用第三方承包商的服務。
我們相信，培養最優秀的人才，促進安全健康的工作場所，提供包容的文化，並支持我們員工和當地社區的福祉，是公司成功的關鍵。董事會薪酬委員會負責監督公司的人力資本管理政策、流程和做法，包括與勞動力多樣性、薪酬公平、薪酬和激勵結構、員工招聘、保留和發展以及繼任規劃有關的政策、流程和做法。
文化、核心價值觀與員工敬業度
我們致力於員工的福祉，並努力培育反映我們核心價值觀的企業文化。我們的目標是提供發展機會和經濟回報，使我們的員工參與並專注於為加州人民提供安全、負擔得起和可靠的能源。
我們相信公平和公平的薪酬是任何成功組織的基本要素，我們獎勵我們有才華的員工的辛勤工作、素質、經驗和激情。我們努力提供全面和有競爭力的福利，以支持我們員工及其家人的健康和福祉，同時持續提供與我們的使命一致的職業成長和發展機會。此外，我們全體員工(包括我們的高管團隊)的激勵性薪酬計劃與公司在安全和環境責任以及財務管理方面的表現掛鈎。
我們積極工作，幫助我們的員工保持充分參與和賦權，以實現他們的潛力，我們致力於吸引、培養和留住一支高素質和以價值為中心的勞動力隊伍。我們的參與方式以透明度和問責製為中心，我們利用各種渠道促進公開、直接和誠實的溝通，包括通過定期市政廳會議與高管舉行公開論壇，以及員工和經理之間持續的討論和反饋機會，包括績效對話和審查。我們還定期對員工進行調查，以評估敬業度和滿意度驅動因素。參與調查的結果由高級管理層和
然後向我們的員工傳達了一份公司行動計劃，以解決調查中發現的問題。
我們努力促進包容、尊嚴和尊重所有員工的工作場所文化，以及安全、適當和富有成效的工作環境。因此，我們禁止在我們的工作設施以及非現場，包括商務旅行、商務活動和公司贊助的活動中進行騷擾和歧視。特別是，我們的行為準則禁止基於受適用法律保護的任何特徵的任何形式的有辱人格、攻擊性或恐嚇性行為，無論是種族、膚色、民族、民族血統、血統、公民身份、性別、性別認同和/或表達、性取向、精神殘疾、身體殘疾、醫療狀況、遺傳信息、年齡、父母狀況或懷孕、婚姻狀況、宗教、宗教信仰、軍人或退伍軍人身份。
我們重視反映我們所在社區廣泛的文化、人口和哲學差異的勞動力，並努力培養一種支持和保護包容性的文化。作為這方面的一個例子，我們很自豪能夠吸引並留住才華橫溢、經驗豐富的女性加入我們的員工隊伍，擔任我們整個組織的職位。目前，我們的董事會有29%是女性，我們的行政領導團隊有25%是女性，貝瑞的員工總數大約有9%是女性，其中E&P部門有19%是女性，CJWS有5%是女性。
安全健康的工作場所
我們提倡安全第一的文化。健康和安全考慮是我們日常運營中不可或缺的一部分，並被納入我們董事會、管理層和所有員工的決策過程中。滿足有意義的HSE組織指標，包括與健康、安全和泄漏預防有關的指標，是我們針對全體員工的激勵計劃的一部分。我們的企業保持健康和安全培訓計劃，旨在支持安全第一的文化，並允許人員發展適當的技能和對我們的HSE政策的理解。作為員工教育和安全培訓的一部分，我們會進行例行和定期的演習。
企業信息
我們的主要執行辦公室位於北達拉斯Pkwy，聖彼得堡16000號。德克薩斯州達拉斯，郵編：75248，我們的電話號碼是(214)453-2920。我們的網址是Www.bry.com。我們向美國證券交易委員會提交了某些文件，包括我們的Form 10-K年度報告、Form 10-Q季度報告、Form 8-K當前報告以及對這些報告的所有修訂和展示。美國證券交易委員會有一個互聯網站。www.sec.gov，其中包含以電子方式向美國證券交易委員會提交的報告、委託書和信息聲明，以及其他有關發行人的信息。在美國證券交易委員會備案後，我們在合理可行的範圍內儘快通過我們的網站免費提供此類備案文件。除了向美國證券交易委員會提交或提交的報告外，我們還不時在新聞稿、年度股東大會、公開會議和投資者演示文稿中以及通過我們的網站公開披露重大信息。我們網站中包含或可通過我們的網站訪問的信息不是、也不應被視為本報告的一部分。
第1A項。風險因素
如果實際發生以下任何風險，我們的業務、財務狀況和經營結果可能會受到重大不利影響，我們可能無法實現我們的目標。我們不能向您保證以下風險因素中討論的任何事件都不會發生。此外，下面描述的風險和不確定性並不是我們面臨的唯一風險和不確定性。我們目前不知道或我們目前認為無關緊要的其他風險和不確定性最終可能會對我們的業務產生重大影響。
彙總風險因素
石油和天然氣的勘探、開發和生產涉及高度監管的高風險活動，具有許多不確定性和意外情況，可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生不利影響。以下描述的風險和不確定性屬於我們已確定的可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響的項目。在您投資我們的普通股之前，您應該仔細考慮下面提到的風險因素，並在“第1A項”中進行更全面的描述。本年度報告中的“風險因素”。
與我們的運營和行業相關的風險
•我們在加州的所有業務所在的克恩縣，在獲得石油和天然氣活動許可證方面存在重大不確定性，這可能會影響我們的財務狀況和運營結果。
•加利福尼亞州政府限制石油和天然氣生產的嘗試可能會對我們的運營產生負面影響，並導致對化石燃料的需求減少。
•我們盈利和維持財務狀況的能力在很大程度上取決於大宗商品價格。
•烏克蘭衝突、以色列-哈馬斯衝突、相關的價格波動和地緣政治不穩定可能會對我們的業務產生負面影響。
•我們產品的適銷性取決於運輸和儲存設施的可用性，其中大部分不是我們所能控制的。
•我們的石油和天然氣儲量以及相關的未來淨現金流可能會被證明低於預期。
•除非我們取代石油和天然氣儲備，否則我們未來的儲量和產量將會下降。
•石油和天然氣的鑽探和生產涉及許多我們無法控制的不確定性和風險。
•我們可能不會在計劃的時間或根本不鑽探我們確定的地點。
•石油和天然氣行業的競爭非常激烈。
•我們可能無法進行有吸引力的收購或成功完成收購，整合被收購的業務或資產，或進入有吸引力的合資企業。
•我們依賴我們的熱電聯產設施為我們的運營生產蒸汽。運營問題以及第三方不能或不願以商業上合理的條款或其他條件向我們提供足夠的設施和服務，可能會限制進入商品市場。
•我們的大部分行動都在加利福尼亞州，其中大部分是在可能面臨火災、泥石流、地震或其他自然災害破壞風險的地區進行的。
•我們可能會因災難性事件而蒙受重大損失，並面臨重大責任索賠。
•我們可能會捲入可能導致重大責任的法律程序。
•高級管理人員或技術人員的流失可能對業務產生不利影響。
•信息技術和運營失敗以及網絡攻擊可能會對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大影響。
•越來越多地關注ESG事項，包括與氣候有關的報告義務，可能會影響我們的運營和業務。
與我們的財務狀況有關的風險
•我們可能無法使用我們淨營業虧損的一部分結轉和其他税收屬性來減少我們未來的美國聯邦和州所得税義務，這可能會對我們的現金流產生不利影響。
•我們的業務需要持續的資本支出，而我們可能無法提供資金。
•通貨膨脹可能會對我們控制成本的能力產生不利影響。
•我們的對衝活動限制了我們實現大宗商品價格上漲的全部好處的能力，而且可能無法完全保護我們免受價格下跌的影響。
•我們現有的債務協議有限制性的契約，可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事某些活動的能力，而我們的貸款人可能會減少可供我們投資的資本。
•我們可能無法產生足夠的現金來償還我們的債務。
•大宗商品價格下跌、預期資本發展變化、運營成本增加或油井業績不利變化可能會導致我們資產的賬面價值減記。
•我們與客户的信用風險非常集中。
與監管事項有關的風險
•我們的業務受到高度監管，政府當局可以推遲或拒絕所需的許可和批准，或改變對我們業務的要求。
•未來可能的立法可能通常會影響天然氣和石油勘探開發公司的税收，並可能對我們的運營和現金流產生不利影響。
•衍生品立法和法規可能會對我們使用衍生品工具降低與業務相關的風險的能力產生不利影響。
•我們的業務受到氣候變化威脅產生的一系列風險的影響，這些風險可能會導致運營成本增加，限制我們進行石油和天然氣勘探和勘探活動的領域，並減少對我們生產的石油和天然氣的需求。
•通脹削減法案可能會加速向低碳經濟的過渡，並可能給我們的運營帶來新的成本。
與我們的股本相關的風險
•在某些情況下，我們主要股東的利益可能與我們其他股東的利益相沖突。
•我們的大股東及其關聯公司與我們競爭的能力不受限制，公司註冊證書中的公司機會條款可以使我們的大股東受益於我們原本可能獲得的公司機會。
•未來在公開市場上出售我們的普通股可能會降低我們的股價，我們通過出售股權或可轉換證券籌集的任何額外資本可能會稀釋您對我們的所有權。
•股息的支付將由我們的董事會酌情決定。
•我們可能會發行優先股，其條款可能會對我們普通股的投票權或價值產生不利影響。
•我們不再是一家“新興成長型公司”，不再能夠利用降低披露要求的機會。由於失去新興成長型公司的地位，我們預計會產生額外的成本。
•如果未能按照《薩班斯-奧克斯利法案》第404條的標準對財務報告進行有效的內部控制，可能會對我們的業務和股價產生重大不利影響。
•我們的公司註冊證書和章程中的某些條款可能會使股東很難改變我們董事會的組成，並可能阻礙、推遲或阻止合併或收購。
•我們的公司註冊證書指定特拉華州衡平法院為我們的股東可能發起的某些類型的訴訟和訴訟的唯一和獨家論壇。
與我們的運營和行業相關的風險
下文所述的風險和不確定因素屬於我們已確定的可能對我們的業務、生產、戰略、增長計劃、收購、對衝、儲量數量或價值、運營或資本成本、財務狀況、運營結果、流動性、現金流、我們履行資本支出計劃和其他債務和財務承諾的能力以及我們的資本返還計劃產生重大不利影響的項目。
我們在加州的所有業務所在的克恩縣，在獲得石油和天然氣活動許可證方面存在重大不確定性，這可能會影響我們的財務狀況和運營結果。
在過去的幾年裏，加利福尼亞州和地方各級的一些事態發展導致在我們所有加州資產所在的克恩縣鑽探新油井和氣井的許可證發放嚴重延誤，以及更加耗時和成本密集的許可過程。州和地方機構或聯邦機構對鑽探和生產活動的許可證和其他批准的發放分別根據CEQA和/或NEPA進行環境審查。目前，證明遵守《環境質量和/或國家環境政策法》的要求正在導致(未來可能導致)新油井許可證發放的重大延誤，以及緩解措施的可能性和對擬議油田作業的限制等。運營商在加州從事鑽探作業之前，必須首先獲得從事石油和天然氣土地使用的許可。CEQA要求審查的州和地方機構考慮擬議的石油和天然氣運營的環境影響，以做出許可決定。在歷史上，我們通過遵守克恩縣石油和天然氣作業分區條例來滿足CEQA，該法令得到了克恩縣環境影響報告(“克恩縣環境影響報告”)的支持。然而，克恩縣的EIR在2020年受到了法律挑戰，最近的一項決定於2024年3月7日發佈，指示克恩縣準備一份修訂的EIR，糾正某些違反CEQA的行為，傳閲修訂的EIR以供公眾審查和評論，並在認證修訂的EIR之前準備和發佈對收到的任何評論的回覆。克恩縣EIR的暫停，以及根據克恩縣分區條例審查和批准許可證的規定仍然有效。因此，我們依賴克恩縣EIR證明符合CEQA以獲得開採新油井的許可和批准的能力受到限制，除非克恩縣能夠有利地解決訴訟並根據CEQA認證新修訂的EIR。作為訴訟的結果，在整個2023年和2024年的今年到目前為止，我們和任何其他運營商都沒有獲得使用克恩縣EIR鑽探新油井的許可，以證明符合CEQA。事實上，自2023年1月以來，向任何石油生產商發放的在加州鑽探新油井的許可證相對較少。
目前，由於克恩縣EIR的法律挑戰，為了獲得在克恩縣鑽探新油井的許可證，我們必須通過克恩縣EIR以外的方式向CalGEM證明符合CEQA。Berry有一項單獨的環境影響分析，涵蓋了某些資產，過去我們已經成功地獲得了在覆蓋地區鑽探新油井的許可。然而，我們在2023年第三季度開始在這些地區延遲發放鑽探許可證，我們認為這是由於CalGEM的CEQA審查程序發生了變化。此外，在2023年第三季度，我們開始遇到修井和繞道許可審批流程的延誤，我們認為這也是由於CalGEM審查流程的變化。雖然最近收到這些許可證的時間不一致，但我們繼續收到許可證。
2023年我們大約95%的產量來自我們的基礎生產，其餘的來自年內在加州鑽探的33口井(5口新井和28口側鑽)、修井和其他與現有井眼相關的活動，以及從收購Macpherson獲得的產量。與2023年類似，我們的2024年計劃假設我們不會獲得鑽探新油井的許可，而是專注於鑽探側鑽和修復現有油井。我們還預計在2023年底從麥克弗森收購和其他補充性收購中獲得的資產中受益於全年的生產，這將有助於我們在2024年保持產量基本持平。我們目前手中有足夠的許可證，應該可以讓我們在2024年7月左右保持旁路活動，並在大約上半年持續開展修井活動。我們正在獲得支持我們的2024年計劃所需的剩餘許可，同時也在努力獲得更多的許可，以支持未來的計劃。為使生產完全持平所需的許可申請
2024年，沒有一個依賴於克恩縣的EIR，已經提交給CalGEM，正在等待批准。
另外，2021年2月，生物多樣性中心對CalGEM提起訴訟，指控其依賴克恩縣EIR做出石油和天然氣決策違反了CEQA，CalGEM要求進行符合CEQA的獨立環境影響審查，然後該機構才能發放石油和天然氣許可證和批准。最近，阿拉米達縣高等法院駁回了CalGEM要求對訴狀做出判決的動議，訴訟仍在進行中。我們無法預測其最終結果，也無法預測它是否會導致證明遵守CEQA和許可程序的要求發生變化，即使克恩縣的EIR最終被認為足夠並恢復。這起訴訟的潛在影響以及可能的未來訴訟增加了我們是否有能力及時獲得開展業務所需的許可和批准的不確定性。
如果我們不能及時獲得開展業務所需的許可和批准，或在我們的所有財務狀況下，業務結果和前景可能會受到不利和實質性的影響。目前，我們預計2024年計劃產量的90%以上將來自我們的基礎產量，其餘的來自修井、側鑽和與現有井眼相關的其他活動。由於克恩縣EIR的法律挑戰和其他相關的許可不確定性，我們目前的2024年資本預算是在假設2024年不會為尚未完成CEQA分析的地區發放額外的新油井許可證的基礎上編制的，這些地區與目前暫停的克恩縣EIR分開。
根據我們截至2023年12月31日的儲量，如果我們無法在2024年之前通過克恩縣EIR或其他符合CEQA的途徑獲得新的油井鑽探許可證，可能會導致一些已探明的未開發儲量在2025年12月31日到期。此外，CEQA合規要求或許可證發放或續簽的其他條件和要求的任何變化，包括實施新的或更嚴格的環境審查或更嚴格的運營或監測要求，或禁止發放新的石油和石油許可證，以及在克恩縣或整個加利福尼亞州的活動，都將對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利的實質性影響。有關更多信息，請參閲“項目1和項目2.商業和物業--健康、安全和環境事項的規定”。
加利福尼亞州政府限制石油和天然氣生產的嘗試可能會對我們的運營產生負面影響，並導致我們運營的州對化石燃料的需求減少。
加州是我們大部分業務和資產的所在地，是美國對石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。聯邦、州和地方法律法規的結合管理着我們在加州活動的大部分方面，聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。總體而言，現行法律和法規的效果是通過限制我們的財產的使用來限制我們油井的數量和位置，限制我們開發某些資產和進行某些作業的能力，包括通過限制性和繁重的許可和批准程序，併產生減少我們可以從我們的油井生產的石油和天然氣的效果，潛在地將此類產量降低到原本可能或經濟的水平以下。此外，過去行業的監管負擔已導致並可能在未來導致成本增加，因此對運營、資本支出、收益和我們的競爭地位產生了不利影響，並可能在未來繼續產生這種影響。違反這些法律和條例的行為和責任也可能導致聲譽損害和重大的行政、民事或刑事處罰、補救清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉以及其他責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和未來前景產生不利影響。
此外，加利福尼亞州政府最近採取了幾項行動，可能會對該州未來的石油和天然氣生產和其他活動產生不利影響。例如：
•2019年11月，美國環保部發布了一份新聞稿，宣佈了CalGEM的四項行動：(1)暫停批准新的高壓循環蒸汽井，等待對解決某些運營商經歷的地表表情的做法進行研究；(2)根據加利福尼亞州立法機構於2019年分配給CalGEM的額外職責，審查和更新有關石油和天然氣作業附近公共衞生和安全的法規(上文討論)；(3)對CalGEM為地下注水活動發放WST(也稱為水力刺激、水力壓裂或水力壓裂)許可證和項目批准書(PAL)的許可程序進行績效審計；以及(4)由勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室對未決的WST和PAL申請的技術內容進行獨立審查。2020年1月，CalGEM向包括我們在內的運營商發佈了正式通知，稱他們已發佈限制措施，禁止新的地下采油井使用高壓循環蒸汽工藝。暫停新的高壓循環蒸汽井的許可和對WST的限制仍然有效。
•2020年10月，加利福尼亞州州長髮布了一項行政命令，確立了到2030年保護加州至少30%的土地和沿海水域的州目標，並指示州機構實施其他措施來緩解氣候變化和加強生物多樣性。目前，我們無法預測這一訂單可能導致的潛在未來行動，也無法預測這些行動可能如何影響我們的運營。
•2022年9月，加利福尼亞州州長簽署了第1279號參議院法案，將州長辦公室此前發佈的一項行政命令編纂為法律，該行政命令要求該州在2045年之前實現碳中和。此外，加利福尼亞州州長此前發佈了一項行政命令，確立了幾個目標，並指示幾個州機構採取某些行動來減少温室氣體的排放，包括但不限於：(1)逐步停止銷售產生排放的車輛；(2)制定戰略，關閉和重新利用加州的石油和天然氣設施；以及(3)呼籲加利福尼亞州立法機構在2024年之前制定新的法律，禁止該州的水力壓裂。2024年2月，CalGEM發佈了一項擬議的法規，正式結束該州的水力壓裂，限制批准任何進行油井增產處理(包括水力壓裂)的許可證申請。我們目前在加利福尼亞州沒有進行任何水力壓裂，我們的近期計劃不包括開發需要水力壓裂的資產。
•2022年9月，加利福尼亞州州長簽署了參議院第1137號法案，禁止CalGEM允許任何新油井或現有油井的返修，如果擬議的新鑽探或返修距離某些敏感感應器3200英尺以內，從2023年1月1日起生效。2023年1月6日，CalGEM支持執行參議院第1137號法案的緊急條例獲得行政法辦公室的批准，並公佈了最終條例。這些規定包括：向物業業主和租户發出通知，説明所進行的工作並提供鑽井前後測試水井或地表水的採樣；新生產設施所需通知的內容；每年提交敏感受體清單和敏感受體地圖及其內容和格式；以及運營商已確定某個位置不在衞生保護區內的情況下的聲明要求。參議院第1137號法案的其他條款還將要求對同一3200英尺後退區內的現有油井和設施進行污染控制。參議院第1137號法案目前被擱置，等待2024年11月加州大選的投票。我們繼續評估參議院第1137號法案和CalGEM法規的影響，但我們目前估計，我們總已探明儲量的約10%處於參議院第1137號法案確立的挫折範圍內。我們預計這項法律不會導致我們現有的全部已探明已開發生產儲量或當前生產率發生任何重大變化。
•2023年10月，加利福尼亞州州長簽署了AB 1167號法律，對獲得加利福尼亞州油井或生產設施經營權的人提出了更嚴格的財務擔保要求。AB 1167要求這些人滿足由國家確定的保證金要求，足以支付全部封堵和廢棄成本、退役以及正在收購的所有油井和生產設施的現場修復。在國家確定適當的保證金金額並提交保證金之前，禁止轉讓油井或生產設施的經營權。在簽署AB 1167後，加利福尼亞州州長呼籲對新要求進行進一步的立法修改，以減輕在法律實施後孤兒油井數量增加成為州債務的潛在風險。然而，到目前為止，還沒有采取進一步的行動。如果法律按成文執行，我們可能會面臨與新收購相關的保證金或其他財務保證相關成本的增加，或者可能會發現，由於這些成本，尋求某些收購是不可行的。
加州的明顯趨勢是對石油和天然氣活動施加越來越嚴格的限制。我們無法預測加州州長、加州立法機構或州機構未來可能採取的行動，但我們可能面臨合規成本增加、在獲得我們運營所需的批准方面的延誤、面臨更大的責任風險，或由於這些各方未來的行動而受到其他限制。此外，這些各方目前和未來的行動帶來的新發展也可能對我們的運營、成功執行鑽探計劃或以其他方式開發我們儲量的能力產生重大不利影響。因此，加利福尼亞州州長、加州立法機構和州機構最近和未來的行動可能會對我們的業務、運營結果和財務狀況產生實質性和不利的影響。
《氣候企業數據責任法案》和《氣候相關金融風險法案》都規定了與氣候有關的報告義務，包括温室氣體排放，這可能會導致額外的合規成本，限制我們獲得資金的機會，並增加訴訟和聲譽風險。
加州州長於2023年10月7日簽署了氣候企業數據責任法案(CCDAA)或SB 253，與氣候相關金融風險法案(CRFRA)或SB 261一起成為法律。CCDAA要求“在加州開展業務”且年收入總額為10億美元的美國公共和私營公司每年公開披露和核實温室氣體排放範圍1、2和3。CRFRA要求每隔一年披露一份與氣候有關的金融風險報告(符合氣候相關金融披露工作組的建議或國際可持續發展標準委員會與氣候有關的披露標準下的同等披露要求)，供“在加州開展業務”且年收入總額為5億美元的公共和私營公司使用。根據這兩項法律提交報告將於2026年開始，儘管加利福尼亞州州長已指示進一步考慮每項法律的實施截止日期。這兩項法律都在聯邦法院受到了挑戰。目前，我們仍在評估這些法律的潛在影響；然而，如果我們的披露不被視為符合温室氣體排放和氣候相關標準的適用第三方核查，實施可能會導致遵守這些披露要求的額外成本，以及增加獲得資金的成本和限制。另外，加強與氣候相關的披露要求可能會導致我們與客户、監管機構、投資者或其他利益相關者的關係受到聲譽或其他方面的損害。此外，我們還可能面臨更高的與氣候相關的披露要求，這些要求涉及我們運營中的温室氣體排放造成的據稱損害，我們或本行業其他人據稱已就氣候變化風險發表的聲明，或與我們未來可能就報告的排放進行的任何披露有關的訴訟風險，特別是考慮到計算和報告温室氣體排放的多重重疊温室氣體報告法規的內在複雜性。
我們盈利運營和維持業務和財務狀況的能力高度依賴於大宗商品價格，大宗商品價格在歷史上一直非常不穩定，受到許多我們無法控制的因素的推動。如果油價長期大幅下跌，我們的業務、財務狀況和經營業績可能會受到實質性的不利影響。
我們收到的石油和天然氣生產價格對我們的收入、盈利能力、儲量價值、獲得資本的途徑和未來的增長率等因素都有很大影響。然而，我們收到的價格是
我們的石油和天然氣生產取決於許多我們無法控制的因素，包括但不限於以下因素：
•國內和全球總體政治和經濟狀況，包括徵收關税或貿易或其他經濟制裁、政治不穩定或武裝衝突，包括烏克蘭持續衝突和以色列-哈馬斯衝突、通貨膨脹水平上升以及政府努力降低通貨膨脹或長期衰退；
•全球石油和天然氣供需變化，包括與商業週期和其他因素有關的一般和具體經濟狀況引起的需求變化；
•歐佩克和/或歐佩克+的行動；
•進口國外石油、天然氣的價格和數量；
•全球石油和天然氣的勘探和開發活動水平；
•全球石油和天然氣庫存水平；
•天氣狀況；
•國內外政府的立法努力、行政行動和法規，包括環境法規、氣候變化法規和税收；
•節能工作的成效；
•股東激進主義或非政府組織限制能源部門某些資本來源或限制石油和天然氣勘探、開發和生產的活動；
•影響能源消耗的技術進步；以及
•替代燃料的價格和可獲得性。
從歷史上看，石油和天然氣市場一直非常不穩定，未來可能會繼續波動。石油和天然氣是大宗商品，因此，它們的價格會因供需關係相對較小的變化而出現較大的波動。全球經濟增長推動了對包括化石燃料在內的所有能源的需求。當美國和全球經濟疲軟時，能源需求將下降，大宗商品價格隨之下跌；同樣，當全球能源產量增長超過需求時，過剩的供應會導致大宗商品價格下跌。
過去，對全球經濟狀況、能源成本、地緣政治問題(如烏克蘭持續衝突和以色列-哈馬斯衝突)、通貨膨脹、信貸可獲得性和成本以及美國經濟增長緩慢的擔憂導致經濟活動大幅減少，降低了對全球經濟的預期。如果美國或國外的經濟環境惡化，全球對石油產品的需求可能會進一步減少，這可能會影響我們物業的石油、天然氣和NGL的銷售價格，影響我們的運營水平，並最終對我們的運營業績、財務狀況和自由現金流產生重大不利影響。
此外，儘管加州市場通常受到布倫特原油價格的影響，但加州石油價格最終還是由當地的供需動態決定的。見項目7--“管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--商業環境和市場狀況”。
過去價格的下降，以及未來可能出現的任何下降，預計都會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。這種下降對油井和儲量經濟產生不利影響，並可能減少我們在經濟上可以生產的石油和天然氣的數量，導致計劃中的鑽探和相關活動推遲或取消，直到經濟條件改善到足以支持此類作業的時候。石油或天然氣價格的任何持續下跌都可能對我們未來的業務、財務狀況、運營結果、流動性或為計劃中的資本支出提供資金的能力產生實質性的不利影響。
全球地緣政治緊張局勢以及相關的價格波動和地緣政治不穩定可能會對我們的業務產生負面影響。
2022年2月下旬，俄羅斯對烏克蘭發動重大軍事行動。衝突已經並可能加劇天然氣、石油和天然氣價格的波動，軍事行動、制裁和由此造成的市場混亂的程度和持續時間一直很大，並可能在一段未知的時期內繼續對全球經濟和我們的業務產生重大影響。有證據表明，2022年上半年原油價格上漲的部分原因是俄羅斯和烏克蘭之間的衝突對全球大宗商品和金融市場的影響，以及某些國家對俄羅斯實施的經濟和貿易制裁。或者，俄羅斯和烏克蘭之間的敵對行動因談判退出或其他原因而停止，可能會導致大宗商品價格下跌，這將減少我們從石油和天然氣生產中獲得的收入。
此外，2023年10月7日，美國指認的恐怖組織哈馬斯從加沙地帶對以色列發動了一系列有組織的襲擊。2023年10月8日，以色列正式向哈馬斯宣戰，截至本文件提交之日，武裝衝突仍在繼續。以色列和哈馬斯之間的敵對行動可能會升級，並涉及中東周邊國家。雖然烏克蘭與俄羅斯之間以及以色列與哈馬斯之間的軍事衝突的持續時間、影響和結果極不可預測，但這些衝突可能導致市場和其他方面的重大混亂，包括商品價格和能源供應的大幅波動、金融市場的不穩定、供應鏈中斷、政治和社會不穩定以及其他對宏觀經濟條件的重大和不利影響。目前無法預測或確定這些區域衝突的最終後果。任何此類波動和中斷也可能放大本“風險因素”一節中描述的其他風險的影響。
我們產品的銷售性取決於運輸和儲存設施和其他設施，其中大部分不是我們控制的，以及這些運輸和儲存能力的可用性。如果我們無法以商業上合理的條款使用這些設施，我們的運營可能會中斷，我們的產量可能會減少，我們的收入可能會減少，以及其他不利後果。
石油、天然氣和天然氣生產的銷售在很大程度上取決於卡車、管道和儲存設施、天然氣收集系統和其他運輸、加工和提煉設施的供應、接近和能力，以及是否存在足夠的市場。我們生產的存儲和運輸能力有限，可能無法以商業合理的條款或根本無法獲得。例如，由於全球石油需求嚴重下降和供應大幅增加的前所未有的雙重影響，儲存和運輸能力在2020年第二季度變得稀缺。隨着傳統油罐的裝滿，大量石油被儲存在世界各地的海上油輪上，包括加利福尼亞州海岸外。在有存儲的地方，如近海油輪，存儲成本急劇增加。潛在的風險仍然是，在需求再次惡化或供應激增或兩者兼而有之的情況下，石油儲存可能不可用，而我們現有的產能可能不足以支持計劃的生產率。
此外，如果供需失衡和相關的存儲容量短缺惡化，我們收到的生產價格可能會惡化，甚至可能變成負值。此外，如果我們無法獲得所需的存儲容量，我們可能會被迫關閉加州的大量生產，這可能會對我們的財務狀況、流動性和運營業績產生實質性的不利影響。如果我們被迫停產，我們將產生讓相關油井重新投入使用的額外成本。在停產期間，我們可能會產生額外的成本和運營費用，其中包括維護水庫的健康、履行合同義務和保護我們的利益，而不會產生相關的收入。此外，取決於關井的持續時間，以及我們是否也關閉了相關儲集層的蒸汽注入，而不是招致這些成本，油井最初或根本不會以與關閉時類似的速度恢復正常。根據注汽關閉時間的持續時間，以及由此導致的將油藏恢復到其能量和加熱狀態的低效和經濟性，我們的已探明儲量估計可能會減少，我們的收益可能會有潛在的額外減值和相關費用。我們儲備的減少也可能導致我們在2021年RBL貸款機制下的借款基礎和我們的流動性減少。任何生產中斷的影響的最終意義，
包括對我們財務和運營業績的不利影響的程度，將取決於此類中斷持續的時間長度，而這又將取決於存儲空間被填滿和不可用的時間長度，這在很大程度上是不可預測的，並且基於我們無法控制的因素。
除了由於存儲能力短缺我們可能面臨的限制外，我們能夠生產的石油和天然氣的數量還受到以下因素的限制：由於計劃內和計劃外的維護導致管道中斷，壓力過大，以及我們使用的收集、運輸、儲存、加工、分餾、精煉或出口設施受到有形損害。這些及類似情況所引起的削減可能會持續數天至數月或更長時間，而在許多情況下，我們可能只獲提供有限的預先通知，告知我們何時會出現這些情況及其持續時間。任何此類關閉或削減，或無法獲得從我們油田生產的石油和天然氣的有利交付條件，都將對我們的財務狀況和運營結果產生不利影響。
對已探明儲量和相關未來淨現金流的估計並不準確。我們已探明儲量的實際數量和未來的淨現金流可能會被證明與估計的不同。
儲量和相關未來淨現金流的估計是一個部分主觀的過程，估計石油和天然氣的累積，包括許多不確定性。我們的估計基於各種假設，這些假設最終可能被證明是不準確的，包括：
•其他地區的油藏表現與我們資產的預期表現相似；
•現有相關數據的質量、數量和解釋；
•商品價格；
•與温室氣體法規有關的生產、運營成本、税收和成本；
•開發成本；
•政府法規的影響，包括我們是否有能力及時或根本不為已探明的未開發儲量獲得許可證；以及
•未來的修井和資產報廢成本。
誤解這些變量、不準確的假設、變化的情況或新的信息可能需要我們做出重大的負準備金修訂。
我們目前預計，採收率的提高、擴建和發現，以及潛在的收購，將成為我們增加儲量的主要來源。然而，資本的可獲得性、地質、政府法規和我們獲得許可的能力、開發計劃的有效性以及其他因素可能會影響未來新增儲量的來源或數量。我們儲備估計中的任何重大誤差都可能對我們儲備的淨現值產生重大影響，這可能會對我們在2021年RBL貸款機制下的借款基礎和流動性以及我們的運營業績產生不利影響。
除非我們取代石油和天然氣儲備，否則我們未來的儲量和產量將會下降。
除非我們成功地進行開發和勘探活動或收購含有已探明儲量的財產，否則我們的已探明儲量將隨着這些儲量的產生而下降。要取得成功，我們必須為在地質和經濟上有吸引力的項目調撥足夠的資本，而這些項目會受到資本、發展、營運和監管風險的影響，這些風險已經在上文標題下討論過了。我們的業務需要持續的資本支出。我們可能無法通過運營現金流為這些投資提供資金，也無法以令人滿意的條款或根本無法獲得任何所需的額外資本，這可能會導致我們的石油和天然氣儲量或產量下降。我們的資本計劃也容易受到風險的影響，包括監管和許可風險，這些風險可能會對其實施產生實質性影響。例如，從2022年第二季度開始，由於許可證發放延遲和許可證庫存不足，我們調整了我們的資本發展計劃。由於持續的許可問題，我們在2023年和2024年繼續實施替代資本發展計劃。
見“-在我們所有加州業務所在的克恩縣，在獲得石油和天然氣活動許可證方面存在重大不確定性，這可能會影響我們的財務狀況和業務結果“此外，如果我們無法在2024年之前獲得新的鑽井許可，可能會導致一些已探明的未開發儲量在2025年12月31日之前到期，如果許可問題得不到最終有利的解決，2025年以後的幾年還會失去額外的儲量。儘管我們受益於2023年與收購相關的生產，如麥克弗森收購，但我們是否能夠繼續確定或完成有吸引力的收購併不確定。未來對大宗商品的需求和價格低於預期也有可能對我們未來的計劃資本支出產生實質性的不利影響，例如我們為應對新冠肺炎和歐佩克+的影響而減少2020年計劃資本支出。從長期來看，我們的產量和儲量的持續下降將減少我們的流動性和償還債務的能力，因為我們的運營現金流和我們的資產價值都會減少。
石油和天然氣的鑽探和生產涉及許多不確定性，這些不確定性可能會對我們的業績產生不利影響。
我們開發、生產和收購活動的成功受到許多我們無法控制的風險的影響，包括鑽探不會產生商業上可行的生產或可能導致我們的估計已探明儲量下調的風險，原因包括：
·中國的生產反應不佳；
·缺乏對回收技術的有效應用；
·增加鑽井、完井、刺激、裝備、運營、維護和廢棄油井的成本；
·防止因設備故障、事故、環境危害、惡劣天氣條件、許可或施工延誤、所有權糾紛、表面准入糾紛和其他事項造成的延誤或成本超支；以及
·存在對地球物理和地質分析、生產數據和工程研究的誤解。
其他因素可能會推遲或取消我們的業務，包括：
·避免由於監管要求和程序造成的延誤，包括無法獲得或其他限制許可的限制，以及對水處理、温室氣體排放、蒸汽注入和油井刺激的限制，例如加利福尼亞州最近對裂縫坡度以上的循環蒸汽的限制；
·防止地質構造中的壓力或違規行為；
·由於缺乏或延誤獲得設備、合格人員或用品，包括用於生產或壓力維護的蒸汽用水；
·防止進入生產或管道傳輸設施的延誤；以及
•提供我們部分電力需求的公用事業公司強制停電，以避免火災危險，並檢查與季節性強風有關的線路，季節性強風最近開始發生，可能會影響我們的運營。
這些風險中的任何一種都可能造成重大損失，包括人身傷害或生命損失、財產、儲備和設備的損壞、污染、環境污染和監管處罰。
我們可能不會在計劃的時間或根本不鑽探我們確定的地點。
我們已經特別確定了未來幾年的鑽探地點，這是我們長期增長戰略的重要組成部分。我們的實際鑽探活動可能與目前確定的活動有很大不同。立法和監管方面的發展，例如加利福尼亞州最近通過的挫折規則，可能會阻止我們計劃中的鑽探活動。此外，正如“-在克恩縣獲得石油和天然氣活動的許可存在很大的不確定性，我們在加州的所有業務都是在那裏進行的
可能會影響我們的財務狀況和運營結果新的法規和立法活動可能會導致根據我們的計劃開發我們的物業所需的許可證的批准大大延遲或下降，和/或產生額外的成本。如果未來這些項目的鑽探結果不能建立足夠的儲量來實現經濟回報，我們可能會減少這些項目的鑽探或開發。因此，我們不能保證這些預期的鑽探地點或我們已經確定的任何其他鑽探地點將被鑽探，或者我們是否能夠從這些鑽探地點經濟地生產石油或天然氣。此外，如果我們不在租賃的土地上建立生產，我們的一些租約可能會到期。未來三年到期的租約所涵蓋的綜合淨面積約佔我們於2023年12月31日的總淨面積的3%。根據我們截至2023年12月31日的儲量，如果我們在2024年之前無法獲得新油井的許可證，可能會導致一些已探明的未開發儲量在2025年12月31日之前到期。
石油和天然氣行業的競爭非常激烈，這使得我們更難獲得資產、銷售石油或天然氣以及獲得訓練有素的人員。
我們未來的成功將取決於我們有能力評估、選擇和獲得合適的物業，營銷我們的產品，並獲得熟練的人才，以便在競爭激烈的環境中運營我們的資產。此外，石油和天然氣行業對可供投資的資本也存在激烈的競爭。我們的許多競爭對手擁有並聘用比我們更多的財務、技術和人員資源。
我們可能無法進行有吸引力的收購或成功整合被收購的業務或資產，或進入有吸引力的合資企業，而任何無法做到這一點都可能擾亂我們的業務並阻礙我們的增長能力。
不能保證我們能夠確定或完成有吸引力的收購。2023年7月，我們宣佈了對麥克弗森的收購，並於2023年9月完成了對麥克弗森的收購，並於2023年12月完成了對加利福尼亞州克恩縣一個小型、高度協同的額外工作權益的收購。我們2024年的資本支出預算沒有為新的石油和天然氣資產收購分配任何具體金額。如果我們進行更多的收購，我們將需要使用現金流，尋求額外的資本，或從其他預算用途重新分配資金，所有這些都受到本節討論的不確定性的影響。競爭也可能會增加我們完成收購的成本，或者導致我們剋制自己。我們的債務安排對我們進行合併或合併交易以及產生某些債務的能力施加了一定的限制。見-我們現有的債務協議有限制性的契約，可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事某些活動的能力。此外，完成收購的成功將取決於我們將收購的業務有效地整合到我們現有業務中的能力，可能涉及不可預見的困難，並可能需要我們不成比例的管理和財務資源。
我們可能無法成功整合在收購麥克弗森中收購的業務，也無法實現收購麥克森的預期好處。
兩項獨立業務的合併是複雜、昂貴和耗時的，我們一直並將需要投入管理層的注意力和資源，將麥克森能源的業務實踐和運營整合到我們的業務中。作為一體化進程的一部分，我們可能遇到的潛在困難包括：
·我認為我們無法成功地合併麥克弗森能源的業務，使我們能夠及時或根本實現收購麥克弗森預計將帶來的更多收入機會和成本節約以及其他好處；
·解決與管理合並後的業務相關的複雜性，包括難以解決運營理念中可能存在的差異，以及以無縫方式整合每家公司的複雜系統、技術、網絡和其他資產的挑戰，以最大限度地減少對客户、供應商、員工和其他客户的任何不利影響；
·允許以不太優惠或更具限制性的條款承擔合同義務；以及
·可能存在潛在的未知債務，以及與收購相關的意外增加的費用或延誤。
此外，我們和麥克森能源之前都是獨立運營的。整合過程可能會導致：
·幫助轉移我們管理層的注意力；以及
·我們正在進行的業務中斷或失去動力，或標準、控制程序和政策中的不一致。
這些問題中的任何一個都可能對我們維持與客户、供應商、員工和其他客户的關係或實現收購麥克弗森的預期利益的能力產生不利影響，或者可能減少我們的收益，或者以其他方式對我們的業務和財務業績產生不利影響。
我們依賴我們的熱電聯產設施為我們的運營生產蒸汽。剩餘電力的銷售合同、經濟市場價格和監管條件會影響這些設施對我們業務的經濟價值。
我們依賴於四個熱電聯產設施，它們加在一起，以低於市場價格的價格提供了大約10%的蒸汽容量和大約43%的加州現場電力需求。為了進一步抵消我們的成本，我們根據長期合同將過剩電力出售給加州公用事業公司，這些公司是由我們的某些熱電聯產設施生產的。如果我們輸了，無法以優惠條款續簽，或無法替換此類合同，我們可能無法實現目前收到的成本抵消。我們從這些設施中受益的能力也受到我們持續生產過剩電力的能力和商品價格波動的影響。此外，電價的市場波動和加利福尼亞州的監管變化可能會對我們熱電聯產設施的經濟性產生不利影響，而蒸汽價格的任何相應上漲都可能對我們的運營成本產生重大影響。如果我們無法找到新的或替代的蒸汽源，失去現有的蒸汽源或遇到安裝延遲，我們可能無法最大限度地利用我們的重油資產生產。如果我們失去了電力來源，我們將受到我們可以談判的電價的影響。有關我們的電力銷售合同的更詳細討論，請參閲“項目1和2.業務和物業-運營概述-電力”。
我們的生產物業主要位於加利福尼亞州，這使得我們很容易受到集中在該地理區域運營的相關風險的影響。
我們主要在加利福尼亞州開展業務，加州是美國石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。這種地理集中對我們業務的成功和盈利產生了不成比例的影響，使我們面臨當地價格波動、州或地區法律法規的變化、政治風險、我們擁有最豐富運營經驗和基礎設施的有限收購機會、有限的存儲選擇、乾旱條件和其他地區供需因素，包括收集、管道和運輸能力限制、有限的潛在客户、基礎設施能力和鑽井平臺、設備、油田服務、供應和勞動力的可用性。我們在本節的其他部分以及第一部分的第1和第2項中更詳細地討論了我們加州業務面臨的此類具體風險。本年報內的“商業及物業-規管事宜”。
我們的大部分行動都在加利福尼亞州，大部分行動是在可能受到火災、泥石流、地震、洪水或其他自然災害或極端天氣事件破壞的地區進行的。
我們目前在加州已知的野火、泥石流地區和地震斷裂帶附近開展行動。未來的自然災害或極端天氣事件，如火災、泥石流、洪水、乾旱或地震，可能會導致我們的運營大量中斷和延誤，損壞或摧毀設備，阻止或延誤我們的產品運輸，並導致我們產生額外費用，這將對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。此外，我們的設施很難更換，維修或更換需要相當長的準備時間。例如，2022年12月，嚴重的冬季風暴導致加州的運營面臨挑戰，生產停機，天然氣價格大幅上漲。極端的，不利的
天氣狀況，包括2023年第一季度的洪水，影響了我們的運營和生產水平。由於氣候變化的潛在影響，這些事件可能會更頻繁地發生。我們對地震、泥石流、火災、洪水和其他自然災害的保險將不足以覆蓋我們設施的全部損失，可能不足以彌補我們在任何特定情況下的損失，並且可能不會繼續以可接受的條款向我們提供服務，或者根本不能。
運營問題以及第三方不能或不願以商業上合理的條款或其他方式向我們提供足夠的設施和服務，可能會限制我們生產的商品進入市場。
我們銷售我們的石油、天然氣和天然氣生產的能力取決於許多因素，包括生產油田靠近管道、煉油廠和終端設施，對此類設施產能的競爭，此類設施的損壞、關閉和週轉，以及它們收集、運輸或加工我們產品的能力。如果我們無法以商業上合理的條款或其他方式獲得這些設施，我們可能會被迫關閉一些生產，或者在發現碳氫化合物後推遲或停止鑽探計劃和商業生產。我們依賴，並預計未來將依賴第三方設施來提供我們產品的存儲、加工和傳輸等服務。我們開發和出售儲備的計劃可能會因第三方無法或不願以商業合理的條款或其他條件向我們提供足夠的設施和服務而受到重大不利影響。如果我們生產的大宗商品進入市場受到限制，我們的成本可能會增加，我們預期的產量增長可能會受到影響。
我們可能會因災難性事件而蒙受重大損失，並面臨重大責任索賠。我們可能沒有為這些風險投保，或者我們的保險可能不足以保護我們免受這些風險的影響。
我們沒有全額投保一切險。我們的石油和天然氣勘探和勘探活動，可能會受到火災、爆炸、石油和天然氣泄漏、漏油、管道和儲罐破裂以及未經授權排放鹽水、油井模擬和完井液、有毒氣體或其他污染物進入地面和地下環境、設備故障和工業事故等風險的影響。我們通過我們的客户和其他市場參與者(如煉油商)間接面臨類似的風險。其他災難性事件，如地震、洪水、泥石流、火災、乾旱、傳染病、恐怖襲擊和其他導致業務停止或減少的事件，可能會對我們的業務和我們所在的社區產生不利影響。例如，公用事業公司已經開始暫停電力服務，以避免加州在颳風期間發生野火，這是一種未投保的業務中斷風險。如果我們認為可獲得保險的成本相對於所呈現的風險而言過高，我們可能無法獲得或可能選擇不獲得某些風險的保險。
我們可能會捲入可能導致重大責任的法律訴訟。
與許多石油和天然氣公司一樣，在我們的正常業務過程中，我們不時涉及各種法律和其他程序，例如所有權、特許權使用費或合同糾紛、監管合規問題以及人身傷害或財產損害問題。這樣的法律程序本質上是不確定的，其結果也無法預測。無論結果如何，由於法律費用、轉移管理層和其他人員的注意力等因素，此類訴訟可能會對我們產生實質性的不利影響。此外，一個或多個此類訴訟的解決可能導致責任、合同或其他權利的喪失、懲罰或制裁，以及需要改變我們的業務做法的判決、同意法令或命令。此種賠償責任、處罰或制裁的應計費用可能不足，而確定與法律程序和其他程序有關的應計費用或損失範圍的判決和估計在不同時期可能會有很大變化。
高級管理人員或技術人員的流失可能會對我們的業績和運營產生不利影響。
我們依賴我們的高級管理人員和技術人員的服務，而且可能會被剝奪。我們不會維護，也不打算為這些個人的服務損失購買任何保險。
信息技術和運營失敗以及網絡攻擊可能會對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大影響。
我們依靠電子系統和網絡來溝通、控制和管理我們的業務，並準備我們的財務管理和報告信息。我們站點和系統的用户訪問和安全是我們運營的關鍵要素，雲安全和防止網絡安全事件的保護也是如此。如果這些系統和網絡沒有準確的數據和訪問權限，我們溝通、控制和管理業務的能力可能會受到不利影響。
我們面臨各種網絡安全威脅，包括試圖未經授權訪問敏感信息，或使數據無法使用，或系統無法使用。我們的設施、第三方設施和運營技術以及加工廠和管道等基礎設施的安全也面臨威脅。我們還容易受到惡意威脅和先進的民族國家威脅行為者的威脅。我們經歷過網絡安全事件，但沒有因此而對我們的業務和運營造成任何實質性的不利影響。我們實施各種程序和控制措施，以監測和減輕安全威脅，並提高我們的信息、設施和基礎設施的安全性，這可能會導致資本和運營成本增加。此外，不能保證這些程序和控制措施足以防止違反安全規定或發生其他事件。如果發生安全漏洞，可能會導致敏感信息的丟失、對我們的運營至關重要的關鍵基礎設施或功能的丟失、錯誤的電匯、無法結算交易或維護運營、運營中斷或其他不利事件。如果我們遭遇攻擊，而我們的安全措施失敗，可能會對我們的業務和我們所在的社區造成嚴重的潛在後果，並可能損害我們的聲譽，並導致因補救行動、業務損失或潛在責任(包括監管執法、違反隱私或證券法律法規，以及個人或集體訴訟索賠)而造成的經濟損失。
能源行業越來越依賴數字技術進行日常運營，移動通信設備的使用迅速增加。工業控制系統，如監控和數據採集(“SCADA”)系統，現在可以控制大規模的過程，這些過程可以包括遠距離的多個地點。該公司的技術、系統、網絡，包括其SCADA系統，以及其業務合作伙伴的技術、系統和網絡可能成為網絡攻擊或安全漏洞的目標。此外，網絡攻擊的頻率和規模正在增加，攻擊者變得更加老練。網絡攻擊也在類似地發展，包括但不限於使用惡意軟件、監視、憑據填充、魚叉式網絡釣魚、社會工程、使用深度假冒(即人工智能生成的高度逼真的合成媒體)、試圖未經授權訪問數據以及其他電子安全漏洞，這些漏洞可能導致關鍵系統中斷、機密或其他受保護信息的未經授權發佈以及數據損壞。我們可能無法預測、檢測或預防未來的攻擊，特別是在攻擊者使用的方法經常變化或在部署之前無法識別的情況下。我們也可能無法調查或補救事件，因為攻擊者越來越多地使用旨在規避控制、避免被發現以及移除或混淆法醫證據的技術和工具。
對環境、社會和治理(ESG)問題的日益關注可能會影響我們的業務。
越來越多的關注和社會期望公司應對氣候變化和其他環境和社會影響，投資者和社會對自願ESG披露的解釋，以及消費者對替代能源形式需求的增加，可能會導致成本增加，對我們產品的需求減少，利潤減少，調查和訴訟增加，以及對我們的股票價格和進入資本市場的負面影響。例如，對氣候變化和環境保護的日益關注，可能會導致對石油和天然氣產品的需求轉變，以及更多的政府調查和針對我們的私人訴訟。在涉及社會壓力或政治或其他因素的範圍內，可以施加這種責任，而不考慮我們對所聲稱的損害的原因或貢獻，或其他減輕因素。雖然我們可能會參與各種自願框架和認證計劃，以改善我們業務和產品的ESG形象，但我們不能保證此類參與或認證將對我們或我們的產品的ESG形象產生預期的結果。
此外，雖然我們可能不時就ESG事宜創建和發佈自願披露，但該等自願披露中的許多陳述將基於可能代表或不代表當前或實際風險或事件或預期風險或事件的預測(包括相關成本)的假設預期和假設。這種期望和假設必然是不確定的，可能容易出錯或受到誤解，因為所涉及的時間很長，而且缺乏確定、衡量和報告許多ESG事項的既定單一辦法。此外，雖然我們可能還會在不久的將來宣佈各種自願的ESG目標，但這些目標是有抱負的。我們可能無法按照最初設想的方式或時間表實現這些目標，包括但不限於由於與實現這些成果相關的不可預見的費用或技術困難。只要我們確實達到了這些目標，就可以通過各種合同安排來實現，包括購買可能被視為減輕我們ESG影響的各種信用或補償，而不是我們ESG業績的實際變化。然而，我們不能保證有足夠的補償可供購買，因為許多企業實施淨零目標的需求增加，或者儘管我們依賴任何信譽良好的第三方註冊機構，我們也不能保證我們購買的補償將成功實現它們所代表的減排。此外，儘管有這些令人嚮往的目標，我們可能會受到來自投資者、貸款人或其他團體的壓力，要求我們採取更積極的氣候或其他與ESG相關的目標，但我們不能保證，由於潛在成本或技術或操作障礙，我們將能夠實現這些目標。
此外，向投資者提供關於公司治理和相關事項的信息的組織已經制定了評級程序，以評估公司對ESG事項的處理方式。這樣的評級被一些投資者用來為他們的投資和投票決定提供信息。不利的ESG評級可能會導致投資者對我們或我們的客户的負面情緒增加，並導致投資轉向其他行業，這可能會對我們的股價和/或我們獲得資金的機會和成本產生負面影響。此外，如果ESG事件對我們的聲譽產生負面影響，我們可能無法有效競爭，也無法招聘或留住員工，這可能會對我們的運營產生不利影響。
關於ESG事項的公開聲明，如減排目標、其他環境目標或其他涉及某些社會問題的承諾，正越來越多地受到公共和政府當局的更嚴格審查，這些審查涉及潛在的“綠色清洗”的風險，即誤導性信息或虛假聲明誇大了潛在的ESG好處。例如，2021年3月，美國證券交易委員會在執行司成立了氣候和可持續發展問題特別工作組，以識別和解決潛在的可持續發展問題相關不當行為，包括洗綠。某些非政府組織和其他私人行為者也根據各種證券和消費者保護法提起訴訟，聲稱某些ESG聲明、目標或標準具有誤導性、虛假或其他欺騙性。因此，我們可能面臨來自私人當事人和政府當局與我們的ESG努力相關的更多訴訟風險。此外，任何針對我們或我們行業內其他人的洗白指控都可能導致進一步的負面情緒和投資轉移。此外，當我們試圖遵守和引導與ESG相關的進一步關注和審查時，我們可能會面臨不斷增加的成本。
此類ESG問題也可能影響我們的客户或供應商，這可能會對我們的業務、財務狀況或運營結果產生不利影響。
與我們的財務狀況有關的風險
我們可能無法使用我們淨營業虧損的一部分結轉和其他税收屬性來減少我們未來的美國聯邦和州所得税義務，這可能會對我們的現金流產生不利影響。
我們目前擁有大量的美國聯邦和州淨營業虧損(“NOL”)結轉和美國聯邦一般業務信貸。我們是否有能力利用這些税收屬性來減少我們未來的美國聯邦和州所得税義務取決於許多因素，包括我們未來的應税收入，這是不能保證的。此外，我們使用NOL結轉和其他税務屬性的能力可能會受到修訂後的1986年國內税法(以下簡稱《税法》)第382節和第383節的重大限制。根據該守則的這些條款，如果一家公司經歷了“所有權變更”(如該守則第382條所定義)，該公司使用變更前的淨資產結轉和其他税務屬性的能力可能會受到很大限制。
根據《守則》第382條確定限制是技術性的，也是非常複雜的。一般情況下，如果一個或多個股東(或股東羣體)被認為至少持有公司5%的股份，在三年滾動期間內，他們的持股比例比最低持股比例增加了50個百分點以上，公司的所有權就會發生變化。我們未來可能會根據《守則》第382條的規定進行所有權變更。如果所有權發生變化，我們利用NOL結轉和其他税收屬性減少未來美國聯邦和州所得税義務的能力可能會受到實質性限制，這可能會對我們的現金流產生不利影響。
我們的業務需要持續的資本支出。我們可能無法通過運營現金流為這些投資提供資金，也無法以令人滿意的條款或根本無法獲得任何所需的額外資本，這可能會導致我們的石油和天然氣儲量或產量下降。我們的資本計劃也容易受到風險的影響，包括監管和許可風險，這些風險可能會對其實施產生實質性影響。
我們的行業是資本密集型的。我們有一個2024年的資本支出預算，用於E&P業務、CJWS和企業活動，在9500至1.1億美元之間。我們未來資本支出的實際金額和時間可能與我們的估計大不相同，原因包括大宗商品價格、實際鑽探結果、鑽井平臺和其他服務和設備的可用性、許可證的可用性以及我們及時或根本獲得許可證的能力、法律和監管程序及其他限制、以及技術和競爭發展。我們目前的2024年資本計劃側重於我們已獲得許可或已完成現有CEQA分析的年內鑽探的新油井，其他方面則側重於修井和其他與現有油井相關的活動。我們還預計在2023年底從麥克弗森收購和其他補充性收購中獲得的資產中受益於全年的生產，這將有助於我們在2024年保持產量基本持平。由於加利福尼亞州持續的監管不確定性，資本計劃的準備是基於這樣的假設，即2024年將不會根據克恩縣的EIR發放新油井的許可證。此外，大宗商品價格從當前水平下降或持續下跌，可能會迫使我們減少資本支出，這將對我們的生產增長能力產生負面影響。當前和未來的法律法規可能會阻止我們執行我們的鑽井計劃以及開發和優化項目。
我們預計2024年的資本支出將由我們運營的現金流提供資金；然而，我們來自運營的現金流，以及如果此類現金流和現金被證明不足時獲得資本的機會，受到許多變量的影響，包括：
•我們現有油井能夠生產的碳氫化合物的數量，以及我們將這些油井推向市場的能力；
•我們產品的銷售價格和我們的運營費用；
•我們套期保值計劃的成功；
•我們已探明的儲量，包括我們獲取、定位和生產新儲量的能力；
•我們在2021年商業貸款貸款機制下的借款能力；以及
•我們進入資本市場的能力。
如果我們在2021年RBL融資機制下的收入或借款基數因石油、天然氣和NGL價格下跌、缺乏所需許可證和其他運營困難、儲量下降或任何其他原因而減少，我們獲得維持我們目前水平的運營和增長所需的資本的能力可能有限。如果需要額外的資本，我們可能無法以我們可以接受的條件獲得債務或股權融資，如果有的話。任何額外的債務融資都將帶來利息成本，將資金從我們的商業活動中分流出來，這反過來可能導致我們的儲量和產量下降。如果我們業務產生的現金流或2021年RBL貸款機制下的可用借款不足以滿足我們的資本要求，無法獲得額外融資可能會導致我們與物業開發相關的業務減少。見“項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--流動資金和資本資源”。
通貨膨脹可能會對我們控制成本的能力產生不利影響，包括我們的運營費用和資本成本。
近年來，美國的通貨膨脹率變得更加顯著。與業內其他公司一樣，我們的運營成本也面臨通脹壓力，即通脹壓力導致我們的商品、服務和人員成本上升，進而導致我們的資本支出和運營成本上升。這種通脹壓力是由COVID疫情造成的供應鏈中斷、需求增加、勞動力短缺等因素造成的，包括俄羅斯和烏克蘭之間的衝突。2023年，通貨膨脹率開始企穩甚至下降。我們無法準確預測這種通脹壓力和促成因素是否會持續到2024年。如果通脹再次開始上升，我們的運營成本可能會進一步上升，包括天然氣採購和油田服務和設備，因為石油、天然氣和天然氣價格的上漲增加了我們業務區的鑽探活動，以及勞動力成本的增加。石油、天然氣和天然氣價格的上漲可能會導致材料和服務成本上升。我們無法預測通貨膨脹率的任何未來趨勢，如果通貨膨脹率大幅上升，我們無法通過更高的大宗商品價格和收入來收回更高的成本，這將對我們的業務、財務狀況和運營結果產生負面影響。
我們的對衝活動限制了我們充分實現大宗商品價格上漲的好處和潛在收益的能力。
我們進行對衝是為了管理我們在石油和天然氣營銷中面臨的價格風險，減輕我們對大宗商品價格波動的經濟敞口，並通過保護我們的現金流來確保我們的財務實力和流動性。此外，我們還進行對衝，以滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。2021年RBL融資機制要求我們將商品套期保值(三向套期保值除外)維持在以下最低名義數量上：(I)在2021年RBL融資機制生效日期後24個月以及每個日曆年的每年5月1日和11月1日(每個日曆年的5月1日和11月1日)，至少75%的合理預測原油產量來自我們已探明的已開發生產(PDP)儲量，以及(Ii)至少50%的合理預測原油產量來自我們的PDP儲量。從該最低對衝要求日起至該最低套期保值要求日之後的第36個完整日曆月期間內的每個完整歷月(包括該最低對衝要求日之後的第25個完整歷月)；但就上述第(I)及(Ii)款中的每一項而言，套期保值的名義交易量被視為減去任何賣空或其他類似衍生工具的名義交易量，而這些賣權或其他類似衍生品的作用是使我們承受低於“下限”的商品價格風險。除了其中所述的最低套期保值要求和其他有關套期保值的限制外，2021年RBL融資機制還包含對我們的商品套期保值的限制，這些限制阻止我們達成套期保值協議(I)期限超過48個月的對衝協議，或(Ii)名義交易量(當與當時已對衝的交易量的基差掉期合計時)在該套期保值協議簽署之日超過我們的PDP儲備合理預計原油產量的90%，在該套期保值協議簽訂後的每個月。前提是上述成交量限制不適用於與相應的看漲期權、看跌期權或掉期無關的看跌或看跌期權合約。
雖然這類交易旨在減少石油和天然氣價格波動的影響，但根據所使用的對衝工具，如果石油和天然氣價格大幅上漲超過對衝機構確定的價格，或使我們面臨取決於大宗商品價格變動和其他情況的財務損失風險，此類交易可能會限制我們的潛在收益。我們實現套期保值收益的能力還部分取決於這些合同的對手方履行其財務義務。如果我們的任何交易對手未來無法履行他們的義務，我們可能會面臨更大的現金流波動，這可能會影響我們的流動性。
我們可能無法或可能選擇不簽訂足夠的固定價格購買或其他對衝協議，以充分保護天然氣和石油之間的價差在能源當量基礎上不斷縮小，或者以其他方式無法獲得足夠數量的天然氣，以經濟地或以理想的水平進行蒸汽作業，並且我們的大宗商品價格風險管理活動可能會阻止我們從價格上漲中充分受益，並可能使我們面臨其他風險。
為了開發加州的重油，我們必須使用天然氣經濟地生產蒸汽。尤其是在加利福尼亞州，天然氣價格可能波動極大，例如，天然氣價格在2022年12月中旬經歷了大幅上漲，天然氣價格一度高達每兆單位50.79美元。我們尋求通過簽訂固定價格購買協議和其他對衝交易來減少我們對天然氣潛在不可用、定價上漲和定價波動的風險敞口。我們尋求通過掉期、看漲和其他對衝交易來減少我們對潛在價格上漲和石油定價波動的敞口。我們可能無法或可能選擇不簽訂足夠的協議，以充分防止在能源當量基礎上天然氣和石油之間的價差縮小，或者以其他方式無法獲得足夠數量的天然氣，以經濟地或以所需的水平進行我們的蒸汽作業。
此外，我們還對我們的石油生產進行對衝，以滿足上述風險因素中描述的2021年RBL貸款機制的對衝要求。
我們的大宗商品價格風險管理活動以及2021年RBL機制的對衝要求可能會阻止我們充分受益於價格上漲。此外，我們的對衝是基於主要的石油和天然氣指數，這可能不能完全反映我們在當地實現的價格。因此，我們得到的價格保護可能不能完全抵消當地價格的下降。
截至2023年12月31日，我們已按以下大致數量和價格對天然氣購買進行了對衝：2024年，日購買量為40,100 Mmbtu，價格為每Mmbtu 3.97美元。
我們的商品價格風險管理活動在某些情況下也可能使我們面臨財務損失的風險，包括以下情況：
•我們的套期保值或其他價格風險管理合同的交易對手未能在這些安排下履行；以及
•一個事件對石油和天然氣價格的實質性影響與我們的衍生品頭寸方向相反。
我們現有的債務協議有限制性的契約，可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事某些活動的能力。此外，2021年RBL貸款機制下的借款基數可能會定期重新確定，我們的貸款人可能會減少可供我們投資的資本。
2021年RBL貸款機制和管理我們2026年債券的契約具有限制性契約，這些契約可能會限制我們的增長、財務靈活性和我們從事可能符合我們長期最佳利益的活動的能力。不遵守這些公約可能會導致違約事件，如果不治癒或免除違約，可能會導致我們所有債務的加速。這些協議包含公約，其中包括限制我們的能力：
•產生或擔保額外債務或發行某些類型的優先股；
•支付股本股利或贖回、回購或註銷股本或次級債務；
•轉讓、出售或處置資產；
•進行投資；
•創造一定的留置權來保護債務；
•簽訂協議，限制我們受限制的子公司向我們支付股息或其他款項；
•合併、合併或轉讓我們的全部或幾乎所有資產；
•對衝未來的產量或利率；
•在到期日之前償還或者提前償還某些債務；
•與關聯公司進行交易；以及
•在未經貸款人事先同意的情況下從事某些其他交易。
此外，2021年RBL貸款機制要求我們維持某些財務比率，或在我們無法遵守這些比率時減少我們的債務，這可能會限制我們借入資金以抵禦未來業務低迷的能力，或以其他方式開展必要的公司活動。我們也可能被阻止利用由於這些限制而出現的商機。
此外，2021年RBL貸款機制有套期保值要求，如果石油和天然氣價格大幅上漲超過對衝機構確定的價格，或在某些情況下使我們面臨財務損失風險，則可能會限制我們的潛在收益。
如果我們不遵守這些公約，可能會導致違約，如果不治癒或免除違約，可能會導致我們所有債務的加速。如果發生這種情況，我們可能無法支付所需的所有款項，也無法借入足夠的資金為此類債務進行再融資。即使當時有新的融資，也可能不是我們可以接受的條款。
此外，2022年ABL融資機制有適用於CJWS的限制性契約，可能會限制其增長、財務靈活性和我們從事可能符合CJWS長期最佳利益的活動的能力，並且2022年ABL融資機制要求C&J Management和C&J在無法遵守該等比率時保持某些財務比率或減少其債務，這可能會限制他們借入資金以抵禦未來業務低迷的能力，或以其他方式進行必要的公司活動。CJWS還可能被阻止利用因這些限制而出現的商機。如果不遵守這些公約，可能會導致違約事件，如果不治癒或放棄違約，可能會導致2022年ABL設施的加速。
2021年RBL貸款機制下可借入的金額取決於借款基數，並將每半年重新確定一次，並將取決於我們已探明的石油和天然氣儲量的估計數量和現金流，以及2021年RBL貸款機制下的行政代理或三分之二的貸款人認為相關的其他信息。我們，行政代理人和貸款人，可以在每一次定期安排的重新確定之間請求一次額外的重新確定。此外，由於某些資產出售和對衝終止、某些其他債務的產生和2021年RBL融資機制規定的其他事件，我們的借款基數將自動減少。例如，2021年RBL貸款機制目前規定，在我們產生某些無擔保債務的範圍內，我們的借款基礎將減少相當於此類無擔保債務金額的25%，如果超過通過該等無擔保債務進行再融資的某些其他債務的金額(如果有的話)。減少我們在2021年RBL貸款機制下的借款基數可能會減少我們可用於投資於我們業務的資本。此外，我們可能被要求償還2021年RBL貸款的一部分，條件是在重新確定後，我們此時的未償還借款超過重新確定的借款基數。2022年的ABL貸款機制也需要對借款基礎進行調整。
有關2021年RBL貸款、2022年ABL貸款和我們的2026年票據的條款的更多細節，請參閲“項目7.管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析--流動性和資本資源。”
我們可能無法產生足夠的現金來償還我們所有的債務，並可能被迫採取其他行動來履行我們根據債務安排承擔的義務，這可能不會成功。
截至2023年12月31日，我們2026年票據的未償還債務為4億美元，2021年RBL貸款機制下的未償還借款為3100萬美元，可用借款能力約為1.59億美元。截至2023年12月31日，CJWS沒有未償還的借款，根據2022年ABL貸款機制，CJWS的可用借款能力為700萬美元。我們是否有能力按計劃支付或再融資我們的債務義務，包括2021年RBL貸款機制、2022年ABL貸款機制和我們的2026年票據，取決於我們的財務狀況和經營業績，這些因素受到當時的經濟和競爭條件以及某些可能超出我們控制範圍的財務、商業和其他因素的影響。如果石油和天然氣價格在較長一段時間內保持在較低水平或進一步惡化，我們來自經營活動的現金流可能不足以使我們能夠支付債務的本金、溢價(如果有的話)和利息。在缺乏足夠的現金流和資本資源的情況下，我們可能面臨嚴重的流動性問題，並可能被要求處置重大資產或業務，以履行償債和其他義務。2021年RBL貸款機制、2022年ABL貸款機制和我們的2026年票據目前限制了我們處置資產的能力和我們使用任何此類處置所得收益的能力。我們可能無法完成處置，任何此類處置的收益可能不足以償還當時到期的任何償債義務。
大宗商品價格下跌、預期資本發展變化、運營成本增加或油井業績不利變化可能會導致我們資產的賬面價值減記。
當事件或情況變化顯示賬面值可能無法收回時，我們會評估我們的石油及天然氣資產的減值。根據進行預期減值評估時的特定市場因素及情況，以及對發展計劃、生產數據、經濟及其他因素的持續評估，吾等可能被要求減記物業的賬面價值。減記構成了對收益的非現金費用。
我們與客户的信用風險高度集中，我們的一個或多個客户無法履行他們的義務，或者我們的任何一個主要石油和天然氣買家的損失可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響。
我們與石油和天然氣的買家之間的信用風險非常集中。在截至2023年12月31日的一年中，對PBF Holding、雪佛龍和Phillips 66的銷售額分別約佔我們銷售額的41%、20%和10%。這種集中度可能會影響我們的整體信用風險，因為我們的客户可能同樣會受到經濟狀況變化或大宗商品價格波動的影響。我們不要求我們的客户提供抵押品。如果我們的石油和天然氣的購買者破產，我們可能無法收回欠我們的款項。此外，如果我們失去任何一個主要客户，損失可能會導致我們停止或推遲在供應該客户的地區生產和銷售我們的石油和天然氣。
由於與客户的供貨協議條款，我們可能不知道客户在產品交付後近兩個月才能向我們付款。我們不要求我們的客户提供抵押品來保護我們的付款能力。
與監管事項有關的風險
我們的業務受到嚴格監管，政府當局可以推遲或拒絕許可和批准，或改變對我們業務的要求，包括石油和天然氣勘探、開採、運營和生產活動的許可審批流程；油井刺激和其他改進的生產技術；以及流體注入或處置活動，任何這些活動都可能增加成本，限制運營，推遲我們的業務戰略和計劃的實施，或導致我們改變。
與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的業務受到一系列複雜和嚴格的聯邦、州和地方法律法規的約束。聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。有關影響我們業務的法律和法規的説明，請參閲“項目1和項目2.企業和物業--健康、安全和環境事項的監管”。總體而言，現行法律和法規的效果是通過限制我們的財產的使用來限制我們油井的數量和位置，限制我們開發某些資產和進行某些作業的能力，包括通過限制性和繁重的許可和批准程序，併產生減少我們可以從我們的油井生產的石油和天然氣的效果，潛在地將此類產量降低到原本可能或經濟的水平以下。為了符合這些法律和法規，我們必須獲得並保持聯邦、州和地方政府當局對各種活動的許可、批准和證書，這些活動包括選址、鑽井、完井、注液和處置、刺激、運營、維護、運輸、營銷、現場補救、退役、廢棄以及水回收和再利用。這些許可證通常會受到抗議、上訴或訴訟的影響，在某些情況下，可能會推遲或停止項目、油井生產和其他作業。此外，行業的監管負擔增加了我們的成本，因此可能會對資本支出、收益或競爭地位產生不利影響。不遵守可能會導致評估行政、民事和刑事罰款和處罰以及不遵守的責任、糾正行動、清理或恢復的成本、人身傷害、財產損失或其他損失的賠償，以及強制實施限制或限制我們的運營的禁令或聲明救濟。
我們的大部分資產所在的加利福尼亞州是美國石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一，我們的業務受到眾多嚴格的州、地方和其他法律法規的約束，這些法律和法規可能會推遲我們的業務或以其他方式對我們的業務產生不利影響。近年來，各國家機構對石油和天然氣活動的管轄權、職責和執法權大幅增加，這些國家機構以及某些市縣對其法規、監管解釋和數據收集和報告要求進行了重大修訂，並表示計劃在2024年發佈某些石油和天然氣活動的補充規定。此外，這些法律和法規中的某些可能具有追溯力，對於我們和我們的前輩無法控制的事件或條件，可能會要求我們承擔嚴格的或連帶責任，而不考慮過錯、最初活動的合法性或第三方的所有權或控制權。違反這些法律和條例的行為和責任可能導致重大的行政、民事或刑事處罰、補救清理、自然資源損害、許可證修改或撤銷、業務中斷或關閉以及其他責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。
在加利福尼亞州，我們也越來越多地受到旨在限制化石燃料生產和使用的政策的影響。例如，2020年9月，加利福尼亞州州長髮布了一項行政命令，尋求減少該州化石燃料的供應和需求。這項行政命令確立了幾個目標，並指示幾個州機構在減少温室氣體排放方面採取某些行動，包括但不限於：逐步停止銷售內燃機車輛；制定關閉加州石油和天然氣設施並重新利用的戰略；以及呼籲加利福尼亞州立法機構在2024年之前頒佈新的法律，禁止該州的水力壓裂(CalGEM於2024年2月正式提出)。行政命令還指示CalGEM完成對石油開採活動影響的公共健康和安全問題的審查，並提出顯著加強的監管措施。目前，我們無法預測這些行動和提議的實施將如何影響我們的業務。關於更多信息，見“項目1和2.商業和財產--健康、安全和環境事項的管理”和“--與我們的業務和工業有關的風險--在獲得石油和天然氣許可證方面存在重大不確定性。
我們所有加州業務所在的克恩縣的活動可能會對我們的財務狀況和業務結果產生不利和實質性的影響“，以及”-與我們的業務和行業相關的風險-加利福尼亞州政府限制石油和天然氣生產的嘗試可能會對我們的業務產生負面影響，並導致我們業務所在州對化石燃料的需求減少。
我們的業務也可能受到《瀕危物種法》或旨在保護各種野生動物的類似州法律對鑽探活動施加的季節性或永久性限制的不利影響，例如大鼠尾鬆雞。這種限制可能會限制我們在保護區內作業的能力，並可能加劇對鑽機、油田設備、服務、供應和合格人員的競爭，這可能導致允許鑽探時出現週期性短缺。為保護受威脅或瀕危物種或其棲息地而實施的永久性限制可能禁止在某些地區進行鑽探，或要求實施代價高昂的緩解措施。
我們的客户，包括煉油廠和公用事業公司，以及將我們的產品運輸給客户的企業也受到嚴格監管。例如，聯邦和州機構已經或正在提議讓更多的天然氣和液體收集管道、管道和儲存設施受到監管，這些監管增加了商業成本，並以其他方式影響了我們支付的燃料氣價格的需求、波動性和其他方面。某些市政當局已經制定了限制在新建住宅或商業建築中安裝天然氣用具和基礎設施的規定，這可能會影響我們公用事業客户的天然氣零售市場，以及我們對我們生產的天然氣的需求和價格。
合規成本可能會增加，隨着現有法律法規的修訂或重新解釋，或者隨着新的法律法規適用於我們的運營，可能會出現運營延誤或限制，每一種情況都發生在過去。例如，由於新的流體注入法規、許可數據要求以及閒置油井退役法規，我們的成本最近開始增加。此外，我們可能會遇到延誤，就像我們過去所經歷的那樣，因為監管機構的內部流程不足和人力資源限制，阻礙了他們及時處理許可證以與我們的生產項目保持一致的能力。
政府當局和其他組織繼續研究石油和天然氣作業的健康、安全和環境問題，包括與空氣、土壤和水質量、地面運動或地震和自然資源有關的問題。政府當局還通過、提議或正在考慮對石油和天然氣作業的許可、油井建設和公開披露、環境審查或限制提出新的或更嚴格的要求。例如，多年來，各個州和聯邦機構對水力壓裂進行了更嚴格的審查，審查範圍已擴大到更廣泛的石油和天然氣勘探和開採活動。這導致了對石油和天然氣作業的空氣排放的更嚴格的監管，對水排放的限制，以及呼籲取消聯邦危險廢物法律和法規對某些石油和天然氣廢物的豁免，以及其他限制。另外，作為另一個例子，聯邦《清潔水法》(“CWA”)的範圍近年來一直存在很大的不確定性，這可能會增加許可負擔。自2015年以來，奧巴馬、特朗普和拜登政府領導下的美國環境保護局(EPA)和美國陸軍工程兵團(“Corps”)一直在尋求多項規則制定，試圖確定“美國水域”(WOTUS)一詞的範圍，在幾次案例中，聯邦法院撤銷了這些規則制定。2022年12月，環境保護局和兵團發佈了最終修訂的WOTUS定義，該定義基於2015年前的定義，幷包括更新，以納入最高法院現有的裁決和機構指導。新規於2023年1月18日正式發佈，自2023年3月20日起生效。然而，這項新規定受到了挑戰，目前在27個州被禁止。此外，2023年5月，最高法院發佈了#年的意見。薩克特訴環境保護局案，涉及與用於確定濕地是否為WOTUS的法律測試有關的問題。這個薩克特該決定使2023年1月規則的某些部分無效，並大大縮小了其範圍，導致2023年9月發佈了修訂後的規則。然而，由於2023年1月規則的禁令，2023年9月規則的實施目前因州而異。在受禁令約束的27個州，各機構正在解釋與2015年前監管制度一致的WOTUS定義，以及薩克特該決定利用“連續表面連接”測試來確定濕地是否符合WOTUS標準。在剩下的23個州，這些機構正在執行2023年9月的規則，該規則沒有定義這個詞
“連續的表面連接。”因此，2023年9月的規則和薩克特決定將由各機構負責解釋。如果最終規則、訴訟結果或任何行動的實施進一步擴大了CWA在我們運營地區的管轄權範圍，我們在獲得濕地地區的疏浚和填埋活動許可證方面可能會面臨更多的成本和延誤，這可能會對我們在聖華金盆地和其他地區的運營產生重大影響。此類要求或相關訴訟可能導致遵守、延遲或限制我們的勘探、開發、流體注入和處置或生產活動的潛在重大額外成本，並阻止我們鑽探、完成或刺激油井，這可能對我們的預期產量、其他業務和財務狀況產生不利影響。
改變選舉或任命的官員或他們的優先事項和政策，可能會導致對石油和天然氣行業採取不同的監管辦法。我們無法預測加州州長或加州立法機構在監管我們的業務、石油和天然氣行業或該州的經濟、財政或環境政策方面可能採取的行動，也無法預測各州或聯邦政府可能在環境法律和政策方面採取的行動，包括那些可能直接或間接影響我們運營的法律和政策。
未來可能的立法可能通常會影響天然氣和石油勘探開發公司的税收，並可能對我們的運營和現金流產生不利影響。
在過去的幾年裏，已經提出了聯邦和州一級的立法，如果成為法律，將對税法進行重大修改，包括對目前天然氣和石油勘探開發公司可用的某些關鍵的美國聯邦和州所得税條款進行修改。這些擬議的立法包括但不限於：(I)取消無形鑽探和開發成本的立即扣除，(Ii)廢除石油和天然氣資產的百分比損耗準備金，(Iii)延長某些地質和地球物理支出的攤銷期限，(Iv)取消石油和天然氣公司以前可以獲得的某些其他税收減免和減免，以及(V)提高適用於公司(如我們)的美國聯邦所得税税率。目前尚不清楚這些或類似的變化是否會生效，如果通過，任何此類變化將在多長時間內生效。由於這些提案和美國聯邦所得税法的其他類似變化而導致的任何立法的通過，都可能對我們的運營和現金流產生不利影響。
此外，在加利福尼亞州，有人提議對利潤徵收新税，這可能會對我們產生負面影響。儘管這些提議還沒有成為法律，但各種特殊利益集團的運動可能會導致未來額外的石油和天然氣遣散費或其他税收。徵收此類税收可能會大幅降低我們的利潤率和現金流，並在其他方面大幅增加我們的成本。
衍生品立法和法規可能會對我們使用衍生品工具降低與業務相關的風險的能力產生不利影響。
2010年頒佈的《多德-弗蘭克法案》確立了對場外(OTC)衍生品市場和像我們這樣參與該市場的實體的聯邦監督和監管。適用於場外衍生品交易的規則和法規，這些規則可能會影響我們可能持有的頭寸規模以及交易對手與我們進行交易的能力或意願，從而潛在地增加交易成本。此外，這些變化可能會大幅減少我們的對衝機會，這可能會在大宗商品價格低迷期間對我們的收入和現金流產生不利影響。雖然許多《多德-弗蘭克法案》的法規已經生效，但規則的制定和實施過程仍在進行中，通過的規則和法規以及任何未來的規則和法規對我們的業務的最終影響仍不確定。
此外，歐盟和其他非美國司法管轄區正在實施有關衍生品市場的法規。只要我們與外國司法管轄區的交易對手進行交易，或與其他受外國司法管轄區監管的企業進行交易，我們可能會受到此類法規的約束或以其他方式受到影響。儘管歐盟某些實施條例已經生效，但歐盟實施條例(包括未來的實施細則和條例)對我們業務的最終影響仍然不確定。
我們的業務受到氣候變化威脅產生的一系列風險的影響，這些風險可能會導致運營成本增加，限制我們進行石油和天然氣勘探和勘探活動的領域，並減少對我們生產的石油和天然氣的需求。
氣候變化的威脅繼續在美國和其他國家引起相當大的關注。已經提出並可能繼續在國際、國家、區域和州各級政府一級提出許多建議，以監測和限制現有的温室氣體排放，並限制或消除這種未來的排放。因此，我們的石油和天然氣勘探和勘探業務面臨一系列與化石燃料生產和加工以及温室氣體排放相關的監管、政治、訴訟和金融風險。
在美國，聯邦一級還沒有實施全面的氣候變化立法。然而，隨着美國最高法院裁定温室氣體排放構成《清潔空氣法》(以下簡稱CAA)規定的污染物，美國環保局已採納規則，其中包括對某些大型固定污染源的温室氣體排放建立建築和運營許可審查，要求對美國某些石油和天然氣系統來源的温室氣體排放進行監測和年度報告，並與美國交通部(DOT)一起對在美國製造的運營車輛實施温室氣體排放限制。近年來，對來自石油和天然氣設施的甲烷的監管一直存在不確定性，但在2023年12月，環保局敲定了針對新建、改造和重建設施的更嚴格的甲烷規則，即OOOb，以及有史以來第一次針對現有來源的標準，即OOOc。根據最終規則，各州有兩年的時間準備和提交對現有污染源實施甲烷排放控制的計劃。根據最終規則建立的推定標準對於新污染源和現有污染源大體上是相同的，包括使用光學氣體成像和其他先進監測來鼓勵部署創新技術來檢測和減少甲烷排放的增強泄漏檢測調查要求，通過捕獲和控制系統減少95%的排放，某些設備的零排放要求，以及建立允許第三方向EPA報告更大的甲烷排放事件的“超級排放者”響應計劃，從而觸發某些調查和維修要求。然而，最終規則及其要求很可能會受到法律挑戰。此外，遵守新規則可能會影響我們根據2022年8月16日簽署成為法律的《通脹削減法案》(IRA)所欠的金額，該法案對石油和天然氣行業某些來源的甲烷排放徵收費用。然而，遵守環保局的甲烷規則將免除其他覆蓋的設施支付費用的要求。有關更多信息，請參閲“-通脹降低法案可能加速向低碳經濟轉型，並可能對我們的運營施加新的成本。”環保局最終甲烷規則的要求以及愛爾蘭共和軍(IRA)的甲烷排放費(如果適用)可能會增加我們的運營成本，加速從石油和天然氣的過渡，這可能會對我們的業務和運營結果產生不利影響。此外，如果不遵守這些要求，可能會被處以鉅額罰款和處罰，以及代價高昂的禁令救濟。
此外，各州和州集團已經通過或正在考慮通過立法、法規或其他監管舉措，重點關注温室氣體排放限額和交易計劃、碳税、報告和跟蹤計劃以及限制温室氣體排放(如甲烷)等領域。例如，加州通過加州空氣資源委員會(CARB)實施了温室氣體排放限額和交易計劃，設定了全州範圍內温室氣體排放量的最高限額，到2030年，這一上限每年都會下降，比1990年的水平低40%。覆蓋的實體必須減少其温室氣體排放，或購買限額來核算此類排放。另外，加州已經實施了低碳燃料標準(“LCFS”)和相關的可交易信用額度，這些信用額度要求該州燃料供應的碳強度逐步低於基準汽油和柴油燃料。最近，CARB對LCFS計劃提出了修正案，包括將2030年的碳強度目標從20%提高到30%，並將2045年的碳強度降低目標延長到90%。CARB還頒佈了關於監測、檢漏、修復和報告現有和新的石油和天然氣生產設施的甲烷排放的規定。
除了所描述的要求加州在2045年之前在整個經濟範圍內實現碳中和的各種行動外，加州還單獨通過了一項法律，要求在2045年之前在該州使用100%的零碳電力。此外，加州州長要求CARB分析逐步淘汰石油的途徑
然而，CARB的2022年最終確定範圍計劃(“2022年最終確定範圍計劃”)，即該州碳中和目標的藍圖，確定這樣的逐步淘汰是不可行的，因為預計運輸部門對化石燃料的需求持續存在，儘管預計到2045年，用於這類用途的化石燃料需求將大幅減少。儘管如此，CARB將繼續評估在其下一個五年計劃中逐步減少的機會。2022年最終範圍劃分計劃還概述了逐步停止在建築物中使用天然氣的計劃，以及其他碳減排事項。我們無法預測這些不同的法律、法規和秩序最終會如何影響我們的運營。然而，這些舉措可能會導致對我們生產的石油、天然氣和NGL的需求減少，或者以其他方式限制或完全禁止我們在加州的業務，從而對我們的收入和運營結果產生不利影響。
在國際層面，聯合國發起的《巴黎協定》要求成員國在2020年後每五年單獨確定並提交一次不具約束力的減排目標。儘管美國在總裁·拜登上任第一天簽署行政命令後退出了《巴黎協定》，但美國在2021年2月重新加入了《巴黎協定》。2021年4月，美國製定了一個目標，即到2030年將整個經濟體的温室氣體淨排放量在2005年的基礎上減少50%-52%。此外，在2021年11月于格拉斯哥舉行的第26屆締約方大會(“COP26”)上，美國和歐盟聯合宣佈啟動全球甲烷承諾，該倡議致力於實現到2030年將全球甲烷排放量從2020年水平減少至少30%的集體目標，包括能源部門的“所有可行減排”。次年，美國還與歐盟和其他夥伴國宣佈，將制定監測和報告甲烷排放的標準，以幫助創造一個低甲烷強度氣體的市場。在2023年12月由阿拉伯聯合酋長國主辦的第二十八屆締約方會議上，締約方簽署了一項協議，“以公正、有序和公平的方式在能源系統中放棄化石燃料”，並增加可再生能源的能力，以便到2050年實現淨零，儘管沒有設定做到這一點的時間表。目前還不確定這些行動的全部影響，也不清楚可能會通過或實施哪些可能對我們的行動產生不利影響的其他舉措。
政府、科學和公眾對温室氣體排放引起的氣候變化威脅的擔憂導致美國的政治風險增加，包括某些公職候選人做出的與氣候變化有關的承諾。這些措施包括承諾採取行動限制排放和限制石油和天然氣的生產，例如通過禁止在聯邦財產上生產礦產的新租約。2021年1月20日，總裁·拜登發佈行政命令，要求加大對油氣領域甲烷排放的監管力度。隨後，在2021年1月27日，總裁·拜登發佈了一項行政命令，呼籲在氣候變化問題上採取實質性行動，其中包括聯邦政府增加使用零排放汽車，取消對化石燃料行業的補貼，以及加強對各機構和經濟部門與氣候相關風險的重視。拜登政府還呼籲限制聯邦土地的租賃，包括內政部在2021年11月發佈的一份報告，建議對聯邦租賃計劃進行各種修改，儘管任何此類修改都需要國會採取行動；有關更多信息，請參閲“監管事項--對聯邦土地上石油和天然氣開發的限制”。我們的行動涉及使用水力壓裂活動，我們還在內政部(DOI)內BLM管轄的聯邦土地上開展行動。總裁·拜登可能採取的其他行動可能包括對管道基礎設施的建立或允許液化天然氣出口設施提出更嚴格的要求，以及對石油和天然氣設施的其他温室氣體排放限制。
訴訟風險也在增加，一些當事人試圖在州或聯邦法院對石油和天然氣公司提起訴訟，指控這些公司生產導致全球變暖影響的燃料(如海平面上升)，從而造成公共滋擾，因此應對道路和基礎設施造成破壞，或者指控這些公司意識到氣候變化的不利影響已有一段時間，但因未能充分披露這些影響而向其投資者或客户隱瞞了重大信息。
化石燃料生產商的財務風險也在增加，因為目前投資於化石燃料公司的股東擔心氣候變化的潛在影響，可能會在未來選擇部分或全部轉移
他們對非能源相關行業的投資。向化石燃料能源公司提供融資的機構貸款人也變得更加關注可持續的貸款做法，其中一些可能會選擇不為化石燃料能源公司提供資金。例如，2023年10月，美聯儲、貨幣監理署和聯邦存款保險公司發佈了一套最終確定的原則，指導資產在1,000億美元或以上的金融機構管理與氣候變化相關的有形風險和過渡風險。儘管我們無法預測這樣的行動的影響，但對化石燃料能源公司的投資和融資的這種限制可能會導致鑽探計劃或開發或生產活動的限制、延遲或取消。此外，2022年3月，美國證券交易委員會發布了一項擬議規則，該規則將建立報告氣候風險、目標和指標的框架。我們無法預測規則及其要求的最終形式和實質。該規則對我們業務的最終影響是不確定的，一旦最終敲定，可能會導致遵守任何此類披露要求的額外成本，以及增加的成本和對獲得資本的限制。另外，美國證券交易委員會還宣佈，它正在審查現有的公開申報文件中與氣候變化相關的披露，這增加了如果美國證券交易委員會聲稱發行人的氣候披露具有誤導性、欺騙性或缺陷時的執法可能性。這樣的機構行動可能會增加私人訴訟的可能性。
通過和實施新的或更嚴格的國際、聯邦或州立法、法規或其他監管舉措，對我們等石油和天然氣生產商的温室氣體排放實施更嚴格的標準，或以其他方式限制我們可能生產石油和天然氣或產生温室氣體排放的領域，可能會導致合規成本或消費成本增加，從而減少對我們生產的石油和天然氣的需求或侵蝕其價值。此外，政治、訴訟和金融風險可能導致我們限制或取消石油和天然氣生產活動，因氣候變化而導致基礎設施損壞的責任，或損害我們繼續以經濟方式運營的能力。此外，氣候變化還可能導致各種物理風險，如極端天氣事件的頻率或強度增加，或氣象和水文模式的變化，這可能對我們的業務以及我們的運營商及其供應鏈產生不利影響。此類物理風險可能會損壞我們的設施或以其他方式對我們的運營產生不利影響，例如，如果我們因乾旱而減少用水量，或對我們產品的需求，例如，較温暖的冬季減少了供暖用能源的需求。這種實物風險還可能影響我們生產或運輸產品所依賴的供應鏈或基礎設施。這些發展中的一個或多個可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
通脹削減法案可能會加速向低碳經濟的過渡，並可能給我們的運營帶來新的成本。
2022年8月，總裁·拜登簽署《愛爾蘭共和軍》成為法律。愛爾蘭共和軍包含數千億美元的激勵措施，用於發展可再生能源、清潔氫氣、清潔燃料、電動汽車以及配套基礎設施和CCS，以及其他條款。此外，愛爾蘭共和軍通過徵收甲烷排放費，首次對温室氣體排放徵收聯邦費用。愛爾蘭共和軍修訂了《清潔空氣法》，對需要向環保局報告温室氣體排放的來源的甲烷排放徵收費用，包括那些陸上石油和天然氣生產類別的來源。甲烷排放費將從2024年開始，每噸甲烷900美元，到2025年增加到1200美元，2026年及以後每年定為1500美元。費用的計算是根據愛爾蘭共和軍確定的某些門檻計算的。此外，上文提到的為各種清潔能源行業提供的多重激勵措施可能會進一步加速經濟從化石燃料向低碳或零碳排放替代品的轉型。與此相關的是，2024年1月12日，環保局發佈了一項實施IRA甲烷排放費要求的擬議規則；即根據該機構温室氣體報告規則的石油和天然氣系統來源類別要求，對超過指定廢物排放門檻的設施每年報告超過2.5萬公噸二氧化碳當量温室氣體的甲烷排放徵收年費。甲烷收費和對清潔能源行業的各種激勵措施可能會減少對原油和天然氣的需求，增加我們的合規和運營成本，從而對我們的業務和運營結果產生重大和不利的影響。
與我們的股本相關的風險
在某些情況下，我們主要股東的利益可能與我們其他股東的利益相沖突。
我們的很大一部分普通股由相對較少的股東實益擁有。可能出現的情況是，這些股東可能有興趣進行或阻止收購、資產剝離、敵意收購或其他交易，包括支付股息或發行額外的股權或債務，而根據他們的判斷，這些交易可能會增加他們對我們或他們投資的另一家公司的投資。此類交易可能會對我們或我們普通股的其他持有者產生不利影響。此外，我們的股權高度集中可能會對我們普通股的交易價格產生不利影響，因為投資者可能會認為持有股東高度集中的公司的股票有不利之處。
我們的大股東及其關聯公司與我們競爭的能力不受限制，公司註冊證書中的公司機會條款可以使我們的大股東受益於我們原本可能獲得的公司機會。
我們的管理文件規定，我們的股東及其附屬公司不受限制，不得擁有資產或從事與我們直接或間接競爭的業務。特別是，在適用法律的限制下，除其他事項外，公司註冊證書：
•允許股東對相互競爭的業務進行投資；以及
•規定，如果我們的一名董事同時也是股東的僱員、高級職員或董事(“雙重身份人士”)意識到潛在的商業機會、交易或其他事項，他們將沒有責任向我們傳達或提供該機會。
身兼兩職的人士可能會不時察覺到某些商業機會(例如收購機會)，並可能將該等機會引導至我們的股東已投資的其他業務，在這種情況下，我們可能不會意識到或有能力追尋該等機會。此外，這些企業可能會選擇與我們爭奪這些機會，可能會導致我們無法獲得這些機會，或者導致我們追求這些機會的成本更高。
未來在公開市場上出售我們的普通股可能會降低我們的股價，我們通過出售股權或可轉換證券籌集的任何額外資本可能會稀釋您對我們的所有權。
我們的很大一部分普通股由相對較少的股東實益擁有。我們無法預測他們何時或是否會出售普通股。未來的出售，或對它們的擔憂，可能會給我們普通股的市場價格帶來下行壓力。
我們可以出售或以其他方式發行額外的普通股或可轉換為我們普通股的證券。我們的公司註冊證書規定法定股本包括7.5億股普通股和2.5億股優先股。有關更多信息，請參閲本年度報告附件4.4。
發行任何用於收購、融資、轉換或行使可轉換證券或其他方式的證券，可能會導致我們已發行普通股的賬面價值和市場價格下降。如果我們發行任何這樣的額外證券，發行將導致所有現有股東的比例所有權和投票權減少。我們無法預測未來發行普通股或可轉換為普通股的證券的規模，也無法預測未來發行和出售普通股股票將對我們普通股的市場價格產生的影響。大量出售我們的普通股(包括與收購相關的股票)，或認為可能發生此類出售，可能會對我們普通股的現行市場價格產生不利影響。
2022年3月1日，董事會批准了Berry Corporation 2022年(Bry)綜合激勵計劃(簡稱2022年綜合激勵計劃)，隨後於2022年5月25日獲得股東批准。根據2022年綜合計劃，我們預留普通股作為基於股權的獎勵發行給員工、董事和某些其他人員。我們已經以S-8表格向美國證券交易委員會提交了登記聲明，規定根據2022年綜合計劃已發行或預留髮行的普通股進行登記。在滿足歸屬條件、若干鎖定協議屆滿及規則第144條規定的情況下，根據S-8表格登記聲明登記的股份可立即在公開市場上轉售，而不受限制。投資者在行使根據2022年綜合計劃可能授予或發放的任何股權獎勵時，其投資價值可能會被稀釋。2022年綜合計劃授權發行2,950,000股普通股，金額包括根據2022年綜合計劃新預留的2,300,000股普通股和根據第二次修訂和重新修訂的Berry Petroleum Corporation 2017綜合激勵計劃(“2017綜合計劃”)剩餘的650,000股普通股。截至2023年12月31日，根據2022年綜合計劃可能發行的剩餘最大股票數量為2,631,250股。
股息的支付將由我們的董事會酌情決定。
2023年，我們以每股0.42美元的定期固定股息和0.55美元的浮動股息的形式，支付了每股0.97美元的總股息。2024年2月，我們的董事會批准了每股0.12美元的固定現金股息，以及基於2023年第四季度業績的每股0.14美元的可變現金股息，預計每筆股息將於2024年3月支付。我們不能確定我們是否會產生調整後的自由現金流，董事會也沒有義務支付任何股息，任何股息都受到我們債務文件中如下所述的限制。未來股息的支付和數額(如有)以本公司董事會的聲明為準。此類支付將取決於各種因素，包括經營的實際結果、流動性和財務狀況、經營活動提供的淨現金、適用法律施加的限制、我們的應税收入以及我們董事會認為相關的其他因素。此外，我們的2021年RBL設施、2022年ABL設施和管理我們2026年票據的契約中包含的契約可能會限制股息的支付。我們沒有義務為我們的普通股支付股息，也不能確定未來何時可以恢復這種支付。
我們可能會發行優先股，其條款可能會對我們普通股的投票權或價值產生不利影響。
本公司註冊證書授權本公司在未經本公司股東批准的情況下發行一種或多種類別或系列的優先股，其名稱、優先股、限制和相對權利，包括與我們普通股有關的股息和分配的優先股，由我們的董事會決定。一個或多個類別或系列優先股的條款可能會對我們普通股的投票權或價值產生不利影響。例如，我們可以授予優先股持有者在所有情況下或在特定事件發生時選舉一定數量的董事的權利，或否決特定交易的權利。同樣，我們可能分配給優先股持有人的回購或贖回權利或清算優先權可能會影響我們普通股的剩餘價值。
由於我們的新興成長型公司身份將於2023年12月31日到期，我們已經並預計將產生額外的成本，並將在遵守非新興成長型公司要求方面向管理層提出要求。此外，我們對財務報告的內部控制現在必須符合薩班斯-奧克斯利法案第404條所要求的所有標準。如果未能根據《薩班斯-奧克斯利法案》第404條對財務報告進行有效的內部控制，可能會對我們的業務和股價產生重大不利影響。
作為一家新興的成長型公司，我們受益於各種報告要求的某些臨時豁免。2023年12月31日，我們的新興成長型公司身份因IPO滿五週年而到期。從新興成長型公司地位的轉變要求我們允許我們的獨立註冊會計師事務所在本年度報告中根據薩班斯-奧克斯利法案第404(B)條的要求證明我們的內部控制的有效性。
此外，作為一家新興的成長型公司，我們根據《就業法案》選擇推遲採用適用於上市公司的新的或修訂後的會計聲明，直到此類聲明適用於私營公司。由於我們的新興成長型公司地位將於2023年12月31日到期，我們不再有資格推遲採用適用於上市公司的此類新的或修訂的會計聲明。除了一些無形的費用，主要是我們的獨立註冊會計師事務所證明我們對財務報告的內部控制的有效性，我們的管理層可能需要投入大量的時間和努力來實施和遵守適用於我們失去新興成長型公司地位的額外標準、規則和法規，這可能會將這些時間從我們的日常業務運營中分流出來。此外，由於加速實施適用於非新興成長型公司的標準、規則和法規(如《薩班斯-奧克斯利法案》第404(B)條)的複雜性和後勤困難，我們不遵守此類標準、規則和法規的風險增加，或者我們的財務報告內部控制存在重大缺陷或重大弱點的風險增加。
有效的內部控制對於我們提供可靠的財務報告、保護我們的資產和防止欺詐是必要的。如果我們不能提供可靠的財務報告，保護我們的資產或防止欺詐，我們的聲譽和經營業績可能會受到損害。管理我們管理層評估財務報告內部控制所必須達到的標準的規則很複雜，需要大量的文件、測試和可能的補救措施。
在完成有效的內部控制的實施方面，我們可能會遇到問題或拖延。此外，未能實現並維持有效的內部控制環境可能會對我們的業務和股價產生重大不利影響，並可能限制我們準確和及時報告財務業績的能力。
我們的公司註冊證書和章程的某些條款可能會使股東很難改變我們董事會的組成，並可能阻礙、推遲或阻止一些股東可能認為有益的合併或收購。
如果我們的董事會認為控制權的變更不符合我們和我們的股東的最佳利益，我們的公司註冊證書和章程中的某些條款可能會延遲或阻止控制權的變更。有關更多信息，請參閲本年度報告附件4.4。
例如，我們的公司註冊證書和章程包括以下條款：(I)授權我們的董事會發行“空白支票”優先股，並在未經股東批准的情況下確定這些股票的價格和其他條款，包括優先和投票權，以及(Ii)建立提名董事或在股東大會上陳述事項的提前通知程序。
這些規定可以使董事會能夠推遲或阻止一些或大多數股東可能認為符合其最佳利益的交易，在這種情況下，可能會阻止或阻止罷免和更換現任董事的嘗試。這些規定還可能阻止或阻止我們的股東通過增加股東更換董事會成員的難度來更換或撤換我們目前的管理層的任何嘗試，董事會負責任命我們的管理層成員。
我們的公司註冊證書指定特拉華州衡平法院為我們的股東可能發起的某些類型的訴訟和訴訟的唯一和獨家論壇，這可能限制我們的股東在與我們或我們的董事、高級管理人員、員工或代理人的糾紛中獲得有利的司法論壇的能力。
我們的公司註冊證書規定，除非我們書面同意選擇替代法院，否則特拉華州衡平法院將在適用法律允許的最大範圍內，成為(I)代表我們提起的任何派生訴訟或法律程序，(Ii)任何聲稱違反我們任何董事、高管或其他員工對我們或我們股東的受信責任的索賠的訴訟，(Iii)根據特拉華州通用公司法的任何規定對我們、我們的董事、高管或員工提出索賠的任何訴訟，我們的公司註冊證書或我們的附例或(Iv)任何針對我們、我們的董事、高級職員或僱員的、受內部事務管轄的訴訟
在每一個此類案件中，均受衡平法院管轄，該法院對被指名為被告的不可或缺的當事人具有標的管轄權和屬人管轄權。這種法院條款的選擇可能會限制股東在司法法院提出其認為有利於與我們或我們的董事、高級管理人員或其他員工發生糾紛的索賠的能力，這可能會阻止針對我們和這些人的此類訴訟。或者，如果法院發現我們的公司註冊證書中的這些條款不適用於一種或多種指定類型的訴訟或法律程序，或者不能強制執行，我們可能會在其他司法管轄區產生與解決此類問題相關的額外費用。
項目1B。未解決的員工意見
沒有。
項目1C。網絡安全
評估、識別和管理網絡安全風險的流程説明
我們的業務運營依賴於我們的信息系統的性能和可用性，我們使用這些系統來溝通、控制和管理我們的運營，並準備我們的財務管理和報告信息。我們業務和運營的效率在很大程度上依賴於這些系統。我們尋求通過以下描述的流程評估、識別和管理網絡安全風險：
•風險評估:
實施多層次體系，保護和監測數據和網絡安全風險。我們的網絡安全保障措施定期由內部安全人員和獨立的第三方網絡安全供應商進行評估。這些評估包括但不限於漏洞評估、滲透測試和內部安全控制審查。我們的內部信息技術(“IT”)團隊定期進行評估，以評估、識別和管理重大網絡安全風險。我們的目標是更新我們的網絡安全基礎設施、程序、政策和教育計劃，以迴應這些評估。
•事件識別和響應:
已經安裝了防火牆和擴展檢測和響應(XDR)平臺，以識別網絡安全事件。在發生入侵或網絡安全事件時，我們制定了事件響應計劃和政策，以指導我們的事件響應團隊識別和緩解威脅，以促進恢復正常運營。該計劃和政策描述了網絡安全事件的內部升級流程，這些事件被認為具有中等或更高的業務影響，即使對我們來説並不重要，從IT負責人到公司高級管理層，以及適當時到審計委員會和/或董事會。
•網絡安全培訓和意識:
所有新員工都會接受網絡安全意識培訓。所有員工和承包商都會接受年度培訓，並定期接受演習和模擬攻擊。我們的組織利用網絡安全供應商定期進行網絡安全桌面演習，以測試我們的事件響應計劃的有效性，並實施事件後的“經驗教訓”以改進我們的響應。
•訪問控制:
向用户提供符合最低特權原則的訪問權限，為他們提供與其工作職能一致的訪問權限，僅此而已。我們已經實施了多因素身份驗證
訪問公司信息所需的流程。定期審查用户訪問權限，以確保其更新和適當。
•加密和數據保護:
加密方法用於保護傳輸中和靜止的敏感數據。
我們將第三方服務提供商和審查作為我們網絡安全計劃的一部分。例如，我們聘請了一名獨立的網絡安全顧問來審查、評估我們的信息安全計劃和信息技術戰略計劃，並提出建議。我們認識到第三方服務提供商帶來了網絡安全風險。為了緩解這些風險，在與任何第三方網絡安全服務提供商接洽之前，我們都會進行盡職調查，以評估他們的網絡安全能力。此外，我們努力在與這些提供商的合同中納入網絡安全要求，包括要求他們遵守安全標準和協議，包括個人身份信息方面的安全標準和協議。
上述網絡安全風險管理流程已納入公司的整體企業風險管理計劃。網絡安全風險被理解為重大的業務風險，因此被認為是我們整個企業風險管理方法的重要組成部分。
網絡安全威脅帶來的風險的影響
截至本報告日期，儘管本公司和我們的服務提供商經歷了某些網絡安全事件，但我們不知道之前有任何網絡安全威脅對本公司產生了重大影響或有合理的可能性對本公司產生重大影響。然而，我們承認網絡安全威脅在不斷演變，未來發生網絡安全事件的可能性仍然存在。儘管我們實施了網絡安全程序，但我們的安全措施不能保證不會發生重大網絡攻擊。對我們的信息技術或運營技術系統的成功攻擊可能會對業務造成嚴重後果。雖然我們將資源投入到我們的安全措施上，以保護我們的系統和信息，但這些措施不能提供絕對的安全。任何安全措施都不是萬無一失的。見“第1A項。風險因素“，瞭解與我們的IT系統遭到破壞或危害相關的業務風險的更多信息。
董事會的監督與管理作用
董事會負責監督網絡安全、信息安全和信息技術風險，以及管理層識別、評估、緩解和補救這些風險的行動。作為其定期風險監督計劃的一部分，審計委員會協助董事會對公司的網絡安全、信息安全和信息技術風險進行監督。審計委員會每季度與信息技術和執行管理層負責人一起審查和討論公司在網絡安全、信息安全以及信息和運營技術方面的政策、程序和做法，包括相關風險。
認識到網絡安全對我們業務的成功和彈性的重要性，董事會認為網絡安全是公司治理的一個重要方面。為了促進有效的監督，我們的網絡安全團隊由我們的IT主管領導，就網絡安全風險、事件趨勢以及新出現的重大網絡風險所需的網絡安全措施的有效性進行討論。
我們的網絡安全團隊由在信息安全、風險管理和事件應對方面具有相關背景的經驗豐富的員工組成。這些背景包括相關學位、證書和相關工作經驗，包括在能源行業企業級組織中負責網絡安全監督的角色。網絡安全團隊的經驗也得到了第三方網絡安全供應商的參與。
項目3.法律訴訟
我們在正常業務過程中涉及各種法律和行政程序，管理層認為，這些程序的最終解決方案預計不會對我們的運營結果、流動資金或財務狀況產生實質性影響。
證券訴訟事項
2020年11月20日，Luis Torres以個人名義，代表一個可能的團體，向美國德克薩斯州北區地區法院提起證券集體訴訟(“證券集體訴訟”)，起訴Berry Corp.及其若干現任和前任董事和高級職員(統稱為“被告”)。起訴書聲稱違反了1933年證券法(修訂後的證券法)第11和15條，以及1934年交易法(修訂後的交易法)第10(B)和20(A)條，代表所有假定類別的人購買或以其他方式收購(I)根據和/或可追溯到公司2018年首次公開募股的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“類別期間”)期間的S證券。特別是，起訴書稱，被告在班級期間和首次公開募股的發售材料中，就公司的業務、運營效率和穩定性以及合規政策做出了虛假和誤導性的陳述，人為地抬高了公司的股價，導致班級成員在2020年11月3日發佈其2020年第三季度財務業績後，Berry Corp.的S普通股價值下跌。
2021年11月1日，法院指定的聯合首席原告提交了一份經修訂的起訴書，代表同一推定類別根據證券法第11和15條以及交易法第10(B)和20(A)條提出索賠，其中指控公司和個別被告在2018年7月26日至2020年11月3日期間就公司的許可和許可程序做出了虛假和誤導性的陳述。修改後的起訴書沒有量化指控的損失，但尋求追回因這些指控的證券違規行為以及律師費和費用而導致的推定類別遭受的所有損害。被告於2022年1月24日提出駁回動議，2022年9月13日，法院發佈命令駁回該動議，案件進入證據開示階段。2023年2月13日，原告提出等級認證動議，2023年4月14日，被告提出異議；2023年5月26日，原告提交答辯狀，等級認證動議聽證會定於2023年8月23日舉行。
2023年7月31日，雙方簽署了一份諒解備忘錄，以紀念一項原則協議，以了結證券集體訴訟中的所有索賠，總金額為250萬美元。2023年9月18日，原告和被告簽署和解規定和協議，原告提出動議，尋求初步批准和解。2023年10月18日，法院批准了這項動議，發佈了初步批准令，並將最終和解批准聽證會安排在2024年2月6日。在向該階層發出通知並進行選擇退出和反對程序後，法院在2024年2月6日的聽證會上最終批准了和解。2024年2月16日，法院發佈了最終的和解批准令和判決，並終止了該案；和解資金將在未來幾周內從現有的託管賬户支付給該班級。被告繼續堅稱，這些索賠沒有根據，也不承認與和解有關的任何責任。
2022年10月20日，美國德克薩斯州北區地區法院提起股東派生訴訟(“阿薩德訴訟”)，據稱是股東喬治·阿薩德代表本公司利用證券集體訴訟提起訴訟，目前該訴訟正在同一法院待決。衍生品起訴書將某些現任和前任高管和董事列為被告，並普遍指控他們違反了受託責任，導致或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為。衍生品起訴書還指控針對所有被告的不當得利索賠，以及根據《交易法》第10(B)和21D條提出的分擔和賠償索賠。2023年1月27日，法院批准了雙方共同規定的擱置阿薩德訴訟等待證券集體訴訟解決的請求。
2023年1月20日，第二起股東派生訴訟(“Karp訴訟”，連同阿薩德訴訟，“股東派生訴訟”)被提交給美國特拉華州地區法院，據稱是由假定股東Molly Karp代表公司提起的，再次藉助於證券集體訴訟。這起訴訟與阿薩德的訴訟類似，是針對本公司某些現任和前任高級管理人員和董事提出的，聲稱違反受託責任、協助和教唆以及基於被告涉嫌造成或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為的供款索賠。此外，起訴書根據《交易法》第14(A)條提出索賠，聲稱Berry的2022年委託書是虛假和誤導性的，因為它暗示公司的內部控制充分，董事會充分監督公司面臨的重大風險，而根據衍生原告的説法，情況並非如此。2023年2月13日，法院批准了雙方共同規定的擱置Karp訴訟的請求，等待證券集體訴訟中被告簡易判決的動議得到解決。證券集體訴訟的和解與股東派生訴訟無關。被告仍然認為股東派生訴訟中的索賠沒有根據，並打算對其進行強有力的辯護，但無法保證結果。目前，我們無法估計與這些事項有關的可能性或責任金額(如果有)。
此外，在2023年4月17日或前後，本公司收到股東訴訟要求，要求董事會調查並啟動針對某些現任和前任高級管理人員和董事的法律程序，表面上是基於股東派生訴訟中聲稱的相同索賠。董事會任命了一個需求審查委員會，以審查需求。
項目4.礦山安全信息披露
不適用。
第II部
第五項登記人普通股、相關股東事項和發行人購買股權證券的市場
市場信息
自2018年7月26日以來，我們的普通股一直在納斯達克全球精選市場交易，股票代碼為Bry。在此之前，我們的普通股還沒有建立起公開交易市場。
紀錄保持者：
截至2024年2月29日，我們的普通股由27名登記在冊的股東持有，其中不包括吉德公司或其他作為被提名人的受益者。
股利政策
從歷史上看，我們一直有，並計劃繼續使用我們的運營現金流為持續生產水平的運營提供資金，並定期通過大宗商品價格週期以季度股息的形式向股東返還有意義的資本。
作為一家上市公司，我們於2018年第一季度開始支付季度股息，並在2020年第一季度定期支付股息。在油價歷史性下跌和新冠肺炎對經濟的影響之後，我們在2020年第二季度暫時停止了季度股息。從2021年第一季度開始，我們恢復了降低利率的季度股息，然後從2021年第三季度開始將税率提高50%，至每股0.06美元，一直持續到2022年底。2023年2月初，我們更新了股東回報模型，將季度固定股息增加了一倍，至每股0.12美元。2024年2月，我們的董事會根據2023年第四季度的業績批准了每股0.12美元的固定現金股息和0.14美元的可變現金股息。股息將於2024年3月25日支付給2024年3月15日收盤時登記在冊的股東。未來股息的支付和數額(如有)以本公司董事會的聲明為準。此類支付將取決於各種因素，包括經營的實際結果、流動性和財務狀況、經營活動提供的淨現金、適用法律施加的限制、我們的應税收入、我們的銀行信貸協議以及我們董事會認為相關的其他因素。見“第1A項。風險因素--與我們的股本相關的風險--紅利的支付將由我們的董事會自行決定。“
出售未登記的證券
沒有。
股票回購計劃
在截至2023年12月31日的一年中，我們以約1,000萬美元的價格回購了140萬股票(全部在第二季度)。自2018年12月計劃開始至2023年12月31日，公司根據股票回購計劃累計回購了1190萬股股票，總額約為1.14億美元，相當於截至2023年12月31日流通股的16%。正如此前披露的那樣，公司在2022年初實施了股東回報模式，為此，公司可能會將調整後的自由現金流的一部分用於機會性股票回購。
2023年2月，董事會批准對公司股份回購授權增加1.02億美元。截至2023年12月31日，公司剩餘股份授權為1.9億美元。
董事會授權允許本公司根據市場狀況和其他因素，不時在公開市場和私下協商的交易中購買普通股，最高可達董事會授權的總金額。董事會的授權沒有到期日。
根據公司股票回購計劃在2022年12月31日之後回購的股票需繳納1%的美國聯邦消費税。須繳交消費税的金額一般為本公司於適用課税年度內購回的股票的公平市值，扣除本公司於該課税年度發行的任何股票的公平市值。消費税適用於從2023年開始的任何股票回購計劃，並將適用於隨後的納税年度。
本公司的收購方式、時間和金額將根據我們對市場狀況、股票價格、對未完成協議的遵守情況、現金要求和其他因素的評估來確定，可以在任何時間開始或暫停，而無需通知，並且不要求Berry Corp.在任何時期或根本沒有義務購買股票。收購的任何股份都將用於一般公司用途。
項目6.保留
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
管理層對財務狀況和業務成果的討論和分析應與本報告其他部分所列財務報表和相關説明一併閲讀。以下討論包含反映我們未來計劃、估計、信念和預期業績的前瞻性陳述。前瞻性陳述取決於可能超出我們控制範圍的事件、風險和不確定性。我們的實際結果可能與這些前瞻性陳述中討論的結果大不相同。可能導致或促成這種差異的因素在“項目1A”中作了説明。風險因素“包括在本報告的前面部分。請看“-有關前瞻性陳述的警示説明。”
表格10-K的這一節一般討論2023年和2022年的項目以及這兩年之間的年度比較。關於我們於2021年12月31日終了的年度以及2022年終了年度與2021年終了年度的比較，請參閲第二部分第7項。我們2022年年報Form 10-K的“管理層對財務狀況和經營成果的討論與分析”。
高管概述
我們是一家價值驅動的美國西部獨立上游能源公司，專注於陸上、低地質風險、長期石油和天然氣儲量。我們經營兩個業務部門：(I)勘探和生產(“勘探和生產”)和(Ii)油井服務和廢棄。我們的勘探和開發資產位於加利福尼亞州和猶他州，具有石油含量高的特點，主要位於人口較少的農村地區。我們的加州資產在聖華金盆地(100%石油)，而猶他州的資產在烏伊塔盆地(60%石油和40%天然氣)。
至於我們在加州的勘探和勘探業務，我們專注於常規的淺層油藏。與非常規資源相比，此類油井的鑽井和完井成本相對較低。加州石油市場主要與受布倫特原油影響的定價掛鈎，後者通常實現了相對於西德克薩斯中質原油(WTI)的溢價。我們在加州的所有資產都位於聖華金盆地富含石油的儲油層中，該盆地有150多年的生產歷史，仍有大量石油儲量。由於盆地漫長的生產歷史所產生的數據，其儲集層特徵和低地質風險機會通常被很好地理解。
2023年9月，我們完成了對麥克弗森能源公司(Macpherson Energy)的收購，這是一傢俬人持股的加利福尼亞州克恩縣運營商。麥克弗森能源公司的資產是高質量、低遞減的產油資產，位於加利福尼亞州克恩縣農村的現有Berry資產附近。2023年12月，我們在加利福尼亞州克恩縣獲得了額外的、高度協同的工作權益。這些資產與我們收購增值、生產補充物的戰略相一致，以支持我們的目標，即保持每年的單位產量。
我們在猶他州也有上游資產，位於烏伊塔盆地，在4000英尺到8000英尺的深度生產石油和天然氣。我們對現有的種植面積(99,000英畝)擁有高度的運營控制權，這為額外的開發和重新完成提供了巨大的上行空間。
在我們的油井維修和報廢部門，我們經營着加州最大的上游油井維修和報廢業務之一，其運營名稱為C&J C&J為加州的石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，包括油井維修和水物流。此外，C&J在油井的生產壽命結束時對油井進行封堵和廢棄服務，我們相信這將基於加州閒置油井的巨大市場為貝瑞創造一個戰略增長機會。
我們戰略的核心是通過產生超出運營成本的大量自由現金流來創造價值，同時優化資本效率。在這樣做的過程中，我們尋求通過整體回報實現股東價值最大化。自2018年7月首次公開招股(IPO)以來，我們展示了我們對
股東價值最大化，並通過分紅和股份回購向股東返還大量自由現金流。我們還進行了能增加現金流的收購。
我們的股東回報模式於2022年1月1日生效，我們最近一次更新分配是在2023年初。具體地説，2023年，調整後自由現金流量的年度累計分配最初設定為(A)80%，主要以債務回購、股票回購、戰略增長和收購生產補充性資產的形式；以及(B)20%的可變股息形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的條件和情況來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、業務狀況和其他因素。我們在2023年的調整後自由現金流為9,700萬美元，其中1,900萬美元(約20%)用於支付可變現金股息，1,000萬美元用於股票回購，5,100萬美元用於補充性收購，最引人注目的是麥克弗森收購，其餘1,700萬美元用於其他收購和非E&P資本。於2023年，在落實於2024年3月宣佈的2023年第四季度股息後，我們將直接向股東返還總計6500萬美元，其中包括：(I)1900萬美元的浮動現金股息，(Ii)3600萬美元的固定現金股息和(Iii)1000萬美元的股票回購。
這一股東回報模式很簡單，表明我們致力於優化自由現金流配置和股東的長期回報，包括通過增強現金流和減少債務來去槓桿化。作為我們戰略的一部分，我們機會主義地考慮補充性收購，這有助於我們維持現有產量的目標(特別是在當前監管環境下，因為獲得新油井鑽探許可的能力受到限制)，甚至可能適度增加產量。根據規模的不同，補充性收購可能全部或部分來自資本支出的重新分配，作為增加調整後自由現金流的一種方式，並可能利用股東回報模型中規定的80%的調整後自由現金流。
我們根據行業狀況、經營業績和其他因素不時審查我們的股東回報模式下的分配。2024年，我們更新了調整後自由現金流量的定義，這是一種非公認會計準則衡量標準，即運營現金流量減去定期固定股息和資本支出。2022年和2023年，調整後自由現金流的定義是運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是指維持石油及天然氣年產量大致相同所需的資本支出，定義為資本支出，在適用時不包括(I)與戰略業務擴張有關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離油氣資產及任何勘探及開發活動，以提高產量以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本支出；(Iii)與輔助可持續發展措施相關的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。以前期間調整後的自由現金流量沒有針對更新的定義進行追溯調整。調整後自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購、補充性收購或其他增長機會或其他可自由支配支出，因為我們有未從這一衡量標準中扣除的非可自由支配支出。調整後的自由現金流量是一種非公認會計準則的財務計量。請參閲“非GAAP財務計量”，以對經營活動提供的現金(我們根據GAAP計算和列報的最直接可比財務計量)與調整後自由現金流量的非GAAP財務計量進行對賬。
我們相信，在我們以石油為主的低下滑生產基地成功執行我們的戰略，再加上具有吸引力的全週期經濟的已確定的鑽井、側鑽和修井地點的廣泛庫存，將支持我們產生自由現金流的目標，這將為我們的運營提供資金，優化資本效率並最大化股東價值。我們還努力保持適當的流動性狀況和可管理的槓桿狀況，使我們能夠通過大宗商品價格週期和收購來探索有吸引力的有機和戰略增長。除了高效和戰略性地運營和開發我們的現有資產外，我們還尋求收購增值、生產補充性物業，以補充我們現有的業務，增強我們的現金流，並使我們能夠進一步推進我們的戰略，即在必要的許可證和批准的發放延遲的情況下，保持產量基本持平。如需瞭解更多信息，請參閲《監管事項
--石油和天然氣行業的監管。我們的戰略包括主動參與推動我們行業和影響我們運營的多種力量，無論是積極的還是消極的，以最大限度地利用我們的資產，為股東創造價值，並支持與更安全、更高效和更低排放的運營相一致的環境目標。
作為為股東創造長期價值的承諾的一部分，我們致力於以道德、安全和負責任的方式開展業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們相信，石油和天然氣仍將是未來能源格局的重要組成部分，我們的目標是安全、負責任地開展業務，同時通過與利益相關者的接觸來支持經濟穩定和社會公平。我們認識到石油和天然氣行業在能源轉型中的作用，主張可再生能源和常規能源共存。我們致力於成為能源過渡解決方案的一部分，繼續為我們的社區提供安全、可靠和負擔得起的能源。
我們如何規劃和評估運營
我們使用以下指標來管理和評估我們的經營業績：(A)調整後的EBITDA；(B)調整後的自由現金流；(C)我們勘探和生產業務的產量；(D)勘探和生產現場業務的措施；(E)HSE結果；(F)一般和行政費用；以及(G)基於活動水平、定價和所提供的每項服務的相對業績，我們的油井維修和廢棄業務的業績。
調整後的EBITDA
調整後的EBITDA是我們的管理層用來分析和監控我們的E&P業務和CJWS的運營業績的主要財務和運營指標。我們還使用調整後的EBITDA來規劃我們的資本支出分配，以維持生產水平，並確定我們的戰略對衝需求，除了2021年RBL貸款機制的對衝要求(定義見下文流動性和資本資源)。調整後的EBITDA是一項非GAAP財務衡量指標，我們將其定義為扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益(“DD&A”)、衍生產品收益或虧損(扣除因預定衍生產品結算而收到或支付的現金)、減值、股票補償支出以及不常見和不常見項目。請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務計量”，以對經營活動提供(使用)的淨收入(虧損)和淨現金(我們根據GAAP計算和列報的最直接可比財務計量)與調整後EBITDA的非GAAP財務計量進行對賬。我們財務報表的管理層和外部用户，如行業分析師、投資者、貸款人和評級機構，都使用這一補充的非公認會計準則財務指標。
調整後自由現金流
我們利用股東回報模型來確定調整後自由現金流的分配。這一股東回報模式很簡單，表明我們致力於優化自由現金流配置和股東的長期回報，包括通過增強現金流和減少債務來去槓桿化。調整後自由現金流量的分配上一次更新是在2023年初，目的是(A)80%主要以債務回購、股票回購、戰略增長和收購產生補充性資產的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的條件和情況來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、業務狀況和其他因素。
生產
石油和天然氣生產是我們經營業績的關鍵驅動力，是我們業務成功的重要因素，並用於預測未來的發展經濟。我們不斷測量和密切監測產量，並根據結果調整我們的房地產開發努力。我們按商品類型跟蹤產量，並將其與前幾個季度和預期結果進行比較。
E&P現場行動
總體而言，管理層通過考慮核心E&P運營費用以及我們的熱電聯產、營銷和運輸活動來評估我們E&P現場運營的效率。特別是，我們在加州勘探和開採業務的核心組件是蒸汽，我們使用蒸汽將重油抬到地面。我們運營着幾個熱電聯產設施，以生產我們運營所需的一些蒸汽。在比較我們熱電廠與我們運營中的其他蒸汽來源的成本效益時，管理層考慮了熱電廠的運營成本，包括為運營設施而購買的天然氣成本，以及我們在E&P現場運營中使用的蒸汽和電力的價值，以及我們從向電網出售多餘電力所獲得的收入。我們努力通過天然氣購買套期保值將我們加州蒸汽業務的燃料氣成本的變異性降至最低。因此，我們E&P現場業務的效率受到我們從這些衍生品收到或支付的現金結算的影響。我們還有從落基山脈運輸燃氣的合同，這在歷史上一直比加州的市場便宜。關於運輸和營銷，管理層在評估E&P業務的整體效率時還考慮了增量能力的機會性銷售。
租賃業務費用包括燃料、勞動力、外地辦事處、車輛、監督、維護、工具和用品以及修井費用。發電費包括我們兩個熱電聯產設施分配給發電費的燃料、人工、維護以及工具和用品部分；其餘的熱電聯產費用計入租賃運營費用。交通費與我們在自家物業內生產的石油和天然氣的運輸成本或將其運往市場的成本有關。營銷費用主要涉及從第三方購買的天然氣，這些天然氣通過我們的收集和加工系統運輸，然後出售給第三方。電力收入來自以市場價格根據長期合同將我們兩個熱電聯產設施的過剩電力出售給加州一家公用事業公司。這些熱電聯產設施的規模可以滿足各自油田的蒸汽需求，但相應產生的電力超過了這些油田目前作業所需的電力。運輸銷售與我們代表第三方在我們的系統上運輸的水和其他液體有關，營銷收入是指從第三方購買和出售給第三方的天然氣的銷售。
健康、安全與環境
與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的E&P業務和C&J的運營都受到複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規管理着健康和安全、材料的釋放或排放，以及土地使用或環境保護，這些可能會限制我們的物業和業務的使用，增加我們的成本，或者降低或限制我們的產品和服務的使用。見“第I部分--第1項”管理事項“和第I部分--第1A項。本年度報告中的“風險因素”，以討論政府法規(包括有關HSE事項的法規)可能對我們的業務、運營、資本支出、收益和競爭地位產生的潛在影響。
作為我們致力於創造長期價值的一部分，我們努力以道德、安全和負責任的方式開展我們的業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們還尋求與監管機構、我們開展業務的社區和我們的其他利益攸關方進行積極和透明的接觸，以便及時實現我們資源的全部潛力，保護人民和環境，並遵守現有法律和法規。我們通過各種措施監控我們的HSE表現，並對我們的員工和承包商保持高標準。滿足企業HSE指標，包括HSE事件和泄漏預防方面的指標，是我們針對所有員工的短期激勵計劃的一部分。
一般和行政費用
我們監控我們的現金、一般和行政費用，以此來衡量我們間接管理活動的效率。這些費用是我們的公司和專業團隊為開發我們的資產和我們的日常運營提供適當支持的關鍵組成部分。
修井和棄井作業績效
我們持續監控我們的油井維修和廢棄業務表現，包括按服務和客户劃分的收入和成本，以及該業務的調整後EBITDA。
營商環境、市場狀況及展望
我們的經營和財務業績以及整個石油和天然氣行業的經營和財務業績受到商品價格（包括差異）的嚴重影響，商品價格已經並可能繼續大幅波動，原因是許多與市場相關的變量，包括全球地緣政治和經濟狀況，以及本地和區域市場因素和混亂。二零二三年的平均油價及天然氣價格較二零二二年下跌，並於二零二三年第四季度末進一步下跌。石油和天然氣價格一直波動，並可能繼續波動。作為天然氣淨購買者，我們的經營成本一般預期受天然氣價格波動的影響比我們的天然氣銷售更大。
我們的油井服務和廢棄業務依賴於石油和天然氣公司的支出，這在一定程度上可以反映大宗商品價格的波動。由於現有油井和天然氣井需要持續支出以維持生產，石油和天然氣公司用於現有油井維護的支出歷來相對穩定，在生產穩定時是可以預測的。此外，我們客户封堵和廢棄油井的要求在很大程度上是由監管要求推動的，這些要求對大宗商品價格的依賴程度較低。
目前，預計歐佩克+和其他產油國供應的全球石油庫存將從2023年上半年的庫存增加過渡到2024年大部分時間的庫存下降。2022年10月，歐佩克+宣佈初步減產，減產持續到2023年12月。2023年6月，歐佩克+從2024年1月至2024年12月進一步減產，延長了2022年10月的減產期限。2023年11月，歐佩克+宣佈進一步自願減產，從2024年1月至2024年3月，日減產總額為220萬桶。
此外，針對烏克蘭持續的衝突，各國對俄羅斯石油實施了制裁和進口禁令，進一步影響了全球石油供應。除其他外，石油和天然氣價格可能會隨着需求的任何變化而下降或上升，原因包括烏克蘭持續的衝突、最近以色列-哈馬斯衝突、國際制裁、對歐佩克+未來行動的猜測、天然氣價格上漲、利率上升、通貨膨脹和政府降低通脹的努力，以及全球經濟整體健康狀況可能發生的變化，包括金融和信貸市場波動加劇或長期衰退。此外，石油和天然氣價格的波動可能會加速擺脱化石燃料的過渡，導致較長期的需求減少。這些因素和其他外部因素(如政府在氣候變化監管方面的行動)最終在多大程度上影響我們未來的業務、流動性、財務狀況和運營結果是高度不確定的，取決於許多因素，包括我們無法控制和無法準確預測的未來發展。
此外，與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的運營受到嚴格的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法律和法規涉及鑽井、完井、油井刺激、運營、維護或廢棄油井或設施、管理能源、水、土地、温室氣體或其他排放、保護健康、安全和環境，或運輸、營銷和銷售我們的產品。聯邦、州和地方機構可能會主張在這些領域進行監管的重疊權力。有關影響我們業務的法律和法規的説明，請參閲“項目1和項目2.企業和物業--健康、安全和環境事項的監管”。有關監管風險的更多信息，見“項目1A”。風險因素-與我們的運營和行業相關的風險”.
商品定價和差價
我們的收入、成本、盈利能力、股東回報和未來增長高度依賴於我們收到的石油和天然氣生產價格，以及我們為購買天然氣支付的價格，這些價格受到各種因素的影響，包括第一部分--第1A項中討論的因素。本年度報告中的“風險因素”。
由於許多與市場有關的變量，石油和天然氣的價格和差價可能會有很大波動。我們使用衍生品來對衝我們預測的石油和天然氣產量以及天然氣購買量的一部分，以減少我們對石油和天然氣價格波動的敞口。下表列出了我們產品在下列期間的某些平均基準價、平均實現價格和價格變現佔平均基準價的百分比。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 平均價格 | | 實現(1) | | 平均價格 | | 實現(1) |
原油銷售量(每桶)： | | | | | | | |
布倫特原油 | $ | 82.18 | | | | | $ | 99.04 | | | |
| | | | | | | |
無衍生工具結算的已實現價格 | $ | 75.05 | | | 91% | | $ | 91.98 | | | 93% |
衍生工具交收的影響 | (3.38) | | | | | (14.39) | | | |
衍生品結算實現價格 | $ | 71.67 | | | 87% | | $ | 77.59 | | | 78% |
| | | | | | | |
WTI | $ | 77.61 | | | | | $ | 94.39 | | | |
| | | | | | | |
| 無衍生工具結算的已實現價格 | $ | 75.05 | | | 97% | | $ | 91.98 | | | 97% |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
購買天然氣(單位：MMBTU) | | | | | | | |
月平均結算價(簡寫為NWPL) | $ | 8.28 | | | | | $ | 6.95 | | | |
| | | | | | | |
| 無衍生工具結算的已實現價格 | $ | 8.21 | | | 99% | | $ | 7.86 | | | 113% |
| 衍生工具交收的影響 | (1.79) | | | | | (1.74) | | | |
| 衍生品結算實現價格 | $ | 6.42 | | | 78% | | $ | 6.12 | | | 88% |
| | | | | | | |
__________(1)指數代表我們的已實現價格與所示指數的百分比。
油價
如上所述，截至2023年12月31日的一年，布倫特原油的平均價格比截至2022年12月31日的一年下降了16.86美元或17%。2023年，加州的平均實現油價為76.89美元，而布倫特原油的平均價格為82.18美元。2022年，加利福尼亞州的平均實現油價為93.40美元，而布倫特原油的平均價格為99.04美元。儘管加州市場通常會受到布倫特原油價格的影響，但加州油價是由當地供需動態決定的，包括第三方運輸和基礎設施能力。2023年，布倫特原油平均價格較2022年的較高價格有所下降，這主要與烏克蘭衝突導致2022年第二季度石油和天然氣價格大幅上漲有關。2023年下半年，由於經濟增長強於預期以及沙特阿拉伯和俄羅斯持續減產，第三季度價格上漲，隨後第四季度價格下降，原因是整體經濟下滑導致需求下降。
加州的石油價格受到布倫特原油價格的影響，因為加州煉油商大約75%的需求從歐佩克+國家和其他水運來源進口。我們相信，獲得受布倫特原油影響的定價有助於我們繼續在加州實現強勁的現金利潤率。
猶他州的石油價格歷來低於西德克薩斯中質原油，因為當地的煉油廠是為猶他州獨特的石油特徵而設計的，而這些資產的偏遠使得進入其他市場在物流上具有挑戰性。然而，我們對現有面積的運營控制很高，這為額外的垂直和/或水平開發井和重新完井提供了顯著的上行空間。2023年，猶他州的平均實現油價為65.38美元，而布倫特原油的平均價格為82.18美元。2022年，猶他州的平均實現油價分別為81.09美元，而布倫特原油的平均價格為99.04美元。
汽油價格
對於我們在加州的蒸汽業務，我們為購買燃氣支付的價格通常是根據西北指數、落基山脈指數和SoCal Gas城市門户指數來計算的。目前，我們大部分天然氣都是在落基山脈購買的。現在，我們在落基山脈購買了大部分燃料氣，加州的大多數購買都使用了SoCal Gas城市門户指數，而在此之前，加州購買的主要指數是Kern，Delivered。來自西北落基山指數的價格高達49.57美元/Mmbtu，2023年低至2.32美元/Mmbtu。來自SoCal Gas城市門户指數的價格高達54.31美元/Mmbtu，2023年低至4.09美元/Mmbtu。總體而言，在未對衝的基礎上，我們在2023年購買天然氣的平均價格為每Mmbtu 8.21美元。在截至2023年12月31日的一年裏，我們平均支付的價格比截至2022年12月31日的一年每MMBtu上漲了0.35美元，漲幅為4%。如果將對衝效應計入我們購買的天然氣，我們在2023年和2022年分別支付了6.42美元和6.12美元/Mmbtu。
我們的燃料氣銷售價格一般基於西北落基山脈指數，因為與燃料氣購買相同的指數銷售為購買天然氣提供了天然的對衝。2023年，猶他州的平均實現天然氣價格為6.94美元，而西北落基山脈的平均天然氣價格為8.28美元，實現了84%。2022年，猶他州的平均實現天然氣價格為8.13美元，而西北落基山脈的平均天然氣價格為6.95美元，實現了117%。
天然氣價格和差價受到當地市場基本面、產區運輸能力可獲得性和季節性影響的強烈影響。我們對天然氣價格的主要敞口是我們的成本。我們為加州的蒸汽洪水和熱電聯產設施購買的天然氣比我們在落基山脈生產和銷售的天然氣多得多。2022年5月，我們開始在落基山脈購買大部分天然氣，並使用我們的克恩河管道能力將其輸送到我們的加州業務。我們在落基山脈購買了大約48,000 Mmbtu/d，其餘的來自加州市場。加州的購買量波動較大，2023年和2022年的平均購買量分別為5000 Mbtu/d和12,000 Mmbtu/d。我們在落基山脈購買的天然氣被運往我們在加州的業務，以幫助限制我們受到加州燃料氣購買價格波動的影響。我們努力通過對很大一部分天然氣購買進行套期保值，進一步降低蒸汽業務的燃料氣成本的變異性。此外，天然氣價格上漲對我們加州運營費用的負面影響部分被我們在落基山脈生產和銷售的天然氣銷售增加所抵消。克恩產能使我們能夠以相同的定價指數購買和銷售天然氣。
寒冷的天氣條件導致2023年天然氣價格居高不下。在加利福尼亞州，我們在2023年第一季度經歷了顯著的增長，天然氣價格一度高達每MMBtu(SoCal Gas City-Gate)54.31美元。我們暫時關閉了一個熱電聯產設施，並減少了運營中其他部分的蒸汽產生，從而減少了加州的天然氣消耗，這對生產產生了負面影響。我們尋求通過以與天然氣價格掛鈎的價格將熱電聯產業務的過剩電力出售給第三方，來減輕我們熱電廠的相當大一部分天然氣購買風險。除了天然氣價格對電價的影響外，這些銷售通常在夏季月份更高，因為其中包括季節性容量。與2022年相比，2023年美國西部天然氣價格相對於Henry Hub有所下降。2023年第四季度末，與季度初相比，價格進一步下降。這一趨勢一直持續到2024年初。我們目前的預期是，由於天然氣產量增加和天然氣儲存庫存水平增加，2024年初天然氣價格將繼續下降。我們的對衝策略，加上我們從落基山脈中游獲得天然氣，幫助我們緩解了高天然氣價格對我們成本結構的影響。
我們的收益也受到熱電聯產設施性能的影響。這些熱電聯產設施為我們的物業提供電力和蒸汽，併為非租賃銷售提供電力。雖然我們熱電聯產設施的部分電力輸出在我們的生產設施內使用，以減少運營費用，但我們也根據長期合同銷售我們兩個熱電聯產設施產生的電力，合同條款分別於2024年12月和2026年11月結束。熱電聯產設施最重要的投入和成本是天然氣。
NGL的價格和差價與組成這些液體的產品的供求有關。其中一些更典型地與石油價格相關，而另一些則受到天然氣價格以及對用作原料的某些化學產品的需求的影響。此外，基礎設施的限制放大了價格波動。
通貨膨脹率
近年來，美國的通貨膨脹率變得更加顯著。與我們行業內的其他公司一樣，本公司的成本也經歷了通脹壓力-即通脹壓力導致我們的商品、服務和人員成本增加，這反過來又導致我們的資本支出和運營成本上升。這種通脹壓力源於新冠肺炎疫情造成的供應鏈中斷、需求增加、勞動力短缺等因素，包括俄羅斯和烏克蘭之間的衝突。2023年，通貨膨脹率開始企穩甚至下降。我們無法準確預測這種通脹壓力和促成因素是否會持續到2024年。然而，我們確定，與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度通脹壓力有所下降。
某些經營和財務信息
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的平均日產量、總產量和平均價格的信息。從2023年第一季度開始，我們開始在落基山脈購買大部分燃料氣，其餘購買是在加利福尼亞州使用SoCal Gas城市門户指數進行的。在這一轉變之前，加州天然氣採購的主要指數使用的是Kern，Delivered指數。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
日均產量：(1) | | | |
石油（mbbl/d） | 23.5 | | | 24.0 | |
天然氣(Mmcf/d) | 8.8 | | | 10.2 | |
NGL（mbbl/d） | 0.4 | | | 0.4 | |
總計(mboe/d)(2) | 25.4 | | | 26.1 | |
| 總產量： | | | |
石油(MBbl) | 8,568 | | | 8,770 | |
天然氣(Mmcf) | 3,211 | | | 3,706 | |
NGL(Mbbl) | 155 | | | 144 | |
共計（孟加拉國經濟及社會理事會）(2) | 9,258 | | | 9,532 | |
加權平均實現銷售價格： | | | |
不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | |
| 預定衍生品和解的影響(美元/桶) | $ | (3.38) | | | $ | (14.39) | |
帶套期保值的石油(美元/桶) | $ | 71.67 | | | $ | 77.59 | |
天然氣(美元/mcf) | $ | 6.94 | | | $ | 7.96 | |
NGL($/bbl) | $ | 24.47 | | | $ | 43.85 | |
平均基準價格： | | | |
石油(桶)-布倫特原油 | $ | 82.18 | | | $ | 99.04 | |
石油(桶)-西德克薩斯中質原油 | $ | 77.61 | | | $ | 94.39 | |
天然氣(MMBTU)-SoCal天然氣城門(3) | $ | 10.96 | | | $ | 8.38 | |
天然氣(MMBTU)-西北，落基山脈(4) | $ | 8.28 | | | $ | 6.95 | |
天然氣(MMBTU)-Henry Hub(4) | $ | 2.53 | | | $ | 6.45 | |
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(1)年度產量指期內的銷售量。我們還消耗一部分租賃生產的天然氣來開採石油和天然氣。
(2)以6mcf天然氣對1桶石油的能量含量為基礎，將現有的天然氣產量轉換為boe。每桶石油當量不一定會導致價格等值。以每桶石油當量計算的天然氣價格目前大大低於石油的相應價格，而且多年來也同樣較低。例如，在截至2023年12月31日的一年裏，布倫特石油和Henry Hub天然氣的平均價格分別為每桶82.18美元和2.53美元。
(3)此外，我們購買的用於產生蒸汽和電力的天然氣主要基於落基山脈的價格指數，包括運輸費，因為我們目前從落基山脈購買大部分天然氣需求，其餘部分在加利福尼亞州購買。SoCal天然氣城市門户指數是僅用於加州天然氣購買部分的相關指數。從2023年第一季度開始，我們在落基山脈購買了大部分燃料氣，加州的大多數購買都使用了SoCal Gas城市門户指數，而在此之前，加州購買的主要指數是Kern，Delivered。
(4)此外，我們在落基山脈的大部分天然氣採購和天然氣銷售都是基於西北落基山脈指數，在較小程度上是基於Henry Hub。
下表列出了所示時期內按作業區域劃分的平均日產量：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
平均日產量(mboe/d)(1): | | | |
加利福尼亞 | 20.7 | | | 21.3 | |
猶他州 | 4.7 | | | 4.7 | |
| 25.4 | | | 26.0 | |
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科羅拉多州(2) | — | | | 0.1 | |
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總平均日產量 | 25.4 | | | 26.1 | |
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(1)年度產量指期內的銷售量。
(2)從2022年1月開始，我們剝離了我們在科羅拉多州的所有天然氣資產。
與去年同期相比，我們的總產量下降了0.7mboe/d，降幅為3%。由於鑽井和修井活動減少，以及自然基數的下降，加州的產量下降了0.6mboe/d，降幅為3%。2023年9月收購麥克弗森公司的產量部分抵消了這一影響，按年率計算，該公司的產量為0.5mboe/d。猶他州的產量與去年同期持平。科羅拉多州的資產於2022年初剝離。
2023年，我們在加利福尼亞州鑽了5口新井和28口新井，在猶他州沒有新井。2022年，我們在加利福尼亞州鑽了55口新井和17口新井，在猶他州打了13口新井。與2023年9月完成對麥克弗森的收購有關，從2023年資本支出預算中重新分配了3500萬美元，為收購價格的一部分提供資金。資本預算進行了調整，以反映由於增加了生產資產而減少了對遺留Berry資產的鑽探活動的需求，使Berry能夠實現生產目標，同時減少了遺留Berry資產加利福尼亞州和猶他州的鑽井、修井和其他活動。
經營成果 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (單位：千) | | |
收入和其他： | | | | | | | |
石油、天然氣和天然氣液體銷售 | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | | | $ | (173,339) | | | (21) | % |
服務收入(1) | 178,554 | | | 181,400 | | | (2,846) | | | (2) | % |
售電 | 15,277 | | | 30,833 | | | (15,556) | | | (50) | % |
石油和天然氣銷售衍生產品的收益(虧損) | 40,006 | | | (137,109) | | | 177,115 | | | 不適用 |
| 其他收入 | 513 | | | 768 | | | (255) | | | (33) | % |
| | | | | | | |
總收入和其他 | $ | 903,460 | | | $ | 918,341 | | | $ | (14,881) | | | (2) | % |
__________ (1)我們的油井維修和報廢部門偶爾會為我們的E&P部門提供服務。在公司內部取消之前，服務收入分別為1.86億美元和1.84億美元，在公司內部取消後 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的幾年中，淨服務收入分別為700萬美元和300萬美元，分別為1.79億美元和1.81億美元。
收入和其他
我們對很大一部分石油銷售進行對衝，以保護我們的預期現金流不受油價下跌的影響，並滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。2023年，我們實現的油價為每桶75.05美元，對衝價格為每桶71.67美元。相比之下，2022年，我們的實際油價為每桶91.98美元，我們的對衝價格為每桶77.59美元。
與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，石油、天然氣和天然氣銷售額減少1.73億美元，降幅21%，至約6.69億美元。這一下降是由1.48億美元的較低價格和2500萬美元的較低銷量推動的，其中包括可歸因於收購麥克弗森公司所獲得的資產而增加的1400萬美元。
如所示，服務收入全部由提供給第三方的油井維修和廢棄業務的收入組成。與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年，服務收入減少了300萬美元，降幅為2%，降至約1.79億美元，原因是服務從第三方轉移到我們的E&P部門。
與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年中，對公用事業公司的電力銷售額減少了1600萬美元，降幅為50%，至約1500萬美元。這一下降是由於我們在2023年減少了我們的一個熱電聯產設施的運營，以最大限度地提高成本效益，從而降低了電力銷售量。
石油和天然氣銷售衍生產品的損益包括結算損益和按市價計價的損益。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中，和解損失分別為2900萬美元和1.26億美元。與2022年相比，2023年結算衍生工具固定價格與指數油價之間的價差收窄，推動了結算損失的同比下降。在截至2023年12月31日的一年中，按市值計算的非現金收益為6900萬美元，而2022年為虧損1100萬美元。由於我們是這些掉期的浮動價格支付者，通常相關價格指數的期間間下降(增加)會產生估值收益(損失)。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (單位：千) | | |
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費用和其他： | | | | | | | |
租賃運營費用 | $ | 316,726 | | | $ | 302,321 | | | $ | 14,405 | | | 5 | % |
服務成本(1) | 141,771 | | | 142,819 | | | (1,048) | | | (1) | % |
發電費用 | 7,079 | | | 21,839 | | | (14,760) | | | (68) | % |
交通費 | 4,486 | | | 4,564 | | | (78) | | | (2) | % |
營銷費用 | — | | | 299 | | | (299) | | | (100) | % |
採購成本 | 3,338 | | | — | | | 3,338 | | | 100 | % |
一般和行政費用 | 95,873 | | | 96,439 | | | (566) | | | (1) | % |
折舊、損耗和攤銷 | 160,542 | | | 156,847 | | | 3,695 | | | 2 | % |
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所得税以外的税項 | 57,973 | | | 39,495 | | | 18,478 | | | 47 | % |
天然氣購買衍生產品的損失（收益） | 26,386 | | | (88,795) | | | 115,181 | | | 不適用 |
其他營業(收入)費用 | (1,788) | | | 3,722 | | | (5,510) | | | (148) | % |
總費用和其他 | 812,386 | | | 679,550 | | | 132,836 | | | 20 | % |
其他(費用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (35,412) | | | (30,917) | | | 4,495 | | | 15 | % |
其他，淨額 | (237) | | | (142) | | | 95 | | | 67 | % |
其他(費用)收入合計 | (35,649) | | | (31,059) | | | 4,590 | | | 15 | % |
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所得税前收入 | 55,425 | | | 207,732 | | | (152,307) | | | (73) | % |
| 所得税支出(福利) | 18,025 | | | (42,436) | | | 60,461 | | | 142 | % |
淨收入 | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (212,768) | | | (85) | % |
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調整後的EBITDA(2) | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | | | $ | (111,691) | | | (29) | % |
調整後淨收益(虧損)(2) | $ | 39,230 | | | $ | 226,463 | | | $ | (187,233) | | | (83) | % |
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__________(1)我們的油井維修和報廢部門偶爾會為我們的E&P部門提供服務。在公司內部取消之前，服務成本分別為1.49億美元和1.46億美元，在公司內部取消後，服務成本為1.49億美元和1.46億美元 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中，服務淨成本分別為700萬美元和300萬美元，分別為1.42億美元和1.43億美元。
(2)調整後EBITDA和調整後淨收益(虧損)是不按照公認會計準則計算的財務指標。關於經營活動和淨收益(虧損)提供的現金淨額的定義和對賬，請參閲“第7項--非公認會計準則財務計量”。
費用
租賃運營費用按絕對美元計算較上年增加5%。與2022年相比，燃料消耗下降了12%，燃料成本下降了8%，而天然氣平均價格上漲了4%。不包括燃料的租賃運營費用按絕對美元計算增長了12%，這是由於外部服務和租賃維護成本上升，主要是與2023年第一季度的天氣有關，以及費率上升導致的電力成本增加。
由於服務組合和數量的變化，截至2023年12月31日的一年，服務成本比2022年減少了100萬美元，降幅為1%，降至1.42億美元。
截至2023年12月31日止年度，發電開支由截至2022年12月31日止年度的2.29美元下降至每boe 0.76美元，降幅為68%，這是由於本公司其中一項熱電聯產設施在一年內的一段時間內營運的銷售量較2022年全年的營運有所減少，以最大限度地提高該等設施的邊際效益。包括在發電費用中的燃料成本不包括其他地方討論的天然氣衍生品和解的影響。
由於2023年第三季度對麥克弗森的收購，截至2023年12月31日的一年的收購成本為300萬美元。
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，天然氣購買衍生品的損益分別為虧損2600萬美元和收益8900萬美元。截至2023年12月31日的一年，和解收益為3500萬美元，或每股BOE 3.76美元，而2022年同期為3800萬美元，或每股BOE 4.00美元。結算收益減少是由於與2022年相比，2023年結算固定價格與指數價格之間的價差收窄。2023年結算的對衝平均固定價格為5.25美元，名義數量為每天4萬Mmbtu，而2022年的平均固定價格為4.21美元，名義數量為3.8萬Mmbtu。截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的按市值計價估值損益分別為虧損6,100萬元及收益5,100萬元，與期末期貨價格變動情況一致。
在截至2023年12月31日的一年中，與截至2022年12月31日的年度相比，一般和行政費用減少了約100萬美元或1%。在截至2023年和2022年12月31日的一年中，非現金股票薪酬成本分別約為1400萬美元和1600萬美元，非經常性成本分別為900萬美元和300萬美元。2023年的非經常性成本主要包括高管換屆成本、裁員成本和股東訴訟費用。2022年的非經常性成本包括執行人員過渡成本。
調整後的一般和行政費用，不包括非現金股票薪酬成本和非經常性成本，與2022年的7600萬美元相比，減少了300萬美元，降至7300萬美元。同比下降的主要原因是2023年初實施了節約成本的舉措。此外，2023年調整後的一般和行政費用包括300萬美元的股東訴訟費用。關於一般和行政費用的對賬，見“--非公認會計準則財務計量”，這是根據公認會計準則計算和列報的最直接可比財務計量，用於調整後的一般行政和行政費用。
與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，DD&A增加了400萬美元，或2%，達到約1.61億美元，原因是損耗率增加。
所得税以外的税項 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英國央行) | | | |
遣散費税 | $ | 1.53 | | | $ | 1.46 | | | $ | 0.07 | | | 5 | % |
從價税 | 2.04 | | | 1.68 | | 0.36 | | | 21 | % |
温室氣體排放限額 | 2.70 | | | 1.00 | | 1.70 | | | 170 | % |
| | | | | | | |
所得税以外的所有税種 | $ | 6.27 | | | $ | 4.14 | | | $ | 2.13 | | | 51 | % |
在截至2023年12月31日的一年中，不包括所得税在內的税收增加了2.13美元，達到每桶6.27美元，而截至2022年12月31日的一年中，這一數字為4.14美元。由於動盪的加州碳排放額度市場温室氣體排放價格較高，温室氣體支出增加，但部分被較低的温室氣體排放所抵消。
其他營業(收入)費用
截至2023年12月31日的年度，其他營業收入為200萬美元，主要包括前期財產税退税淨額和設備銷售淨收益。截至2022年12月31日的年度，其他運營支出為400萬美元，主要包括與我們2017年出現和重組之前的活動相關的特許權使用費審計費用200萬美元，以及剝離科羅拉多州Piceance物業的約200萬美元虧損。
利息支出
與2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度的利息支出增加了400萬美元，增幅為15%，這是由於2023年用於收購的營運資金借款增加所致。
所得税支出(福利)
在截至2023年12月31日的一年中，我們的所得税支出約為1800萬美元，2022年的税收優惠約為4200萬美元。我們將截至2023年12月31日的年度的有效税率從截至2022年12月31日的年度的(20.4%)更改為32.5%，主要是由於確認了與2021年税期相關的2022年美國聯邦一般業務抵免，並在2022年釋放了估值免税額。這些抵免可用於抵消未來的聯邦所得税債務。2022年記錄的抵免可用於抵消未來的所得税債務。見合併財務報表附註第二部分第8項下的附註8，所得税。有關所得税的更多信息，請參閲《財務報表和補充數據》。
E&P現場行動
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (按英國央行) | | | | |
| 外地行動費用 | | | | | | | |
| 租賃運營費用 | $ | 34.21 | | | $ | 31.72 | | | $ | 2.49 | | | 8 | % |
| 發電費用 | 0.76 | | | 2.29 | | | (1.53) | | | (67) | % |
交通費 | 0.48 | | 0.48 | | — | | | — | % |
營銷費用 | — | | | 0.03 | | (0.03) | | | (100) | % |
| 總計 | $ | 35.45 | | | $ | 34.52 | | | $ | 0.93 | | | 3 | % |
| | | | | | | |
| 天然氣購買套期保值收到的現金結算 | $ | (3.76) | | | $ | (4.00) | | | $ | 0.24 | | | (6) | % |
| | | | | | | |
| E&P非生產收入 | | | | | | | |
| 售電 | 1.65 | | $ | 3.24 | | | $ | (1.59) | | | (49) | % |
運輸銷售 | 0.06 | | | 0.05 | | | 0.01 | | | 20 | % |
營銷收入 | — | | | 0.03 | | | (0.03) | | | (100) | % |
| 總計 | $ | 1.71 | | | $ | 3.32 | | | $ | (1.61) | | | (48) | % |
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有關詳細信息，請參閲“管理層的討論和分析--我們如何規劃和評估運營”。
流動性與資本資源
截至2023年12月31日，我們的流動性為1.71億美元，其中包括500萬美元現金，我們2021年RBL貸款機制下可供借款的1.59億美元，以及我們2022年ABL貸款機制(定義如下)下可供借款的700萬美元。根據目前的大宗商品價格和我們迄今的開發成功率，我們預計能夠從運營現金流中為我們的2024年資本發展計劃提供資金。
2023年2月初，我們更新了股東回報模型，包括將季度固定股息增加一倍至每股0.12美元的計劃。我們還修改了調整後自由現金流的分配。我們的目標是繼續通過整體回報實現股東價值最大化。從2023年開始，調整後自由現金流的年度分配為(A)80%主要以債務回購、股票回購、戰略增長和收購生產補充性資產的形式；以及(B)20%以可變股息的形式。任何實際支付的股息(固定或可變)將由我們的董事會根據當時的條件和情況來決定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議的限制、業務狀況和其他因素。我們不時會考慮補充性收購，這可以用來維持我們現有的生產量或支持戰略增長，至少可以通過重新分配一部分資本來提供部分資金。與我們的股東回報模式一致，貝瑞將收購麥克弗森視為在具有挑戰性的監管環境中維持基地生產的一種手段，以及擴大產量的機會。因此，我們重新分配了計劃中的2023年維護資本支出中的3500萬美元，為2023年支付的購買價格提供部分資金，這增強了2023年調整後的自由現金流，並用於此次收購。2023年12月，我們在加利福尼亞州克恩縣獲得了額外的、高度協同的工作權益，使用我們的2021年RBL為收購提供了初始資金，我們預計這筆餘額將在2024年用當年調整後的自由現金流的一部分償還。
調整後的自由現金流量並不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後的自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購、戰略收購或其他增長機會或其他可自由支配的支出，因為我們有未從這一指標中扣除的非可自由支配支出。調整後的自由現金流量是一種非公認會計準則的財務計量。請參閲“管理層的討論和分析--非GAAP財務衡量標準”，瞭解營運現金流的GAAP財務衡量標準與調整後自由現金流量的非GAAP財務衡量標準的對賬。GAAP是我們根據GAAP計算和提出的最直接可比的財務衡量標準。
我們目前相信，我們的流動性、資本資源和現金將足以開展我們的業務和運營，並至少在未來12個月內履行我們的義務。長期而言，如果油價大幅下跌並保持疲軟，我們可能無法繼續產生目前產生的調整後自由現金流水平，我們的流動性和資本資源可能不足以開展我們的業務和運營，直到大宗商品價格回升。請參閲第I部分--第1A項。“風險因素”用於討論已知的重大風險，其中許多是我們無法控制的，這些風險可能對我們的業務、流動性、財務狀況和運營結果產生不利影響。
2021年RBL設施
見合併財務報表附註第二部分第8項下的附註3，債務。“財務報表及補充數據”詳見本報告。
2022年ABL設施
見合併財務報表附註第二部分第8項下的附註3，債務。“財務報表及補充數據”詳見本報告。2023年11月15日，C&J和C&J Management簽訂了信貸協議第二修正案，根據該協議，必要的貸款人同意將最高借款基數從1,500萬美元降至1,000萬美元。沒有使用較高的借款基數，減少借款基數將降低成本。
高級無擔保票據
2018年2月，Berry LLC完成了本金總額為4億美元的2026年2月到期的7.0%優先無擔保票據的非公開發行，扣除支出和初始購買者折扣後，我們的淨收益約為3.91億美元。
2026年債券是Berry LLC的優先無擔保債務，與我們所有其他優先債務和任何次級債務具有同等的償債權利。2026年債券由Berry Corp及其某些子公司在優先無擔保的基礎上提供全面和無條件的擔保。強生和強生管理層不為2026年債券提供擔保。根據補充契約，麥克森能源及其某些子公司於2024年1月4日和2024年2月8日成為2026年債券的擔保人。
管理2026年票據的契約載有慣例契約和違約事件(在某些情況下，受寬限期的限制)。截至2023年12月31日，我們遵守了2026年票據下的所有公約。
債務回購計劃
2020年2月，董事會(“董事會”)通過了一項計劃，花費高達7500萬美元用於機會性回購我們的2026年債券。任何購買的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況的評估、對未完成協議的遵守情況和其他因素來確定，可以在沒有通知的情況下隨時開始或暫停，並且沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買2026年債券。我們還沒有根據這一計劃回購任何票據。
對衝
我們通過我們的大宗商品對衝計劃保護了我們預期現金流的很大一部分，包括掉期、看跌、看漲和套圈。我們對原油和天然氣生產進行對衝，以防止石油和天然氣價格下跌，我們還對天然氣購買進行對衝，以防止價格上漲。我們還在落基山脈簽訂了天然氣運輸合同，以幫助減少價格波動風險，但這些合同不符合套期保值的要求。
此外，我們還進行對衝，以滿足2021年RBL貸款機制的對衝要求。2021年RBL融資機制要求我們將商品套期保值(三向套期保值除外)維持在以下最低名義交易量：(I)在2021年RBL融資機制生效日期後24個完整歷月以及每個日曆年的5月1日和11月1日之後，至少75%的我們的PDP儲備合理預計原油產量，以及(Ii)從每個此類最低對衝要求日期之後的第25個完整日曆月開始幷包括每個此類最低對衝要求日期之後的第36個完整日曆月期間，我們的PDP儲備合理預測的原油產量的至少50%；但就上述第(I)及(Ii)款中的每一項而言，套期保值的名義交易量被視為減去任何賣空或其他類似衍生工具的名義交易量，而這些賣權或其他類似衍生品的作用是使我們承受低於“下限”的商品價格風險。
除了其中所述的最低套期保值要求和其他有關套期保值的限制外，2021年RBL融資機制還包含對我們的商品套期保值的限制，這些限制阻止我們達成套期保值協議(I)期限超過48個月的對衝協議，或(Ii)名義交易量(當與當時已對衝的交易量的基差掉期合計時)在該套期保值協議簽署之日超過我們的PDP儲備合理預計原油產量的90%，在該套期保值協議簽訂後的每個月。前提是上述成交量限制不適用於與相應的看漲、看跌或掉期無關的看跌或看跌期權合約。
我們普遍較低的遞減生產基數為我們提供了對衝未來預期產量的大量資金的能力。我們預計，在當前大宗商品價格下，我們的業務將產生足夠的現金流，包括我們目前的對衝頭寸。有關與我們的套期保值計劃相關的風險的信息，請參閲第I部分--第1A項。風險因素--與我們的運營和行業相關的風險。
截至2024年2月29日，我們有以下原油生產和天然氣購買對衝：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025財年 | | 2026財年 | | |
布倫特—原油生產 | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 1,536,118 | | | 1,611,294 | | | 1,481,749 | | | 1,438,656 | | | 2,669,125 | | | 1,881,768 | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 78.95 | | | $ | 78.97 | | | $ | 76.87 | | | $ | 76.94 | | | $ | 75.22 | | | $ | 70.84 | | | |
已售出呼叫(1) | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 122,000 | | | 91,000 | | | 92,000 | | | 92,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 91.11 | | | $ | 85.53 | | | |
購買Put（淨額）(2) | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 318,500 | | | 318,500 | | | 322,000 | | | 322,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 58.53 | | | $ | 60.00 | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
賣出推杆（淨額）(2) | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 45,500 | | | 45,500 | | | 46,000 | | | 46,000 | | | — | | | — | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| | | | | | | | | | | | |
NWPL—天然氣採購(3) | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 3,040,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 6,080,000 | | | — | | | |
| 加權平均價格（$/mmmbtu） | $ | 4.11 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | | | |
HH—天然氣採購(3) | | | | | | | | | | | | | |
| 購買電話 | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加權平均價格（$/mmmbtu） | $ | 3.38 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| 天然氣基礎差異 | | | | | | | | | | | | | |
NWPL/HH—天然氣採購(3) | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 加權平均價格（$/mmmbtu） | $ | 4.10 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
__________
（1） 行使價相同的買入看漲期權及賣出看漲期權按淨額基準呈列。
（二） 買入認沽及賣出認沽已按淨額基準呈列。
（3） “NWPL”一詞被定義為西北落基山脈管道。術語“HH”被定義為Henry Hub。
衍生產品收益（虧損）
計入經營報表之衍生工具收益及虧損概要呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
| 商品衍生工具已實現收益（虧損）： | | | | | |
石油和天然氣銷售衍生工具已實現（損失） | $ | (28,917) | | | $ | (126,176) | | | $ | (142,531) | |
天然氣購買衍生品實現收益 | 34,812 | | | 38,153 | | | 50,897 | |
衍生工具已實現收益（損失）共計 | 5,895 | | | (88,023) | | | (91,634) | |
| | | | | |
| 商品衍生工具未實現收益（虧損）： | | | | | |
石油和天然氣銷售衍生產品未實現收益（損失） | 68,923 | | | (10,933) | | | (13,868) | |
天然氣購買衍生品的未實現(虧損)收益 | (61,198) | | | 50,642 | | | (12,320) | |
衍生工具未實現收益(虧損)合計 | 7,725 | | | 39,709 | | | (26,188) | |
衍生品總收益(虧損) | $ | 13,620 | | | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | |
下表總結了我們對衝活動的歷史結果：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
原油銷售量(每桶)： | | | |
| 衍生產品結算前的已實現銷售價格 | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | |
| 衍生工具交收的影響 | $ | (3.38) | | | $ | (14.39) | |
| 衍生產品結算影響後的已實現銷售價格 | $ | 71.67 | | | $ | 77.59 | |
| 購買天然氣(單位：MMBTU)： | | | |
| 購買價格，在衍生產品結算前的影響 | $ | 8.21 | | | $ | 7.86 | |
| 衍生工具交收的影響 | $ | (1.79) | | | $ | (1.74) | |
| 購買價格，衍生產品結算後的影響 | $ | 6.42 | | | $ | 6.12 | |
現金股利
2023年，我們以每股0.42美元的定期固定股息和0.55美元的浮動股息的形式，支付了每股0.97美元的總股息。這些金額包括2023年宣佈和支付的與2022年第四季度業績相關的固定和可變股息，分別為每股0.06美元和0.44美元。2024年2月，我們的董事會批准了每股0.12美元的固定現金股息，以及基於2023年第四季度業績的每股0.14美元的可變現金股息，預計每筆股息將於2024年3月支付。
下表是我們的普通股的定期固定現金股息和董事會根據2023年業績批准的可變現金股息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | |
| 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | 年初至今 |
| 固定股息 | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.48 | |
可變股息(1) | — | | | 0.02 | | | 0.09 | | | 0.14 | | | 0.25 | |
| 總計 | $ | 0.12 | | | $ | 0.14 | | | $ | 0.21 | | | $ | 0.26 | | | $ | 0.73 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
__________(1)在業績期間(用於確定可變股息的期間)後的下一個季度宣佈所有浮動股息。該表列出了每個季度獲得的股息總額。2024年2月，董事會根據截至2023年12月31日的三個月的業績批准了0.14美元的可變股息。
公司預計未來將繼續按季度派發現金股息。然而，未來股息的支付和金額仍由董事會酌情決定，並將取決於公司未來的收益、財務狀況、資本要求和其他因素。
股票回購計劃
在截至2023年12月31日的一年中，我們以約1,000萬美元的價格回購了140萬股票(全部在第二季度)。自2018年12月計劃開始至2023年12月31日，公司根據股票回購計劃累計回購了1190萬股股票，總金額約為1.14億美元。
2023年2月，董事會批准本公司股票回購授權增加1.02億美元，將本公司的股份授權增加到2億美元。截至2023年12月31日，公司剩餘總股份回購權限為1.9億美元。董事會授權允許公司根據市場狀況和其他因素，不時在公開市場和私下協商的交易中購買普通股，最高可達董事會授權的總金額。董事會的授權沒有到期日。
回購可不時在公開市場、私下協商的交易或本公司全權酌情決定的其他方式進行。收購的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況、股票價格、對未完成協議的遵守情況和其他因素的評估來確定。公司可以在沒有通知的情況下隨時開始或暫停購買股票，並且沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買股票。任何回購的股份將反映為庫存股，任何收購的股份將可用於一般公司用途。
資本計劃
詳情請參閲第一部分--第1項和第2項--“我們的資本計劃”。
合同義務
以下是截至2023年12月31日我們的承諾和合同義務摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 到期付款 |
| | 總計 | | 不到1年 | | 1-3
年份 | | 3-5
年份 | | 此後 |
| | (單位：千) |
債務義務： | | | | | | | | | | |
RBL設施 | | $ | 31,000 | | | $ | — | | | $ | 31,000 | | | $ | — | | | $ | — | |
2026年筆記 | | 400,000 | | | — | | | 400,000 | | | — | | | — | |
利息(1) | | 59,500 | | | 28,000 | | | 31,500 | | | — | | | — | |
應付遞延收購(2) | | 18,999 | | | 18,999 | | | — | | | — | | | — | |
其他： | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
租契 | | 8,979 | | | 3,369 | | | 4,002 | | | 1,554 | | | 54 | |
資產報廢債務(3) | | 196,578 | | | 20,000 | | | — | | | — | | | 176,578 | |
表外安排：(4) | | | | | | | | | | |
運輸合同(5) | | 81,253 | | | 11,517 | | | 18,133 | | | 16,165 | | | 35,438 | |
其他購買義務(6) | | 17,100 | | | 8,400 | | | 8,700 | | | — | | | — | |
合同債務總額 | | $ | 813,409 | | | $ | 90,285 | | | $ | 493,335 | | | $ | 17,719 | | | $ | 212,070 | |
__________
(1)*代表2026年到期的2026年債券的利息，按7%計算。
(2)債務與2024年7月到期的麥克弗森收購的折現剩餘應付款項2000萬美元有關。剩餘的應付金額以慣例購進價格調整為準。
(3)折現率為折現基礎上估計的未來資產報廢債務。我們沒有按年顯示長期資產報廢債務，因為我們無法準確預測這些金額的時間。因為這些成本通常持續到未來很多年，估計這些未來成本要求管理層做出估計和判斷，這些估計和判斷可能會根據許多因素進行修訂，這些因素包括通貨膨脹率、不斷變化的技術以及聯邦、州和地方法律法規的變化。見第二部分--項目8綜合財務説明附註1，列報依據。“財務報表和補充數據”，瞭解更多信息。
(4)預計這些承諾和合同義務將由我們來自運營的現金流提供資金。
(5)總金額包括根據購買在正常業務過程中使用的商品和服務的長期協議將到期的付款，以確保天然氣通過管道運輸到市場和市場之間。
(6)這些金額包括在加利福尼亞州的鑽探承諾，為此，我們被要求在2025年6月之前鑽探57口井，最低承諾為1710萬美元。2023年9月，修改了鑽井承諾，將其中28口井推遲到2024年12月鑽井(此前要求在2023年10月1日之前鑽井)，其餘29口井推遲到2025年6月鑽井(之前要求在2024年6月1日之前鑽井)。
收購和資產剝離
2023年的收購
2023年9月，我們完成了對麥克弗森能源公司的收購，這是一傢俬人持股的加利福尼亞州克恩縣運營商。總收購價格約為7,000萬美元，視慣例收購價格調整而定。這筆交易的結構是，包括購買價格調整在內，交易完成時支付了約5300萬美元，2024年7月將支付約2000萬美元，視購買價格調整而定。
貝瑞認為，此次收購在一定程度上是在具有挑戰性的監管環境中維持基地生產的一種手段，也是擴大產量的機會。因此，從2023年資本支出預算中重新分配了總計3500萬美元，為收購價格的一部分提供資金，從而增強了2023年的調整後自由現金流，並用於此次收購。收盤價的一部分最初是通過動用2021年RBL信貸安排籌集的資金，該貸款已於2023年第四季度全額償還。
我們收購Macpherson Energy是因為他們的資產是高質量、低遞減率的產油資產，這些資產位於加利福尼亞州克恩縣農村的現有Berry資產附近。這些資產也與貝瑞宣佈的收購增值、生產補充物的戰略相一致。麥克弗森能源公司被報告在E&P業務部門。
同樣在2023年12月，我們在收購價格調整後以3300萬美元收購了加利福尼亞州克恩縣額外的高度協同的工作權益。這筆交易支持了我們有效維持加州生產的總體戰略計劃。在2023年期間，我們還收購了各種石油和天然氣資產，其中包括已探明的資產，總計約1000萬美元。這些收購中的每一項都被列為資產收購，因為幾乎所有的公允價值都集中在石油和天然氣的財產權益中。
2022年的收購和資產剝離
2022年1月，我們完成了剝離我們在科羅拉多州的所有天然氣資產，這些資產位於皮肯斯盆地。資產剝離以大約200萬美元的損失結束。我們2021年從這些油田獲得的產量為1.2mboe/d。
2022年2月，我們完成了對猶他州Antelope Creek地區石油和天然氣生產資產的收購，價格約為1800萬美元。這些資產與我們現有的Uinta資產相鄰，在我們收購之前，日產量約為0.6mboe。
在2022年期間，我們還收購了各種石油和天然氣資產，其中大部分是未經探明的資產，總價值約為800萬美元。
現金流量表
以下為比較現金流摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
現金淨額： | | | |
由經營活動提供 | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | |
用於投資活動 | (175,272) | | | (164,552) | |
用於融資活動 | (64,800) | | | (165,422) | |
現金及現金等價物淨(減)增 | $ | (41,415) | | | $ | 30,967 | |
經營活動
與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年，經營活動提供的現金減少了約1.62億美元。減少主要是由於平均已實現石油及天然氣定價及產量下降、收購Macpherson導致的成本增加及冬季天氣服務相關的成本上升，但因收到的衍生產品和解金額增加而部分抵銷。2022年經營活動提供的現金是由於對衝收入增加，這主要是由於平均實現價格較高和成本較低。
投資活動
以下是投資活動產生的現金流的對比摘要：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
資本支出 (1) | | | |
| 資本支出 | $ | (73,127) | | | $ | (152,921) | |
| 資本支出應計項目的變動 | (7,944) | | | 14,286 | |
| 收購，扣除收到的現金 | (94,201) | | | (25,917) | |
| | | |
用於投資活動的現金淨額 | $ | (175,272) | | | $ | (164,552) | |
__________
(1)以實際現金支付為基礎，而不是應計。
在截至2023年12月31日的一年中，用於投資活動的現金比截至2022年12月31日的一年增加了1100萬美元，這主要是由於收購了麥克弗森公司。相應地，E&P和公司資本預算的減少包括減少了對遺留Berry資產的鑽探、修井和其他活動。我們的資本支出減少是因為從2023年資本支出預算中重新分配了約3500萬美元，用於支付部分收購價格。2022年投資活動中使用的現金主要用於資本支出，用於增加加州的旁路、修井和重新完成活動，這是由於獲得新的鑽探許可證方面的挑戰，以及部分由於新收購的Antelope Creek資產中的機會而將更多資本分配給猶他州的資產。
融資活動
截至2023年12月31日止年度，融資活動所用現金較截至2022年12月31日止年度減少約1. 01億元，主要由於購買庫存股票減少、支付股息減少以及我們的信貸融資借款增加，以支付12月部分收購。於二零二二年，投資活動所用現金主要用於支付固定及可變股息及回購庫存股票。
訴訟、索賠、承諾和或有事項
見第二部分第8項合併財務報表附註中的附註5，訴訟、索償承諾和或有事項。詳情見本報告的“財務報表及補充數據”。
資產負債表分析
我們的資產負債表於2022年12月31日至2023年12月31日的變動如下。
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (單位：千) |
現金和現金等價物 | $ | 4,835 | | | $ | 46,250 | |
應收賬款淨額 | $ | 86,918 | | | $ | 101,713 | |
衍生工具資產—流動和長期 | $ | 10,751 | | | $ | 36,443 | |
| | | |
| | | |
其他流動資產 | $ | 43,759 | | | $ | 33,725 | |
物業、廠房和設備、淨值 | $ | 1,406,612 | | | $ | 1,359,813 | |
| | | |
| 遞延所得税資產—長期 | $ | 30,308 | | | $ | 42,844 | |
其他非流動資產 | $ | 10,975 | | | $ | 10,242 | |
應付賬款和應計費用 | $ | 213,401 | | | $ | 203,101 | |
衍生工具負債—流動和長期 | $ | 10,740 | | | $ | 44,748 | |
| | | |
長期債務 | $ | 427,993 | | | $ | 395,735 | |
| 遞延所得税負債--長期 | $ | 2,344 | | | $ | — | |
| | | |
資產報廢債務--長期 | $ | 176,578 | | | $ | 158,491 | |
其他非流動負債 | $ | 5,126 | | | $ | 28,470 | |
股東權益 | $ | 757,976 | | | $ | 800,485 | |
關於現金和現金等價物變化的討論，請參閲“-流動性和資本資源”。
應收賬款減少1500萬美元，主要是由於E&P部門的銷售價格和交易量下降所致。
其他流動資產增加1000萬美元的主要原因是，由於預計2024年開發計劃的增加，庫存購買增加了800萬美元，以及用於保險和電力合同抵押品的預付保證金增加了600萬美元，但被主要用於預付費用攤銷的減少400萬美元部分抵消。
房地產、廠房和設備的4700萬美元的增長主要是由於1.05億美元的收購，主要與收購麥克弗森有關，7300萬美元的資本投資和1700萬美元的資產報廢債務，被1.48億美元的折舊費用所抵消。
資產長期遞延所得税減少了1300萬美元，這主要是由於當年賬面收入的税收影響。
應付賬款和應計支出增加了1000萬美元，其中增加了3800萬美元，原因是温室氣體負債從非流動負債重新分類為流動負債，這筆款項將於2024年第四季度到期，2024年7月麥克弗森收購的貼現金額增加了1900萬美元，其他支出增加了200萬美元，但因其他費用(如購買燃氣和資本支出)的運營成本減少3900萬美元，以及由於銷售價格和銷量下降而應支付的特許權使用費減少了1000萬美元。
衍生品淨額增加800萬美元，包括衍生品資產和負債，這是由於2022年淨負債800萬美元減少到2023年淨資產不到100萬美元。於每期期末按市值計價衍生工具價值的變動是由於遠期曲線價格相對於合約固定價格的差異、所持倉位的變化及期間內收付的結算所致。
長期債務增加了3200萬美元，這是因為我們2021年RBL貸款機制的借款與2023年12月在克恩縣的一筆小規模收購有關。
長期遞延所得税負債增加200萬美元是由於使用了國際數據中心的扣除額。
資產報廢債務的長期部分增加了1,800萬美元，從2022年12月31日的1.58億美元增加到2023年12月31日的1.77億美元，這是由於修訂估計的負債1,300萬美元，增值1,200萬美元，以及產生的負債1,000萬美元。在此期間結清的1,700萬美元負債部分抵消了這些增加。
其他非流動負債減少2 300萬美元是將温室氣體負債重新歸類為流動負債，債務將於2024年第四季度到期。
股東權益減少4,300萬美元是因為宣佈的普通股紅利為7,800萬美元，購買的庫存股為1,000萬美元，以及為支付股權獎勵的税款而扣留的股票為700萬美元。這些減少被3700萬美元的淨收入和1500萬美元的基於股票的薪酬部分抵消。
非公認會計準則財務指標
調整後的EBITDA、調整後的自由現金流量、調整後的淨收益(虧損)以及調整後的一般和行政費用
調整後的淨收益(虧損)不是衡量淨收益(虧損)的指標，調整後的自由現金流量不是衡量現金流的指標，調整後的EBITDA在所有情況下都不是由公認會計準則確定的衡量淨收益(虧損)或現金流的指標。調整後的EBITDA、調整後的自由現金流、調整後的淨收入(虧損)以及調整後的一般和行政費用是管理層和財務報表外部用户(如行業分析師、投資者、貸款人和評級機構)使用的非GAAP補充財務指標。
我們將調整後的EBITDA定義為扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益、扣除預定衍生產品結算所收到或支付的現金後的衍生產品收益或損失、減值、股票補償費用以及不常見和不常見的項目。我們的管理層認為，調整後的EBITDA為評估我們的財務狀況、運營結果和現金流提供了有用的信息，並被業界和投資界廣泛使用。該措施還使我們的管理層能夠更有效地評估我們的經營業績，並比較不同時期的結果，而無需考慮我們的融資方式或資本結構。我們還使用調整後的EBITDA來規劃我們的資本支出分配，以維持生產水平，並確定我們的戰略對衝需求，而不是2021年RBL融資機制的對衝需求。
我們將調整後淨收益(虧損)定義為經衍生產品收益或虧損調整後的淨收益(虧損)，扣除為預定衍生產品結算而收到或支付的現金、不尋常和不常見項目，以及使用我們的法定税率進行這些調整的所得税費用或收益。調整後淨收益(虧損)不包括不尋常因素的影響
以及影響收益且差異很大且不可預測的罕見項目，包括衍生工具損益等非現金項目。管理層在比較不同期間的結果期間時使用此衡量標準。我們相信，調整後的淨收益(虧損)對投資者是有用的，因為它反映了管理層在剔除某些影響指標可比性且不反映公司核心業務的交易和活動後，如何評估公司的持續財務和經營業績。我們相信，這也讓投資者更容易將我們的季度業績與同行進行比較。
我們將調整自由現金流定義為運營現金流量減去定期固定股息和維護資本，這是一種非公認會計準則財務指標。維護資本是指維持石油及天然氣年產量大致相同所需的資本支出，定義為資本支出，在適用時不包括(I)與戰略業務擴張相關的勘探及開發資本支出，例如收購及剝離石油及天然氣資產及任何勘探及開發活動以增加產量，以超越上一年的年產量；(Ii)油井維修及廢棄部門的資本支出；(Iii)與輔助可持續發展措施相關的公司支出及/或(Iv)其他可酌情及與維持核心業務無關的支出。管理層相信，調整後的自由現金流可能有助於投資者分析我們在維持現有石油和天然氣資產基礎的現有產量以向股東返還資本、通過收購或投資現有資產基礎為進一步業務擴張提供資金以增加產量並支付其他非可自由支配費用後，從現有石油和天然氣資產基礎的經營活動中產生現金的能力。管理層還使用調整後的自由現金流作為規劃未來增長的主要指標。
調整後自由現金流量不代表我們現金餘額的全部增加或減少，不應推斷調整後自由現金流量的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購、戰略收購或其他增長機會或其他可自由支配支出，因為我們有強制性償債要求和其他非可自由支配支出，不能從這一指標中扣除。
我們將調整後的一般和管理費用定義為扣除非現金股票補償費用和非常及不常見成本調整後的一般和管理費用。管理層認為，調整後的一般和行政費用是有用的，因為它使我們能夠更有效地比較不同時期的業績。我們認為，調整後的一般和行政費用對投資者是有用的，因為它反映了管理層在扣除非現金股票補償後如何評估公司持續的一般和行政費用，以及影響指標可比性的不尋常或罕見成本，而不反映公司的行政成本。我們相信，這也讓投資者更容易將我們的季度業績與同行進行比較。
雖然經調整的EBITDA、經調整的自由現金流量、經調整的淨收益(虧損)及經調整的一般及行政開支均為非通用會計準則計量，但計算經調整的EBITDA、經調整的自由現金流量、經調整的淨收益(虧損)及經調整的一般及行政費用的金額則按照通用會計準則計算。這些計量是對按照公認會計原則計算的收入和流動資金計量的補充，而不是替代，不應被視為按照公認會計原則計算的收入和流動資金計量的替代，或比按照公認會計原則計算的收入和流動資金計量更有意義。調整後EBITDA中不包括的某些項目是瞭解和評估我們的財務業績的重要組成部分，例如我們的資本成本和税收結構，以及可折舊和可耗盡資產的歷史成本。我們對調整後的EBITDA、調整後的自由現金流、調整後的淨收益(虧損)以及調整後的一般和行政費用的計算可能無法與其他公司使用的其他類似名稱的衡量標準進行比較。調整後的EBITDA、調整後的自由現金流量、調整後的淨收益(虧損)以及調整後的一般和行政費用應與我們根據公認會計準則編制的財務報表中包含的信息一起閲讀。
下表列出了在所顯示的每個期間內，經營活動淨收益(虧損)和淨現金提供(使用)的GAAP財務計量與調整後EBITDA的非GAAP財務計量的對賬。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
調整後的EBITDA對賬： | | | |
淨收入 | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | |
加(減)： | | | |
利息支出 | 35,412 | | | 30,917 | |
所得税支出(福利) | 18,025 | | | (42,436) | |
折舊、損耗和攤銷 | 160,542 | | | 156,847 | |
衍生品（收益）損失 | (13,620) | | | 48,314 | |
預定衍生工具結算收（付）現金淨額 | 5,895 | | | (88,023) | |
其他營業(收入)費用 | (1,788) | | | 3,722 | |
股票補償費用 | 14,356 | | | 16,973 | |
採購成本(1) | 3,338 | | | — | |
非經常性成本(2) | 8,697 | | | 3,466 | |
調整後的EBITDA | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
| | | |
| | | |
__________
（1） 包括與麥克弗森收購有關的成本。
（二） 2023年，非經常性成本包括第一季度的高管過渡成本和裁員成本，以及第三季度的股東訴訟和解相關成本。於二零二二年，非經常性成本包括第一季度與收購及剝離活動有關的法律及專業服務開支，以及第四季度的行政人員過渡費用。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
調整後的EBITDA對賬： | | | |
| 經營活動提供的淨現金 | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | |
| 加(減)： | | | |
| 現金付息 | 32,251 | | | 29,792 | |
| 現金繳納所得税 | 3,282 | | | 3,633 | |
採購成本(1) | 3,338 | | | — | |
非經常性成本(2) | 8,697 | | | 3,466 | |
營運資產和負債變動—營運資金(3) | 25,654 | | | (21,446) | |
其他業務（收入）支出—現金部分(4) | (3,622) | | | 3,562 | |
| 調整後的EBITDA | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
| | | |
| | | |
__________
（1） 包括與麥克弗森收購有關的成本。
（二） 2023年，非經常性成本包括第一季度的高管過渡成本和裁員成本，以及第三季度的股東訴訟和解相關成本。於二零二二年，非經常性成本包括第一季度與收購及剝離活動有關的法律及專業服務開支，以及第四季度的行政人員過渡費用。
（3） 其他資產及負債變動包括營運資金及各種非重大項目。
（4） 指收益表中其他經營（收入）開支的現金部分，扣除現金流量表中的非現金部分。
下表列出了每個所示期間的GAAP財務計量經營現金流與非GAAP財務計量調整後自由現金流的對賬。
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | |
| (單位：千) | | |
經調整自由現金流量對賬： | | | | | |
經營活動提供的淨現金(1) | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | | | |
| 減去： | | | | | |
維修資本(2) | (64,844) | | | (141,930) | | | |
固定分紅(3) | (36,489) | | | (19,245) | | | |
調整後自由現金流 | $ | 97,324 | | | $ | 199,766 | | | |
__________（1） 在綜合基礎上。
（二） 維護資本是保持年產量大致持平所需的資本，其計算方法如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | | | | 2023 | | 2022 | | |
| | | | | (單位：千) |
綜合資本支出(a) | | | | | $ | (73,127) | | | $ | (152,921) | | | |
排除的項目(b) | | | | | 8,283 | | | 10,991 | | | |
維修資本(c) | | | | | $ | (64,844) | | | $ | (141,930) | | | |
__________
(A)實際資本支出包括資本化管理費用和利息，不包括收購和資產報廢支出。
(B)成本包括與戰略業務擴張有關的勘探與開發部門的資本支出，例如收購石油及天然氣物業及任何勘探及開發活動以增加產量，以超越上一年度的年產量，以及我們的油井維修及廢棄部門的資本支出，以及與附屬可持續發展措施有關的公司支出，或與維持勘探及銷售業務產量持平無關的其他酌情開支。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，我們分別剔除了約600萬美元和800萬美元的油井維修和廢棄部門的資本支出，這些支出基本上全部用於可持續發展計劃或其他可自由支配且與維護我們的核心業務無關的支出。在此期間，我們還分別排除了大約200萬美元和300萬美元的公司資本支出，我們認為這些支出與維持我們的基線生產無關。
(C)從2024年開始，我們將調整後自由現金流量的定義更新為運營現金流量減去定期固定股息和資本支出。以前期間調整後的自由現金流量沒有針對更新的定義進行追溯調整。
(3)中期股息是指就列報期間宣佈的固定股息。
下表列出了GAAP財務計量中的每股淨收益(虧損)和每股淨收益(虧損)--稀釋為調整後淨收益(虧損)和調整後每股淨收益(虧損)--攤薄後的每個時期的非GAAP財務計量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) | | 每股-稀釋後 | | (單位：千) | | 每股-稀釋後 |
調整後淨收益(虧損)對賬： | | | | |
淨收入 | $ | 37,400 | | | $ | 0.48 | | | $ | 250,168 | | | $ | 3.03 | |
加(減)： | | | | | | | |
衍生品（收益）損失 | (13,620) | | | (0.18) | | | 48,314 | | | 0.59 | |
預定衍生工具結算收（付）現金淨額 | 5,895 | | | 0.08 | | | (88,023) | | | (1.07) | |
其他營業(收入)費用 | (1,788) | | | (0.01) | | | 3,722 | | | 0.04 | |
採購成本(1) | 3,338 | | | 0.04 | | | — | | | — | |
非經常性成本(2) | 8,697 | | | 0.11 | | | 3,466 | | | 0.04 | |
增加（減少）共計，淨額 | 2,522 | | | 0.04 | | | (32,521) | | | (0.40) | |
| | | | | | | |
所得税（費用）調整收益(3) | (692) | | | (0.01) | | | 8,816 | | | 0.11 | |
調整後淨收益(虧損) | $ | 39,230 | | | $ | 0.51 | | | $ | 226,463 | | | $ | 2.74 | |
| | | | | | | |
| 調整後淨收入的基本每股收益 | $ | 0.52 | | | | | $ | 2.88 | | | |
| 調整後淨收入的攤薄每股收益 | $ | 0.51 | | | | | $ | 2.74 | | | |
| | | | | | | |
已發行普通股加權平均股份--基本 | 76,038 | | | | | 78,517 | | | |
已發行普通股加權平均數-攤薄 | 77,583 | | | | | 82,586 | | | |
__________
（1） 包括與麥克弗森收購有關的成本。
（二） 2023年，非經常性成本包括第一季度的高管過渡成本和裁員成本，以及第三季度的股東訴訟和解相關成本。於二零二二年，非經常性成本包括第一季度與收購及剝離活動有關的法律及專業服務開支，以及第四季度的行政人員過渡費用。
（3） 2023年和2022年均採用聯邦和州法定税率。
下表列出了公認會計原則財務措施的一般和行政費用與非公認會計原則財務措施的調整後一般和行政費用的對賬表，每個期間。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
調整後的一般和行政預算對賬： | | |
| 一般和行政費用 | $ | 95,873 | | | $ | 96,439 | |
| 減去： | | | |
| 非現金股票薪酬支出(G&A部分) | (13,681) | | | (16,498) | |
非經常性成本(1) | (8,697) | | | (3,466) | |
| 調整後的總務和行政費用 | $ | 73,495 | | | $ | 76,475 | |
| | | |
| 修井報廢段 | $ | 11,171 | | | $ | 12,975 | |
| | | |
| E&P部門和企業 | $ | 62,324 | | | $ | 63,500 | |
E&P部門和企業(美元/boe) | $ | 6.73 | | | $ | 6.66 | |
| | | |
總mboe | 9,258 | | | 9,532 | |
| | | |
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(1)截至2023年，非經常性成本包括第一季度的高管換屆成本和裁員成本，以及第三季度股東訴訟和解的相關成本。2022年，非經常性成本包括第一季度與收購和剝離活動相關的法律和專業服務費用，以及第四季度的高管換屆成本。
關鍵會計政策和估算
根據美國公認會計原則(“GAAP”)編制財務報表的過程要求管理層選擇適當的會計政策，並對某些項目和交易作出知情的估計和判斷。事實和情況的變化或新信息的發現可能會導致修訂估計和判斷，而實際結果可能與結算時的估計不同。我們認為以下是我們最重要的會計政策和估計，涉及管理層的判斷，由於主觀性和判斷的程度，這可能會對財務報表產生實質性影響。
石油和天然氣的性質
已證明的性質
我們按照成功努力法核算石油和天然氣的性質。根據這種方法，所有已探明資產的收購和開發成本都被資本化，按油田分組，並在相關已探明儲量的剩餘壽命內攤銷。構成攤銷基礎一部分的報廢、出售或廢棄財產的成本扣除收益後計入或貸記累計折舊、損耗和攤銷，除非這樣做嚴重影響生產單位攤銷率，在這種情況下，損益在本期確認。處置其他財產的收益或損失在本期確認。對於收購的資產，我們以收購日的公允價值為資本化成本。我們支出維持物業運營狀況所需的維護和維修費用，以及發生的年度租賃租金。估計拆卸和放棄成本按其估計淨現值資本化，並在相關資產的剩餘壽命內攤銷。利息只在這些資產投入預期用途的期間資本化。我們只對與符合條件的資本支出相關的成本份額相關的借入資金的利息進行資本化。
當事件或環境變化顯示賬面價值可能無法收回時，我們一般會逐個油田或在可識別現金流的最低水平評估我們已探明的石油及天然氣資產的減值。當預期未貼現的未來現金流低於賬面淨值時，我們將已探明財產的賬面價值折算為公允價值。我們使用與收益法一致的估值技術來計量已探明財產的公允價值，將未來現金流轉換為單一貼現金額。用於確定已探明物業公允價值的重要投入包括：(1)儲量；(2)未來運營和開發成本；(3)未來商品價格；(4)經風險調整的貼現率。這些投入需要我們的管理層在評估時做出重要的判斷和估計。我們的石油和天然氣儲量的變化或其已探明資產的減值對財務報表的最大影響將是DD&A比率。例如，石油和天然氣儲量每增加或減少5%，將使DD&A費率每Mmboe變化約0.72美元，這將使按當前生產率計算的税前收入每年增加或減少約600萬美元。此外，基礎商品價格嵌入我們的估計現金流，是以相關遠期曲線定價開始的過程的產物，該定價根據估計的位置和質量差異以及我們管理層認為將影響可變現價格的其他因素進行調整。公允價值是使用第3級公允價值計量的投入來估算的。
未經證明的屬性
我們的石油和天然氣資產的賬面價值的一部分可歸因於未經證實的資產。截至2023年12月31日和2022年12月31日，兩個時期的未探明物業的淨資本化成本約為2.48億美元。未經證實的數額在被歸類為已探明財產並按生產單位攤銷之前，不計入折舊、損耗和攤銷。當事件或環境變化顯示賬面值可能無法收回時，我們會評估未探明石油及天然氣資產的減值。如勘探及開發工作不成功，或管理層因商品價格較低、開發及營運成本較高、合約條件或其他因素而決定不進行該等物業的開發，則該等物業的資本化成本將會入賬。任何未探明物業的減記時間(如有需要)，取決於管理層的計劃、未來勘探及開發活動的性質、時間及範圍及其結果。我們相信，我們目前的計劃以及勘探和開發努力將使我們能夠在2023年12月31日實現我們未經證實的財產餘額的賬面價值。
潛在的未來損害
在每個季度末，管理層通過考慮探明儲量、石油和天然氣價格、運營成本、資本成本和未來鑽探計劃的變化來評估已探明石油和天然氣資產的減值賬面價值。截至2023年12月31日，由於價格下跌和開發計劃的變化，與2022年12月31日相比，我們七個枯竭單元中的兩個已探明儲量數量大幅下降。儲備量對價格敏感，價格的同比變化幅度超過17%。此外，監管環境繼續限制未來的鑽探計劃。於呈列所有期間內，吾等並無根據相關公認會計準則規則及規定就已探明及未經探明物業記錄任何減值費用。然而，如果我們經歷價格的進一步下降、儲量的減少，包括由於開發計劃或監管裁決的變化而對我們產生負面影響，這些已探明石油和天然氣資產的賬面價值可能會部分或全部受損。
收購收購價格分配
我們使用收購會計方法對企業收購進行會計核算，這要求根據收購資產和負債的公允價值分配收購價格對價。我們使用公認的估值方法估計收購資產和負債的公允價值，在許多情況下，該等估計是基於我們對收購資產在其估計可用年限內預期產生的未來營運現金流的判斷。我們根據我們對其公允價值的估計，對作為代價收購和發行的各種資產和負債進行了會計處理。我們對被收購企業的公允價值的估計和判斷可能被證明是不準確的，使用不準確的公允價值估計可能導致
將收購收購價對價不當分配給收購資產和負債，可能導致資產減值、記錄以前未記錄的負債以及其他財務報表調整。在經濟不確定時期，估計購置資產和負債的公允價值的難度增加。
資產報廢義務
我們確認資產報廢債務(“ARO”)的公允價值是在確定存在拆除資產並在其使用年限結束時對該財產進行補救的法律義務，並且該債務的成本可以合理估計的期間內。
負債金額基於未來退休成本估計，並納入了許多假設，如放棄時間、技術變化、未來通貨膨脹率和經風險調整的貼現率。當負債最初入賬時，我們通過增加相關財產、廠房和設備(“PP&E”)餘額來資本化成本。如果ARO的估計未來成本發生變化，我們將記錄ARO和PP&E的調整。隨着時間的推移，負債增加，費用通過累加確認，資本化成本在資產的使用壽命內折舊。截至2023年12月31日，我們的ARO負債約為1.97億美元。截至2023年12月31日，負債增加10%將導致負債2.16億美元，而負債減少10%將導致負債1.77億美元。
公允價值計量
我們已根據估值技術的投入，將按公允價值計量的資產和負債分類為三級：第一級--使用活躍市場對資產或負債的報價；第二級--使用資產或負債的報價以外的可見投入；以及第三級--使用不可觀察的投入。各級別之間的調動，如果有的話，在每個報告期結束時確認。我們主要採用市場法進行經常性公允價值計量，最大限度地利用可觀察到的投入，最大限度地減少使用不可觀察到的投入。當無法獲得可觀察到的投入時，我們通常使用收益法來計量公允價值。這種方法利用管理層對預計現金流的預期的判斷，並使用風險調整貼現率對這些現金流進行貼現。
我們使用估值技術，利用市場報價和定價分析，確定我們的石油和天然氣銷售以及天然氣購買衍生品和加州總量管制與交易計劃所要求的排放限額的公允價值。投入包括公開可獲得的價格和從第三方收集的數據彙編產生的遠期價格曲線。我們將這些衡量標準歸類為第二級。
美國證券交易委員會備案狀態
公司的新興成長型公司(“EGC”)資格於2023年12月31日到期，原因是我們在2018年首次公開募股(“IPO”)後的五個財年結束。自2023年12月31日起，本公司將被要求採用新的或修訂後的會計準則，這些準則適用於非企業集團的上市公司，以遵守薩班斯-奧克斯利法案第404(B)條的審計師認證要求，並且不會受益於企業集團可獲得的某些減少的披露要求。
有關前瞻性陳述的警示説明
本報告中包含或通過引用納入的信息包括《證券法》第27A條和《交易法》第21E條所指的前瞻性陳述。你通常可以通過諸如目標、預期、可實現、相信、預算、繼續、可能、努力、估計、預期、預測、目標、指導、打算、可能、目標、展望、計劃、潛在、預測、項目、尋求、應該、目標、將會以及其他類似的詞彙來識別前瞻性陳述，這些詞彙反映了事件或結果的預期性質。除歷史事實陳述外，本報告中涉及公司預期、相信或預期未來將發生或可能發生的計劃、活動、事件、目標、戰略或發展的所有陳述，例如有關我們的財務狀況、流動性、現金流(包括但不限於調整後的自由現金流量)、財務和經營業績、資本計劃和發展及生產計劃、運營和業務戰略、潛在收購和其他戰略機會、儲備、對衝活動、資本支出、資本回報、我們的股東回報模式和未來股息的支付、未來股票或債務的回購、資本投資、我們的ESG戰略以及與此相關的新項目或業務的啟動、回收因素和其他指導，均為前瞻性聲明。實際結果可能與預期結果不同，有時是實質性的，報告的結果不應被視為未來業績的指示。對於任何這類前瞻性陳述，包括陳述此類前瞻性陳述所依據的假設或依據，我們要提醒的是，雖然我們認為這些假設或依據是合理的，並本着誠意作出這些假設或依據，但所假定的事實或依據幾乎總是與實際結果大相徑庭，有時甚至大相徑庭。因此，此類前瞻性陳述涉及重大風險和不確定因素，可能會對我們的預期財務狀況、財務和經營業績、流動性、現金流(包括但不限於調整後的自由現金流)和業務前景產生重大影響。可能影響我們的重大風險在上文“第1A項”中進行了討論。本年度報告中的“風險因素”。
可能導致結果不同的因素(但不是所有因素)包括：
•監管環境，包括可獲得性或時機，以及對、獲得和/或維持許可和批准施加的條件，包括鑽探和/或開發項目所需的許可和批准；
•現行、待定和/或未來的法律和法規，以及立法和法規變化以及其他政府活動的影響，包括與油井或設施的許可、鑽井、完井、油井刺激、運營、維護或廢棄，管理能源、水、土地、温室氣體或其他排放，保護健康、安全和環境，或運輸、營銷和銷售我們的產品有關的影響；
•通貨膨脹水平，特別是2022年和2023年上升到歷史最高水平，以及政府降低通貨膨脹的努力，包括提高利率；
•總體國內和全球政治和經濟趨勢、地緣政治風險和一般經濟和行業條件，如通貨膨脹、利率上升、金融和信貸市場波動加劇、全球供應鏈中斷以及政府幹預金融市場和經濟；
•徵收關税或貿易或其他經濟制裁、石油和天然氣生產區的政治不穩定或武裝衝突，包括烏克蘭持續的衝突、最近的以色列-哈馬斯衝突或長期衰退等因素；
•石油、天然氣和天然氣價格波動，包括由於政治不穩定、武裝衝突或經濟制裁；
•加州和全球能源未來，包括預計將塑造它的因素和趨勢，例如對氣候變化和其他空氣質量問題的擔憂，向低排放經濟的過渡，以及不同能源的預期作用；
•石油、天然氣和天然氣的供需，包括外國生產商的行動，重要的是歐佩克+和歐佩克+S產量水平的變化；
•輸送石油和天然氣的管道系統的中斷、能力限制或其他限制，以及其他加工和運輸考慮；
•無法從運營中產生足夠的現金流，或無法獲得足夠的融資來為資本支出提供資金，滿足我們的營運資金要求或為計劃的投資提供資金；
•價格波動、天然氣和電力的可獲得性以及蒸汽成本；
•油氣勘探與勘探行業的競爭與整合；
•我們使用衍生工具管理大宗商品價格風險的能力；
•我們有能力滿足我們計劃的鑽探計劃，包括我們有能力及時或完全獲得許可，併成功地鑽探以商業上可行的數量生產石油和天然氣的油井；
•對氣候變化和其他空氣質量問題的擔憂；
•與估計已探明儲量和相關未來現金流有關的不確定性；
•我們通過勘探和開發活動或收購來取代我們儲量的能力；
•鑽井和生產結果、產量低於預期、開發項目的儲量或資源或超預期的遞減率；
•我們有能力獲得及時和可用的鑽井和完井設備和船員，以及獲得鑽井、完井和作業所需資源的能力；
•税法的變化；
•與收購和剝離資產相關的不確定性和負債；
•我們進行收購併成功整合任何被收購企業的能力；
•與收購麥克弗森相關的風險，包括我們可能無法成功地將資產整合到我們的業務中，未能識別與麥克弗森能源、其業務或資產相關的風險或負債，或無法實現任何預期的收益或增長；
•市場波動的電價和蒸汽成本；
•大宗商品價格下跌導致的資產減值；
•大量或多個客户在合同義務上違約，包括實際或潛在破產造成的違約；
•我們業務的地理集中度；
•我們的交易對手在我們套期保值方面的信譽和表現；
•衍生品立法影響我們的對衝能力；
•風險管理失靈、內部控制不力；
•災難性事件，包括野火、地震、洪水和流行病或流行病，包括相關公共衞生問題的影響以及政府當局和其他第三方可能採取的應對大流行行動的影響；
•聯邦、州、部落和地方法律法規規定的環境風險和責任(包括補救行動)；
•因未決或未來的訴訟而可能產生的責任；
•我們有能力招聘和/或留住我們的高級管理層和關鍵技術員工的關鍵成員；
•信息技術故障或網絡攻擊；以及
•政府行動和政治條件，以及其他第三方的行動超出我們的控制。
任何前瞻性陳述僅在該陳述發表之日起發表。除非法律另有要求，否則我們不承擔糾正或更新任何前瞻性陳述的責任，無論是由於新信息、未來事件或其他原因，除非適用法律另有要求。
本報告中包含的所有前瞻性陳述，無論是明示的還是暗示的，都明確地受到本警示聲明的限制。本警示性聲明還應與我們或代表我們行事的人可能發佈的任何後續書面或口頭前瞻性聲明一併考慮。
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露
我們的主要市場風險歸因於大宗商品價格和利率的波動，這可能會影響我們的業務、財務狀況、經營業績和現金流。以下內容應與本報告其他部分所列財務報表和相關説明一併閲讀。本公司持續監測其市場風險敞口，包括與烏克蘭持續衝突、以色列-哈馬斯衝突、利率上升和通脹趨勢相關的影響和事態發展，這些因素在2023年期間給金融市場帶來了重大的波動性和不確定性。
價格風險
我們最重大的市場風險與石油、天然氣和天然氣的價格有關。管理層預計，能源價格將保持不可預測和潛在的波動性。隨着能源價格的大幅下降或上升，收入、某些成本(如燃料氣)和現金流也同樣受到影響。如果大宗商品價格大幅下跌，我們的石油和天然氣資產可能需要額外的非現金減值費用。
歷史上，我們對很大一部分預期原油和天然氣產量以及天然氣採購要求進行了對衝，以減少受大宗商品價格波動的影響。我們使用掉期、看漲、看跌和領口等衍生品進行對衝。我們不以投機交易為目的簽訂衍生品合約，也沒有將我們的衍生品計入現金流或公允價值對衝。我們不斷根據各種因素考慮我們的石油生產和天然氣購買水平，這些因素包括(其中包括)當前和未來的預期大宗商品價格、我們的預期資本和運營成本、我們的總體風險狀況，包括槓桿、規模和規模，以及對當時適用的任何信貸安排或其他債務工具所包含的對衝水平的任何要求或限制。
我們使用估值技術，利用市場報價和定價分析，確定我們的石油和天然氣銷售以及天然氣購買衍生品和加州總量管制與交易計劃所要求的排放限額的公允價值。投入包括公開可獲得的價格和從第三方收集的數據彙編產生的遠期價格曲線。我們通過了解所使用的估值輸入、從其他定價來源獲取市場價值、分析某些情況下的定價數據並確認這些工具在活躍的市場交易來驗證由第三方提供的數據。
截至2023年12月31日，我們對衝頭寸的公允價值淨資產不到100萬美元。石油和天然氣指數價格比2023年12月31日的價格高出10%，將導致淨負債約6600萬美元；相反，石油和天然氣指數價格比2023年12月31日的價格低10%，將導致淨資產約7500萬美元。有關衍生工具活動的其他資料，見合併財務報表附註第二部分第8項下的附註4“衍生工具”。本年度報告的“財務報表及補充資料”。
截至2023年12月31日，加州總量管制與交易計劃要求的排放限額的公允價值為1900萬美元。市場價格每上漲或下跌10%，將導致費用變化約200萬美元。
與我們的衍生工具合約相關的實際確認收益或虧損完全取決於衍生工具合約規定的特定結算日相關商品的價格。此外，我們不能保證我們的交易對手能夠根據我們的衍生品合同履行義務。如果交易對手未能履行義務，衍生品安排被終止，我們的現金流可能會受到負面影響。
信用風險
我們的信用風險主要與貿易和其他應收賬款及衍生金融工具有關。對每個客户的信用風險敞口進行監測，以確定未償還餘額和當前活動。對於作為我們套期保值計劃的一部分簽訂的衍生工具，如果交易對手無法履行其結算承諾，我們將受到交易對手信用風險的影響。我們通過選擇符合以下條件的客户來積極管理此信用風險
相信他們的財務狀況很好，並繼續監測他們的財務狀況。我們會定期檢討信貸風險的集中度，以確保客户的信貸風險充分分散。
在2023年12月31日和2022年12月31日，我們都有6家大宗商品衍生品交易對手。我們沒有從我們的任何交易對手那裏收到抵押品。我們通過限制我們對任何單一交易對手的敞口，將我們衍生品工具的信用風險降至最低。此外，我們的2021年RBL工具防止我們達成有擔保的對衝安排，但與我們的貸款人及其附屬公司；或與沒有分別獲得標準普爾或穆迪A或A2信用評級或更高評級的非貸款人交易對手達成的對衝安排除外。根據我們的標準慣例，我們的大宗商品衍生品必須根據管理此類衍生品的協議進行交易對手淨額結算，因此，由於交易對手不履行義務而造成的損失風險有所減輕。綜合考慮這些因素，我們認為，截至2023年12月31日，與我們業務相關的信用損失敞口並不重大，與信用風險相關的損失並不是所有報告期間的重大損失。
利率風險
我們的2021年RBL貸款機制對未償還餘額實行浮動利率。截至2023年12月31日，我們在2021年RBL貸款機制下以10.50%的利率借入了3100萬美元。假設信貸安排下的借款水平保持不變，1%的利率增加或減少不會導致每年的總利息支出發生重大變化。截至2023年12月31日，我們在2022年ABL貸款機制下沒有借款。2026年債券的利率是固定的，因此我們不會在這些工具上承擔利率風險。見合併財務報表附註第二部分第8項下的附註3，債務。本年度報告的“財務報表及補充數據”，以獲取有關我們未償債務利率的更多信息。
項目8.財務報表和補充數據
財務報表和補充數據索引
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| 頁面 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 112 |
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合併資產負債表 | 115 |
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的綜合業務報表 | 116 |
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度股東權益綜合報表 | 117 |
截至2023年、2022年和2021年12月31日終了年度的合併現金流量表 | 118 |
合併財務報表附註 | 119 |
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補充石油和天然氣數據（未經審計） | 151 |
獨立註冊會計師事務所報告
致股東和董事會Berry Corporation(Bry)：
關於合併財務報表與財務報告內部控制的意見
我們審計了所附貝瑞公司(Bry)及其子公司(本公司)截至2023年12月31日和2022年12月31日的綜合資產負債表，截至2023年12月31日的三年期間各年度的相關綜合經營報表、股東權益和現金流量，以及相關附註(統稱為綜合財務報表)。我們還審計了公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制，依據內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布。
我們認為，上述綜合財務報表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的財務狀況，以及截至2023年12月31日的三年期間每年的經營結果和現金流量，符合美國公認會計原則。我們還認為，截至2023年12月31日，本公司在所有實質性方面都保持了對財務報告的有效內部控制，其依據是內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布。
公司在2023年收購了麥克弗森能源公司，管理層將公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制的有效性、麥克弗森能源公司對與總資產1.298億美元和總收入1450萬美元相關的財務報告的內部控制排除在截至2023年12月31日的公司合併財務報表中。我們對公司財務報告的內部控制審計也排除了對麥克弗森能源公司財務報告內部控制的評估。
意見基礎
本公司管理層負責編制該等綜合財務報表，維持有效的財務報告內部控制，並對隨附的《註冊會計師事務所管理層年度財務報告內部控制及認證報告》中財務報告內部控制的有效性進行評估。我們的責任是就公司的合併財務報表發表意見，並根據我們的審計對公司的財務報告內部控制發表意見。我們是一家在美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定合併財務報表是否沒有重大錯報，無論是由於錯誤還是欺詐，以及是否在所有重大方面保持了對財務報告的有效內部控制。
我們對合並財務報表的審計包括執行評估合併財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查關於合併財務報表中的金額和披露的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價合併財務報表的整體列報。我們對財務報告的內部控制的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，以及根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性。我們的
審計還包括執行我們認為在這種情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的意見提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
公司對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。公司對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映公司資產的交易和處置的記錄；(2)提供合理的保證，即交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行；(三)提供合理保證，防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指向審計委員會傳達或要求傳達給審計委員會的當期綜合財務報表審計所產生的事項：(1)涉及對綜合財務報表具有重大意義的賬目或披露；(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項，就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。
用於消耗已探明石油和天然氣性質的已探明石油和天然氣儲量的估計
如綜合財務報表附註1所述，本公司採用生產單位法計算其已探明石油及天然氣資產的損耗。根據這種方法，已探明石油和天然氣資產的資本化收購和開發成本在估計已探明石油和天然氣儲量數量的基礎上攤銷。已探明石油和天然氣儲量的估計需要石油工程專家的專業知識。該公司聘請一家獨立的石油工程公司估計已探明的石油和天然氣儲量，並由該公司的內部工程師協助。該公司在截至2023年12月31日的一年中記錄了1.6億美元的折舊、損耗和攤銷費用。
我們將評估用於消耗已探明石油和天然氣屬性的已探明石油和天然氣儲量估計數確定為一項重要的審計事項。評估公司已探明石油和天然氣儲量估計中使用的未來產量和儲量分類的關鍵假設時，需要複雜的審計師判斷。這些假設的重大變化可能會影響已探明的石油和天然氣資產的枯竭。
以下是我們為解決這一關鍵審計問題而執行的主要程序。我們對設計進行了評估，並測試了對公司枯竭過程的某些內部控制的運行有效性，包括與確定未來產量和公司用來估計已探明石油和天然氣儲量的儲量分類假設有關的控制。我們評估了(1)公司內部工程師、獨立石油工程師和獨立石油工程師的專業資格
公司內部工程師和獨立石油工程師的知識、技能和能力，以及(3)獨立石油工程師和獨立石油工程公司與公司的關係。我們分析和評估了耗損費用的確定，以符合行業和法規標準。為了評估公司準確估計未來生產數量的能力，我們將公司前期使用的估計未來生產數量與實際生產數量進行了比較。我們分析了公司本期使用的估計未來生產量與當前實際生產率的對比。我們評估了該公司的獨立石油工程公司使用的方法的符合性，該方法用於估計已探明的石油和天然氣儲量並將其歸類為符合行業和監管標準的數量。我們閲讀並審議了該公司獨立石油工程公司的報告，該報告與我們對該公司已探明石油和天然氣儲量估計的評估有關。
已探明石油和天然氣儲量的未貼現未來現金流估計，用於評估某些已探明石油和天然氣資產的賬面價值的可採性
如綜合財務報表附註1所述，本公司對其石油及天然氣資產的賬面價值進行一般逐個油田的可採礦性測試。只要事件或環境變化表明賬面價值可能無法收回，就會進行可恢復性測試。本公司估計石油及天然氣資產預期產生的未貼現未來現金流量，並將該等未貼現未來現金流量與石油及天然氣資產的賬面金額作比較，以確定賬面金額是否可收回。確定未貼現的未來現金流以評估可回收性在很大程度上是由對未來探明儲量和未來大宗商品價格的基本估計推動的。於2023年，本公司確定了一項減值指標，並完成了其中兩個油田的可恢復性測試，未記錄任何減值。截至2023年12月31日，已探明石油和天然氣資產的賬面價值為10.66億美元。
我們將評估已探明石油和天然氣儲量的未貼現未來現金流估計，用於評估公司某些已探明石油和天然氣資產的賬面價值的可回收性，作為一項重要的審計事項。評估未來探明儲量數量和未來大宗商品價格的關鍵假設需要審計師的主觀判斷。這些假設的重大變化可能會影響公司對公司已探明的石油和天然氣資產可採礦性的確定。
以下是我們為解決這一關鍵審計問題而執行的主要程序。我們對設計進行了評估，並測試了對公司損耗和減值過程的某些內部控制的操作有效性，包括與確定未來已探明儲量數量和未來商品價格有關的控制。我們將公司在可採性測試中使用的探明儲量數量與獨立石油工程師根據產量單位法編制的耗竭探明儲量估計數進行了比較。我們評估了公司內部工程師用來估計未來探明儲量數量的方法是否符合行業和監管標準。我們還將公司未來使用的探明儲量數量與歷史生產趨勢進行了比較。我們對公司內部工程師的專業資格和知識、技能和能力進行了評估。我們還測試了未來使用的大宗商品價格，方法是將這些價格與公開可用的價格進行比較。
/s/畢馬威律師事務所
自2013年以來，我們一直擔任本公司的審計師。
德克薩斯州達拉斯
2024年3月7日
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合併資產負債表
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (單位為千，不包括份額) |
資產 | | | |
| 流動資產： | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 4,835 | | | $ | 46,250 | |
應收賬款，扣除壞賬準備淨額#美元655及$866於二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日 | 86,918 | | | 101,713 | |
| 衍生工具 | 5,288 | | | 36,367 | |
| | | |
| | | |
| 其他流動資產 | 43,759 | | | 33,725 | |
| 流動資產總額 | 140,800 | | | 218,055 | |
| 非流動資產： | | | |
| 石油和天然氣性質 | 1,906,134 | | | 1,725,864 | |
| 累計損耗和攤銷 | (592,621) | | | (465,889) | |
| 石油和天然氣的總性質，淨額 | 1,313,513 | | | 1,259,975 | |
| 其他財產和設備 | 167,767 | | | 155,619 | |
| 累計折舊 | (74,668) | | | (55,781) | |
| 其他財產和設備合計，淨額 | 93,099 | | | 99,838 | |
| 遞延所得税 | 30,308 | | | 42,844 | |
| | | |
| 衍生工具 | 5,463 | | | 76 | |
| | | |
| 其他非流動資產 | 10,975 | | | 10,242 | |
| 總資產 | $ | 1,594,158 | | | $ | 1,631,030 | |
負債和權益 | | | |
| 流動負債： | | | |
| 應付賬款和應計費用 | $ | 213,401 | | | $ | 203,101 | |
| 衍生工具 | 9,781 | | | 31,106 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 流動負債總額 | 223,182 | | | 234,207 | |
| 非流動負債： | | | |
| 長期債務 | 427,993 | | | 395,735 | |
| 衍生工具 | 959 | | | 13,642 | |
| | | |
| 遞延所得税 | 2,344 | | | — | |
| | | |
| 資產報廢債務 | 176,578 | | | 158,491 | |
| 其他非流動負債 | 5,126 | | | 28,470 | |
承付款和意外開支—附註5 | | | |
| 股東權益： | | | |
| | | |
普通股($0.001票面價值；750,000,000授權股份；87,671,241和86,350,771已發行股份;及 75,667,430和75,767,503於2023年12月31日及2022年12月31日發行在外股份） | 88 | | | 86 | |
| 額外實收資本 | 819,157 | | | 821,443 | |
庫存股，按成本計算(12,003,811於2023年12月31日的股份及 10,583,268於2022年12月31日的股份） | (113,768) | | | (103,739) | |
留存收益 | 52,499 | | | 82,695 | |
| 股東權益總額 | 757,976 | | | 800,485 | |
| 總負債和股東權益 | $ | 1,594,158 | | | $ | 1,631,030 | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合併業務報表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| (以千為單位，每股除外) |
收入和其他： | | | | | | | |
石油、天然氣和天然氣液體銷售 | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | | | |
| 服務收入 | 178,554 | | | 181,400 | | | 35,840 | | | |
| | | | | | | |
售電 | 15,277 | | | 30,833 | | | 35,636 | | | |
石油和天然氣銷售衍生產品的收益(虧損) | 40,006 | | | (137,109) | | | (156,399) | | | |
營銷收入 | — | | | 289 | | | 3,921 | | | |
其他收入 | 513 | | | 479 | | | 477 | | | |
總收入和其他 | 903,460 | | | 918,341 | | | 544,950 | | | |
費用和其他： | | | | | | | |
租賃運營費用 | 316,726 | | | 302,321 | | | 236,048 | | | |
| 服務成本 | 141,771 | | | 142,819 | | | 28,339 | | | |
發電費用 | 7,079 | | | 21,839 | | | 23,148 | | | |
交通費 | 4,486 | | | 4,564 | | | 6,897 | | | |
營銷費用 | — | | | 299 | | | 3,811 | | | |
採購成本 | 3,338 | | | — | | | — | | | |
一般和行政費用 | 95,873 | | | 96,439 | | | 73,106 | | | |
折舊、損耗和攤銷 | 160,542 | | | 156,847 | | | 144,495 | | | |
| | | | | | | |
所得税以外的税項 | 57,973 | | | 39,495 | | | 46,500 | | | |
天然氣購買衍生產品的損失（收益） | 26,386 | | | (88,795) | | | (38,577) | | | |
其他營業(收入)費用 | (1,788) | | | 3,722 | | | 3,101 | | | |
總費用和其他 | 812,386 | | | 679,550 | | | 526,868 | | | |
其他(費用)收入： | | | | | | | |
利息支出 | (35,412) | | | (30,917) | | | (31,964) | | | |
其他，淨額 | (237) | | | (142) | | | (247) | | | |
其他(費用)收入合計 | (35,649) | | | (31,059) | | | (32,211) | | | |
| | | | | | | |
所得税前收入(虧損) | 55,425 | | | 207,732 | | | (14,129) | | | |
所得税支出(福利) | 18,025 | | | (42,436) | | | 1,413 | | | |
淨收益(虧損) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | | | |
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每股淨收益(虧損)： | | | | | | | |
基本信息 | $ | 0.49 | | | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | | | |
稀釋 | $ | 0.48 | | | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | | | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合併股東權益報表
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| | | 普通股 | | 額外實收資本 | | 庫存股 | | 留存收益(累計虧損) | | 總股本 | |
| | | (單位：千) | |
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| 2020年12月31日 | | | $ | 85 | | | $ | 915,877 | | | $ | (49,995) | | | $ | (151,931) | | | $ | 714,036 | | |
為支付股權獎勵税款而扣留的股份 | | | — | | | (1,543) | | | — | | | — | | | (1,543) | | |
基於股票的薪酬 | | | — | | | 14,434 | | | — | | | — | | | 14,434 | | |
普通股發行 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | |
購買庫存股 | | | — | | | — | | | (2,441) | | | — | | | (2,441) | | |
| | | | | | | | | | | | |
普通股宣佈的股息，$0.20/共享 | | | — | | | (16,297) | | | — | | | — | | | (16,297) | | |
淨虧損 | | | — | | | — | | | — | | | (15,542) | | | (15,542) | | |
| 2021年12月31日 | | | 86 | | | 912,471 | | | (52,436) | | | (167,473) | | | 692,648 | | |
為支付股權獎勵税款而扣留的股份 | | | — | | | (4,136) | | | — | | | — | | | (4,136) | | |
基於股票的薪酬 | | | — | | | 17,762 | | | — | | | — | | | 17,762 | | |
| | | | | | | | | | | | |
購買庫存股 | | | — | | | — | | | (51,303) | | | — | | | (51,303) | | |
普通股宣佈的股息，$1.34/共享 | | | — | | | (104,654) | | | — | | | — | | | (104,654) | | |
淨收入 | | | — | | | — | | | — | | | 250,168 | | | 250,168 | | |
| 2022年12月31日 | | | 86 | | | 821,443 | | | (103,739) | | | 82,695 | | | 800,485 | | |
為支付股權獎勵税款而扣留的股份 | | | — | | | (6,916) | | | — | | | — | | | (6,916) | | |
基於股票的薪酬 | | | — | | | 15,223 | | | — | | | — | | | 15,223 | | |
| 普通股發行 | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | |
購買庫存股 | | | — | | | — | | | (10,029) | | | — | | | (10,029) | | |
對普通股宣佈的股息，美元0.97/共享 | | | — | | | (10,593) | | | — | | | (67,596) | | | (78,189) | | |
淨收入 | | | — | | | — | | | — | | | 37,400 | | | 37,400 | | |
| 2023年12月31日 | | | $ | 88 | | | $ | 819,157 | | | $ | (113,768) | | | $ | 52,499 | | | $ | 757,976 | | |
| | | | | | | | | | | | |
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目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合併現金流量表
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
經營活動的現金流： | | | | | |
淨收益(虧損) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額： | | | | | |
折舊、損耗和攤銷 | 160,542 | | | 156,847 | | | 144,495 | |
債務發行成本攤銷 | 2,636 | | | 2,590 | | | 4,430 | |
| | | | | |
基於股票的薪酬費用 | 14,356 | | | 16,973 | | | 13,783 | |
遞延所得税 | 15,813 | | | (45,566) | | | 819 | |
可疑賬款備抵（減少） | (211) | | | — | | | (1,349) | |
其他營業費用(收入) | 1,834 | | | 160 | | | (487) | |
| | | | | |
衍生產品活動： | | | | | |
（收益）損失共計 | (13,620) | | | 48,314 | | | 117,822 | |
衍生工具的現金結算收（付） | 5,895 | | | (88,023) | | | (91,634) | |
| | | | | |
資產和負債變動情況： | | | | | |
應收賬款減少(增加) | 30,197 | | | (15,409) | | | (15,614) | |
其他資產減少(增加) | 1,002 | | | 6,725 | | | (24,824) | |
(減少)應付賬款和應計費用增加 | (39,122) | | | 36,100 | | | 4,045 | |
其他負債（減少） | (18,065) | | | (7,938) | | | (13,456) | |
經營活動提供的淨現金 | 198,657 | | | 360,941 | | | 122,488 | |
| | | | | |
投資活動產生的現金流： | | | | | |
資本支出： | | | | | |
資本支出 | (73,127) | | | (152,921) | | | (132,719) | |
資本支出應計項目的變動 | (7,944) | | | 14,286 | | | 482 | |
| 收購，扣除收到的現金 | (94,201) | | | (25,917) | | | (50,568) | |
購置物業及設備及其他 | — | | | — | | | (876) | |
| 資產剝離所得 | — | | | — | | | 14,025 | |
出售物業及設備及其他 | — | | | — | | | 869 | |
用於投資活動的現金淨額 | (175,272) | | | (164,552) | | | (168,787) | |
| | | | | |
融資活動的現金流： | | | | | |
| | | | | |
RBL信貸機制下的借款 | 538,000 | | | 247,000 | | | 119,000 | |
| 償還RBL信貸安排 | (507,000) | | | (247,000) | | | (119,000) | |
| 2022年ABL信貸額度下的借款 | — | | | 2,000 | | | — | |
| 償還2022年ABL信貸融資 | — | | | (2,000) | | | — | |
普通股支付的股息 | (78,190) | | | (109,455) | | | (11,486) | |
購買庫存股 | (10,029) | | | (51,303) | | | (2,440) | |
因支付股權獎勵和其他税收而被扣留的股票 | (6,916) | | | (4,136) | | | (1,543) | |
| | | | | |
發債成本 | (665) | | | (528) | | | (3,506) | |
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用於融資活動的現金淨額 | (64,800) | | | (165,422) | | | (18,975) | |
現金及現金等價物淨(減)增 | (41,415) | | | 30,967 | | | (65,274) | |
現金和現金等價物： | | | | | |
起頭 | 46,250 | | | 15,283 | | | 80,557 | |
收尾 | $ | 4,835 | | | $ | 46,250 | | | $ | 15,283 | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合併財務報表附註
注1-列報依據和重大會計政策
“貝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，這是一家特拉華州的公司，是其特拉華州有限責任公司子公司的唯一成員：(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)和(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”)，(“C&J”，連同C&J Management，“CJWS”)。根據上下文，本報告中的“公司”、“我們”、“我們”或類似詞語指的是Berry Corp.及其子公司Berry LLC、C&J Management和C&J。2023年7月，我們簽署了一項協議，收購了麥克弗森能源公司及其子公司，後者是加利福尼亞州克恩縣的一傢俬人持股運營商，我們於2023年9月完成了收購(“麥克弗森收購”)。截至2023年9月15日，貝瑞有限責任公司擁有麥克弗森能源有限責任公司(前身為麥克弗森能源公司)及其子公司(麥克弗森能源公司)。
業務性質
我們是一家美國西部獨立的上游能源公司，專注於陸上、低地質風險、長期石油和天然氣儲量。我們的業務是在二業務部門：(I)勘探和生產(“勘探和生產”)和(Ii)油井服務和廢棄。我們的勘探和開發資產位於加利福尼亞州和猶他州，具有石油含量高的特點，主要位於人口較少的農村地區。我們在加州的資產位於聖華金盆地(100%的石油)，而我們的猶他州資產在Uinta盆地(60%的石油和40%汽油)。我們在加利福尼亞州經營油井維修和報廢部門。
合併和報告原則
綜合財務報表是根據美國公認會計原則(“GAAP”)編制的，該原則要求管理層作出影響財務報表及附註所報金額的估計和假設。我們在合併時消除了所有重大的公司間交易和餘額。對於我們擁有直接工作利益的油氣勘探和開採合資企業，我們在財務報表的相關項目中按比例計入資產、負債、收入、費用和現金流的份額。
細分市場報告
該公司擁有二可報告的細分市場。可報告分部被定義為企業的組成部分，其獨立的財務信息由我們的首席運營決策者(“CODM”)定期評估，以決定如何分配資源和評估業績。
勘探和勘探部門包括位於加利福尼亞州和猶他州的陸上、低地質風險、長期石油和天然氣儲量的勘探和生產。
油井維修和廢棄部門為加州的石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，重點是油井維修、油井廢棄服務和水物流。
預算的使用
根據公認會計原則編制隨附的合併財務報表要求公司管理層對未來事件作出知情的估計和假設。這些估計和基本假設影響報告的資產和負債額、或有資產和負債的披露以及報告的收入和費用。
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
合併財務報表附註(續)
對財務報表特別重要的估計包括對我們石油和天然氣儲量的估計；來自石油和天然氣資產的未來現金流；折舊、損耗和攤銷；資產報廢義務；商品衍生品的公允價值；基於股票的薪酬；收購資產和承擔的負債的公允價值；以及所得税。
現金等價物
我們將所有原始到期日在三個月或以下的高流動性短期投資視為現金等價物。
盤存
庫存包括在其他流動資產中。石油和天然氣庫存按成本或可變現淨值中的較低者進行估值。材料和用品按其加權平均成本計價，並定期審查是否陳舊。
石油和天然氣的性質
已證明的性質
我們按照成功努力法核算石油和天然氣的性質。根據這種方法，所有已探明資產的收購和開發成本都被資本化，按油田分組，並在相關已探明儲量的剩餘壽命內攤銷。構成攤銷基礎一部分的報廢、出售或廢棄財產的成本扣除收益後計入或貸記累計折舊、損耗和攤銷，除非這樣做嚴重影響生產單位攤銷率，在這種情況下，損益在本期確認。處置其他財產的收益或損失在本期確認。對於收購的資產，我們以收購日的公允價值為資本化成本。我們支出維持物業運營狀況所需的維護和維修費用，以及發生的年度租賃租金。估計拆卸和放棄成本按其估計淨現值資本化，並在相關資產的剩餘壽命內攤銷。利息只在這些資產投入預期用途的期間資本化。資本化利息的金額約為#美元。11000萬，$11000萬美元和300萬美元22023年、2022年和2021年分別為1.2億人。我們只對與符合條件的資本支出相關的成本份額相關的借入資金的利息進行資本化。資本化的探井成本金額為零列報的所有期間的資本化間接費用數額約為#美元6百萬，$6百萬美元和美元72023年、2022年和2021年分別為100萬。
當事件或環境變化顯示賬面價值可能無法收回時，我們一般會逐個油田或在可識別現金流的最低水平評估我們已探明的石油及天然氣物業及其他物業及設備的減值。當預期未貼現的未來現金流低於賬面淨值時，我們將已探明財產的賬面價值折算為公允價值。我們使用與收益法一致的估值技術來計量已探明財產的公允價值，將未來現金流轉換為單一貼現金額。用於確定已探明物業公允價值的重要投入包括：(1)儲量；(2)未來運營和開發成本；(3)未來商品價格；(4)經風險調整的貼現率。這些投入需要我們的管理層在評估時做出重要的判斷和估計，這些判斷和估計可能會隨着時間的推移而發生重大變化。基礎商品價格包含在我們的估計現金流中，是以相關遠期曲線定價開始的過程的產物，該定價根據估計的位置和質量差異以及我們管理層認為將影響可變現價格的其他因素進行調整。公允價值是使用第3級公允價值計量的投入來估算的。
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未經證明的屬性
我們的石油和天然氣資產的賬面價值的一部分可歸因於未經證實的資產。截至2023年12月31日和2022年12月31日，可歸因於未探明財產的資本化淨成本約為#美元。248這兩個時期都是100萬美元。未經證實的數額在被歸類為已探明財產並按生產單位攤銷之前，不計入折舊、損耗和攤銷。
當事件或環境變化顯示賬面值可能無法收回時，我們會評估未探明石油及天然氣資產的減值。如勘探及開發工作不成功，或管理層因商品價格較低、開發及營運成本較高、監管環境不利變化、合約條件或其他因素而決定不進行該等物業的開發，則該等物業的資本化成本將會入賬。任何未探明物業的減記時間(如有需要)，取決於管理層的計劃、未來勘探及開發活動的性質、時間及範圍及其結果。
減損
在每個季度末，管理層通過考慮探明儲量、石油和天然氣價格、運營成本、資本成本和未來鑽探計劃的變化來評估已探明石油和天然氣資產的減值賬面價值。截至2023年12月31日，由於價格下跌和開發計劃的變化，與2022年12月31日相比，我們七個枯竭單元中的兩個已探明儲量數量大幅下降。儲備量對價格敏感，價格的同比變化在17%。此外，監管環境繼續限制未來的鑽探計劃。在所有提交的期間，我們都做到了不根據相關的GAAP規則和要求，記錄已證實和未證實的物業的任何減值費用。然而，如果我們經歷價格的進一步下降、儲量的減少，包括由於開發計劃或監管裁決的變化而對我們產生負面影響，這些已探明石油和天然氣資產的賬面價值可能會部分或全部受損。
其他財產和設備
其他財產和設備包括天然氣收集系統、管道、熱電聯產設施、建築物、油井維修和廢棄車輛和設備、軟件、數據處理和電信設備、辦公傢俱和設備以及其他固定資產。這些資產按成本記錄，使用基於預期使用年限的直線折舊方法，折舊範圍為15至39幾年來的建築和改善，3至30熱電聯產設施、天然氣廠和管道建設年限，1至10傢俱和設備的使用年限，1至10對於油井維修和報廢車輛和設備及其他設備，殘值被認為是適用的。當事件或環境變化顯示某項資產的賬面金額可能無法收回時，其他財產及設備資產便會被評估減值。
企業合併
本公司採用會計收購法記錄企業合併。根據收購會計方法，收購的可確認資產和承擔的負債按收購之日的公允價值入賬。購買價格超出估計公允價值(如有)的部分計入商譽。在完成更詳細的分析之前記錄的收購淨資產估計公允價值的變化，但不超過收購之日起一年，將相應調整收購價格分配金額。測算期調整反映在發生調整的期間。
為分配收購價格代價，吾等採用公認估值方法估計收購資產及負債的公允價值，而在許多情況下，此等估計乃基於吾等對收購資產在其估計可用年期內預期產生的未來營運現金流的判斷。我們對被收購企業的公允價值的估計和判斷可能被證明是不準確的，而且
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使用不準確的公允價值估計可能導致收購收購價格對價不正確地分配到收購資產和負債，這可能導致資產減值、記錄以前未記錄的負債和其他財務報表調整。在經濟不確定時期，估計購置資產和負債的公允價值的難度增加。
對於於2023年9月完成的Macpherson收購，收購的已探明財產、設備及其他資產和負債按公允價值列報，收購的已探明石油和天然氣財產的攤銷採用生產單位法按剩餘的已探明儲量計算，其他財產和設備的折舊按每項資產的估計使用壽命使用直線方法計算。這一財產與現有油田合併，用於枯竭目的。有關更多信息，請參閲附註10，收購和資產剝離。
資產報廢義務
我們確認資產報廢債務(“ARO”)的價值是在確定存在拆除資產並在其使用年限結束時補救該財產的法律義務，且該債務的成本可以合理估計的期間內確認的。負債金額基於未來退休成本估計，並納入了許多假設，如放棄時間、技術變化、未來通貨膨脹率和經風險調整的貼現率。當負債最初入賬時，我們通過增加相關財產、廠房和設備(“PP&E”)餘額來資本化成本。如果ARO的估計未來成本發生變化，我們將記錄ARO和PP&E的調整。隨着時間的推移，負債增加，資本化成本在資產的使用壽命內折舊。隨着時間的推移，增加費用也被確認，因為貼現的負債被增加到它們的預期結算值，幷包括在營業報表中的折舊、損耗和攤銷中。
下表彙總了我們ARO帳户中的活動，其中約有$177百萬美元和美元158截至2023年12月31日和2022年12月31日，分別有100萬美元包括在長期負債中，剩餘的美元20應計負債中包括的每一期間的百萬流動部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | | 2022 | | | | | |
| (單位：千) |
期初餘額 | $ | 178,491 | | | $ | 163,925 | | | | | | |
| 已發生的負債，包括收購引起的負債 | 10,230 | | | 3,028 | | | | | | |
| 結算和付款 | (17,110) | | | (19,558) | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 吸積費用 | 11,980 | | | 10,848 | | | | | | |
| 因物業銷售而減少 | — | | | (1,210) | | | | | | |
| 修訂版本 | 12,987 | | | 21,458 | | | | | | |
| | | | | | | | |
期末餘額 | $ | 196,578 | | | $ | 178,491 | | | | | | |
收入確認
該公司的大部分收入來自勘探和發電業務，其中包括銷售原油、天然氣和天然氣，以及熱電廠的電力。剩餘收入來自油井維修和報廢業務。有關公司收入確認政策的信息，請參閲附註12，收入確認。
公允價值計量
我們已根據估值技術的投入，將我們按公允價值計量的資產和負債分類為三級公允價值等級：第一級-使用活躍市場的報價
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資產或負債；第二級--使用資產或負債的報價以外的可觀測投入；第三級--使用不可觀測的投入。各級別之間的調動，如果有的話，在每個報告期結束時確認。我們主要採用市場法進行經常性公允價值計量，最大限度地利用可觀察到的投入，最大限度地減少使用不可觀察到的投入。當無法獲得可觀察到的投入時，我們通常使用收益法來計量公允價值。這種方法利用管理層對預計現金流的預期的判斷，並使用風險調整貼現率對這些現金流進行貼現。
在我們的資產負債表上，唯一會受到反覆公允價值計量影響的項目是衍生品和加州限額交易計劃所要求的排放限額。我們使用估值技術，利用市場報價和定價分析，確定我們的石油和天然氣銷售以及天然氣購買衍生品和加州總量管制與交易計劃所要求的排放限額的公允價值。投入包括公開可獲得的價格和從第三方收集的數據彙編產生的遠期價格曲線。我們將這些衡量標準歸類為第二級。
當可以確定與被估值資產相似的可比交易時，我們使用資產的市場可觀察價格。當我們被要求計量公允價值，並且該資產或類似資產沒有一個市場可觀察到的價格時，收益法是基於管理層對未來淨現金流預期的最佳假設。如果我們確定PP&E的價值存在減值，則將其減記為公允價值。公允價值是根據管理層對未來的預期，使用貼現現金流模型在評估之日確定的。投入包括對未來產量的估計、基於截至估計日期的商品遠期價格曲線的價格、估計的未來運營和開發成本以及經風險調整的貼現率。然而，使用的假設反映了資產的最高和最佳使用以及市場參與者對長期價格、成本和其他因素的看法，並與我們的業務計劃和投資決策中使用的假設一致。我們將這些衡量標準歸類為第三級。
基於股票的薪酬
我們已發行長期授予的限制性股票單位(“RSU”)和基於業績的限制性股票單位(“PSU”)，包括(I)股東總回報PSU(“TSR PSU”)(A)以業績期間的絕對股東總回報(“絕對TSR”)和相對股東總回報(“相對TSR”)為市場目標的獎勵；(B)僅以業績期間的絕對TSR為基準的市場目標獎勵；以及(Ii)基於公司在業績期間的平均投資現金回報(“CROIC PSU”和“ROIC PSU”)的獎勵。CROIC PSU授予某些Berry員工，而ROIC PSU授予某些CJWS員工。基於股票的獎勵的公允價值在授予之日確定，不會重新計量。RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允價值是使用授予日期的股票價格確定的。TSR PSU的公允價值乃採用蒙特卡羅模擬分析方法釐定，以估計本公司的股東總回報排名，包括與同業集團在業績期間的比較(如適用)。蒙特卡洛估值模型中使用的估值被認為是高度複雜和主觀的。RSU和PSU的補償費用，減去實際沒收，在必要的服務期間以直線方式確認，這是在獎勵各自的歸屬或履約期間確認的，範圍為一至三年.
其他或有損失
在正常業務過程中，我們涉及訴訟、索賠以及其他環境和法律程序和審計。當負債可能已經產生，且負債可以合理估計時，我們為這些事項計提準備金。此外，如果合理地可能會產生額外的重大虧損，我們將披露超過資產負債表上記錄的這些事項的金額的虧損風險(如果是重大的)。我們在持續的基礎上審查我們的或有損失。
或有損失是基於管理層對這些事項的可能結果作出的判斷，並視情況進行調整。管理層的判斷可能會根據新的信息、變化
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法律或法規的解釋、管理層計劃或意圖的改變、對法律訴訟結果的意見或其他因素。
電費分攤
我們擁有幾個熱電聯產設施。我們對熱電聯產設施的投資一直是為了明確降低我們在加州的重油業務的蒸汽成本，並確保對各自蒸汽發電的運營控制。熱電聯產，也被稱為熱電聯產，從渦輪機的排氣中提取能量，否則這些能量將被浪費，以產生蒸汽。這樣的熱電聯產操作也能產生電力。我們根據熱電聯產設施的轉換效率加上生產蒸汽的某些直接成本，將蒸汽和電力成本分配給租賃運營費用。我們還分配與我們出售給第三方的電力有關的部分電力生產成本，這部分成本在運營報表中的“發電費用”中報告。
所得税
遞延税項資產和負債按資產和負債賬面金額與其計税基礎之間的差額可歸因於估計的未來税項影響確認。遞延税項資產在更有可能變現時予以確認。我們定期評估我們的遞延税項資產，並在我們認為部分或全部遞延税項資產更有可能無法變現的情況下，按估值撥備減少該等資產。我們確認不確定的税收狀況的税收利益，如果根據該狀況的技術價值，該狀況很可能會在審查後得以維持。與未確認的税收優惠相關的利息和罰金在所得税支出(福利)中確認。
每股收益
每股基本收益(虧損)的計算方法是淨收益(虧損)除以當期已發行普通股的加權平均股份。每股攤薄收益(虧損)的計算方法是將淨收益(虧損)除以普通股的加權平均流通股，其中包括潛在攤薄證券的影響。對於基本每股收益(“EPS”)，已發行普通股的加權平均數不包括與未歸屬限制性股票獎勵相關的已發行股票。對於稀釋每股收益，基本流通股通過增加潛在稀釋證券進行調整，除非它們的影響是反稀釋的。在提交的期間內，我們沒有任何參與證券。
我們使用參與證券所需的兩類方法來計算基本每股收益和稀釋每股收益。當普通股具有與普通股相同的不可沒收股息權時，普通股獎勵被視為參與證券。我們的股息權是可沒收的，不被視為參與證券。在兩級法下，分配給參與證券的未分配收益從普通股應佔淨收益中減去，以確定普通股股東應佔淨收益。在虧損期間，不對參與的證券進行分配，因為參與的證券不分擔損失。
業務和信貸集中度
我們將現金存放在銀行存款賬户中，有時可能會超過聯邦保險的金額。我們在這樣的賬户中沒有經歷過任何損失。我們相信，我們的現金不存在任何重大的信用風險。
我們向各種類型的客户銷售石油、天然氣和天然氣，包括管道、煉油廠和其他石油和天然氣公司，並向公用事業公司出售電力。我們還為石油和天然氣公司提供良好的維修和報廢服務。基於目前對石油、天然氣、NGL的需求，以及我們的油井維修和報廢服務以及其他買家的可用性，我們認為，如果我們失去任何一個主要的
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買方不會對我們的財務狀況、經營業績或經營活動提供的淨現金產生重大不利影響。
在截至2023年12月31日的一年中，我們的三個最大客户代表了大約41%, 20%，以及10佔我們銷售額的1%。在截至2022年12月31日的一年中，我們的三個最大客户代表大約33%, 16%，以及10佔我們銷售額的1%。在截至2021年12月31日的年度內，我們的四個最大客户代表30%, 16%, 14%和12佔我們銷售額的1%。所有這些客户都是我們E&P部門的客户，還有一位客户也是我們油井維修和報廢部門的客户。
截至2023年12月31日，來自兩個客户的應收賬款淨額，包括聯合利息賬單，約為31%和25我們應收賬款的%。截至2022年12月31日，來自三個客户的應收賬款淨額，包括聯合利息賬單，約為33%, 16%，以及13我們應收賬款的%。
美國證券交易委員會備案狀態
公司的新興成長型公司(“EGC”)資格於2023年12月31日到期，原因是我們在2018年首次公開募股(“IPO”)後的五個財年結束。自2023年12月31日起，本公司將被要求採用新的或修訂後的會計準則，這些準則適用於非企業集團的上市公司，以遵守薩班斯-奧克斯利法案第404(B)條的審計師認證要求，並且不會受益於企業集團可獲得的某些減少的披露要求。
新會計準則已發佈，但尚未採用
2023年11月，財務會計準則委員會(“FASB”)發佈了指導意見，以改進可報告分部披露要求，主要是通過加強對重大分部費用的披露。此外，指導意見加強了中期披露要求，澄清了一個實體可以披露多個分部損益計量的情況，幷包含其他披露要求。該指引的目的是使投資者能夠更好地瞭解實體的整體業績，並評估潛在的未來現金流。該指導意見適用於2023年12月15日之後開始的財政年度，以及2024年12月15日之後開始的財政年度內的過渡期。允許及早領養。我們目前正在評估新的指導方針將對我們的合併財務報表產生的影響。
2023年12月，FASB發佈了加強年度所得税披露的規則，以滿足投資者要求提供更多有關實體運營中與有效税率調節和支付的所得税相關的税務風險和機會的信息。該指導意見適用於2024年12月15日之後的財務期，並允許在年度財務報表中提前採用。我們目前正在評估新的指導方針將對我們的合併財務報表產生的影響。
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注2-石油和天然氣財產及其他財產和設備
石油和天然氣資本化成本
與石油、天然氣及天然氣生產活動有關的資本化總成本（連同適用的累計損耗及攤銷）呈列如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (單位：千) |
已證明的性質 | $ | 1,658,246 | | | $ | 1,477,791 | |
未證明的性質 | 247,888 | | | 248,073 | |
完全已證明性質和未證明性質 | 1,906,134 | | | 1,725,864 | |
減：累計損耗和攤銷 | (592,621) | | | (465,889) | |
已證實和未證實財產總數，淨額 | $ | 1,313,513 | | | $ | 1,259,975 | |
其他財產和設備
其他財產和設備包括：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日(1) |
| (單位：千) |
| 熱電聯產設施、天然氣廠和管道 | $ | 62,818 | | | $ | 58,357 | |
車輛和服務設備 | 55,295 | | | 50,522 | |
| 傢俱和設備 | 27,335 | | | 25,902 | |
| 土地 | 13,903 | | | 13,902 | |
| 建築物和租賃設施的改進 | 8,416 | | | 6,936 | |
| 其他財產和設備合計 | 167,767 | | | 155,619 | |
減去：累計折舊 | (74,668) | | | (55,781) | |
| 其他財產和設備合計，淨額 | $ | 93,099 | | | $ | 99,838 | |
__________
（1） 若干過往期間金額已重新分類，以符合本期呈列方式。重新分類對資產負債表並無影響。
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注3-債務
下表概述了我們的未償債務：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | | 利率 | | 成熟性 | | 安防 |
| (單位：千) | | | | | | |
| 2021年RBL設施 | $ | 31,000 | | | $ | — | | | 浮動利率 10.50%（2023年）和 9.50% (2022) | | 2025年8月26日 | | 抵押 90已探明石油和天然氣儲量現值的百分比以及對某些其他資產的留置權 |
| 2022年ABL設施 | — | | | — | | | 浮動利率 9.75%（2023年）和 8.3% (2022) | | 2025年6月5日 | | CJWS財產和某些其他資產 |
| 2026年筆記 | 400,000 | | | 400,000 | | | 7.0% | | 2026年2月15日 | | 不安全 |
| 長期債務—本金額 | 431,000 | | | 400,000 | | | | | | | |
| 減去：債務發行成本 | (3,007) | | | (4,265) | | | | | | | |
| 長期債務，淨額 | $ | 427,993 | | | $ | 395,735 | | | | | | | |
遞延融資成本
我們產生與發行債務有關的法律及銀行費用。於2023年及2022年12月31日，於資產負債表“其他非流動資產”中呈報的債務發行成本約為（i）美元。3百萬美元和300萬美元4就日期為2021年8月26日的信貸協議而言，在作為擔保人的Berry Corp、作為借款人的Berry LLC、作為行政代理及開證行的JPMorgan Chase Bank，N.A.及作為借款人的每一貸款人(經不時修訂、重述、修改或以其他方式補充，即“2021年RBL貸款安排”)中，分別為百萬元；及(Ii)日期為2022年8月9日的循環貸款及保證協議，在日期為2022年8月9日的循環貸款及保證協議中，扣除攤銷後的非關鍵性款額。以及作為貸款人的三縣銀行(經不時修訂、重述、補充或以其他方式修改，稱為“2022年ABL貸款機制”)。於2023年12月31日及2022年12月31日，資產負債表上“長期債務淨額”所載於2026年2月到期的無抵押票據(“2026年票據”)的債務發行成本(扣除攤銷後的淨額)約為$3百萬美元和美元4分別為2.5億美元和2.5億美元。
在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，2021年RBL貸款、2022年ABL貸款和2026年票據的攤銷費用加起來約為#美元3百萬，$2百萬美元，以及$4分別為100萬美元。債務發行成本的攤銷在合併經營報表的“利息支出”中列示。
公允價值
我們的債務在資產負債表上按賬面價值入賬。2021年RBL貸款和2022年ABL貸款的賬面價值接近公允價值，因為利率是可變的，反映了市場利率。2021年RBL融資機制和2022年ABL融資機制是公允價值層次結構中的第二級。2026年發行的債券的公允價值約為$391百萬美元和美元369分別為2023年12月31日和2022年12月31日。2026年票據是公允價值層次結構中的第一級。
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2021年RBL設施
2021年RBL貸款機制提供最高可達#美元的循環貸款500承諾額為100萬歐元，但須有儲備借款基數和選定的承諾額總額。2021年經常預算貸款機制下的借款基數每半年重新確定一次，借款基數重新確定一般在每年5月和11月生效，儘管借款人和貸款人可能在預定的重新確定之間各自進行一次臨時重新確定。
截至2023年12月31日，2021年RBL設施有一筆500百萬循環承付款，一美元200百萬借款基數，A$200當選承諾額合計為百萬美元，20用於簽發信用證的百萬美元再貸款(借款可獲得性減去在次級貸款下籤發的任何信用證的面值)。2021年注重結果的貸款機制下的可獲得性不得超過選定的承諾額總額或借款基數減去未償還預付款和信用證中較小的數額。2021年RBL貸款機制將於2025年8月26日到期，除非根據2021年RBL貸款機制的條款提前終止。2021年RBL貸款機制可供我們用於一般企業用途，包括營運資本。
2021年RBL貸款機制下的未償還借款的利息利率等於：(A)慣例基本利率加上適用的保證金，範圍為2.0%至3.0%或(B)條件SOFR參考利率，外加以下範圍內的適用邊際3.0%至4.0%，在每種情況下都是根據2021年成果預算貸款機制下的利用水平確定的。基本利率借款的利息每季度支付一次，定期SOFR借款的利息按一, 三或六個月，在借款人選擇時支付，並在該利息期間的最後一天支付(或六個月, 三個月在該利息期開始後及該利息期結束時)。未使用的承諾費按0.50%.
2021年RBL貸款機制規定，在我們產生無擔保債務的範圍內，包括未來籌集的任何金額，借款基數將減少相當於25該等無擔保債務金額的%。此外，2021年RBL貸款機制要求我們在每個季度末的綜合基礎上保持(I)槓桿率不超過2.75至1.0及(Ii)不少於1.0設置為1.0。截至2023年12月31日，我們遵守了所有債務契約。
2021年預算外融資機制還包括其他習慣性的肯定和否定公約，以及違約事件和補救辦法。如果我們不遵守2021年RBL貸款機制中的財務和其他契約，貸款人可以在符合習慣救助權的情況下，要求立即支付2021年RBL貸款機制下的所有未償還金額，並終止其下的承諾。
2021年RBL貸款由Berry Corp.及其某些子公司提供擔保。除某些例外情況外，Berry Corp.未來的每一家子公司都必須為我們在2021年RBL貸款機制以及某些對衝交易和銀行服務安排下的其他擔保人的義務和義務提供擔保。2021年RBL貸款機制下的貸款人至少持有抵押貸款90我們已探明的石油和天然氣儲量現值的%。Berry LLC和擔保人的義務也以我們幾乎所有個人財產的留置權為擔保，但習慣性例外情況除外。
截至2023年12月31日，我們擁有$31未償還借款3,000萬美元101000萬美元的未償信用證，約合美元159根據2021年RBL貸款機制，可用借款能力為1.8億美元。
2022年ABL設施
在滿足借款前的習慣條件的情況下，截至2023年12月31日，C&J和C&J Management可以借款，最高限額為(X)$10(Y)2022年ABL貸款機制下的借款基數，其中有一項信用證次級貸款，用於簽發總金額不超過#美元的信用證7.52000萬美元(借款可獲得性減去根據次級貸款簽發的任何信用證的面值)。“借款基數”的數額等於80符合條件的應收賬款到期餘額的%，
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但須受貸款人可按其合理酌情決定權執行的準備金所規限。截至2023年12月31日，借款基數為#美元。101000萬美元。2022年ABL貸款機制下未償還循環貸款本金的利息按年利率等於1.25超過浮動利率的%，每年在華爾街日報的“貨幣利率”欄目中公佈和/或發表，作為其“最優惠利率”。利息每季度到期，拖欠。除非根據2022年ABL貸款的條款終止，否則2022年ABL貸款將於2025年6月5日到期。
2022年ABL融資機制要求C&J和C&J管理層遵守以下財務契約：(I)在綜合基礎上保持總負債與有形淨值的比率不大於1.5(2)將2022年ABL貸款機制下未清償循環預付款的數額減少到不超過90(A)最高循環預付款或(B)借款基數中較小者的百分比，截至貸款人在每個財政季度最後一天結束營業時；及(3)維持不少於#美元的税前淨收入1.00從每個財政年度結束之日起。截至2023年12月31日，強生和強生管理層均遵守了所有債務契約。
2022年反洗錢機制還包括其他習慣性的肯定和否定公約，以及違約事件和補救辦法。如果C&J或C&J Management不遵守2022年ABL融資機制中的財務和其他契約，貸款人可以在符合慣例治癒權利的情況下，要求立即支付2022年ABL融資機制下的所有未償還金額，並終止其下的承諾。C&J和C&J Management在2022年ABL融資機制下的義務不由Berry Corp.或Berry LLC擔保，Berry Corp.和Berry LLC不也不需要為此類義務提供任何信貸支持。
截至2023年12月31日，強生和強生管理層各自擁有不是借款和美元31000萬未付信用證，金額為1美元72022年ABL貸款機制下可用借款能力的1.8億美元。
高級無擔保票據
2018年2月，Berry LLC完成了1美元的非公開發行400本金總額為百萬元7.02026年2月到期的優先無擔保票據，為我們帶來約#美元的淨收益391扣除費用和初始購買者折扣後的100萬美元。
2026年債券是Berry LLC的優先無擔保債務，與我們所有其他優先債務和任何次級債務具有同等的償債權利。2026年債券由Berry Corp及其某些子公司在優先無擔保的基礎上提供全面和無條件的擔保。強生和強生管理層不為2026年債券提供擔保。根據補充契約，麥克森能源及其某些子公司於2024年1月4日和2024年2月8日成為2026年債券的擔保人。
管理2026年票據的契約載有慣例契約和違約事件(在某些情況下，受寬限期的限制)。截至2023年12月31日，我們遵守了2026年票據下的所有公約。
債務回購計劃
2020年2月，董事會(“董事會”)通過了一項計劃，將花費高達1美元的資金75100萬美元用於機會性回購我們的2026年債券。任何購買的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況的評估、對未完成協議的遵守情況和其他因素來確定，可以在沒有通知的情況下隨時開始或暫停，並且沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買2026年債券。我們有不但在該計劃下回購了任何票據。
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注4-衍生品
我們利用衍生品，如掉期、看跌期權、看跌期權和套圈來對衝我們預測的石油和天然氣產量以及天然氣購買的一部分，以減少石油和天然氣價格波動的風險，這解決了我們的市場風險。除了滿足2021年RBL基金的石油套期保值要求(具體規定了我們的套期保值的數量和類型)外，我們的目標是覆蓋我們的運營費用和大部分固定費用，其中包括維持生產水平所需的資本，以及適用的利息和固定股息，其中石油和天然氣銷售套期保值的期限最長為三年出去。此外，我們的目標是將我們在蒸汽業務中使用的大部分天然氣採購的價格固定在最高三年。我們還簽訂了天然氣運輸合同，以幫助減少價格波動敞口，但這些合同不符合套期保值的要求。我們還不時簽訂協議，購買我們運營所需的一部分天然氣，我們沒有將這些天然氣按公允價值記錄為衍生品，因為它們符合正常購買和正常銷售排除的資格。在本報告所述期間，我們沒有此類交易。
石油銷售對衝
對於固定價格銷售掉期，我們是賣方，因此我們分別為每桶和每Mmbtu的指示加權平均價以上的價格支付結算款項，並分別為低於每桶和每Mmbtu的指示加權平均價的價格接受結算付款。
對於我們出售的看漲期權，我們將為高於每桶顯示的加權平均價格(扣除任何遞延溢價)的價格進行結算支付。除任何適用的遞延溢價外，對於低於每桶顯示的加權平均價格的價格，將不會支付或收到任何付款。
對於我們購買的看跌期權，我們將收到低於每桶指示加權平均價格(扣除任何遞延溢價)的結算付款。除任何適用的遞延溢價外，對於高於每桶顯示的加權平均價格的價格，將不會支付或收到任何付款。
對於我們出售的看跌期權，我們將為低於每桶指示的加權平均價格(扣除任何遞延溢價)的價格進行結算支付。除任何適用的遞延溢價外，對於高於每桶顯示的加權平均價格的價格，將不會支付或收到任何付款。
天然氣購買對衝
對於固定價格的天然氣購買掉期，我們是買方，因此我們對低於指示加權平均價的每Mmbtu價格進行結算付款，如果價格高於指示的加權平均價每Mmbtu接收結算付款。
對於購買的天然氣，我們收到的結算付款價格高於每Mmbtu顯示的加權平均價格，但不包括任何遞延溢價。除任何適用的遞延溢價外，對於低於所示加權平均價的每MMBTU價格，將不會支付或收到任何付款。
對於天然氣基礎掉期，如果NWPL和Henry Hub之間的差價低於我們合同的指示加權平均價格，我們將支付和解款項，如果NWPL和Henry Hub之間的差價高於指示的加權平均價格，我們將收到和解款項。
對於我們的一些期權，我們在建立頭寸時支付或收到了溢價，而對於其他期權，溢價的支付或接收將推遲到結算時。截至2023年12月31日，我們的應付遞延保費淨額約為$2100萬美元，這反映在按市值計價的估值中，將支付到2024年12月31日。
我們使用石油和天然氣生產對衝來保護我們的銷售不受石油和天然氣價格下降的影響。我們還使用天然氣購買對衝來保護我們購買的天然氣不受價格上漲的影響。我們不會進入
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以投機交易為目的的衍生品合約，並未將我們的衍生品計入現金流或公允價值對衝。這些工具的公允價值變動計入當期收益。石油和天然氣銷售套期保值的收益(虧損)在經營報表的收入和其他部分分類，而天然氣購買套期保值則包括在經營報表的費用和其他部分。
截至2023年12月31日，我們有以下原油生產和天然氣購買對衝：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025財年 | | 2026財年 | | | | | |
| 布倫特—原油生產 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 1,445,118 | | | 1,429,294 | | | 1,297,749 | | | 1,254,656 | | | 1,939,125 | | | 1,151,768 | | | | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 78.94 | | | $ | 78.93 | | | $ | 76.53 | | | $ | 76.59 | | | $ | 75.14 | | | $ | 70.27 | | | | | | |
已售出呼叫(1) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 182,000 | | | 182,000 | | | 184,000 | | | 184,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 91.11 | | | $ | 85.53 | | | | | | |
購買Put（淨額）(2) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 318,500 | | | 318,500 | | | 322,000 | | | 322,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | | | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 58.53 | | | $ | 60.00 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
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賣出推杆（淨額）(2) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（bbls） | 45,500 | | | 45,500 | | | 46,000 | | | 46,000 | | | — | | | — | | | | | | |
| 加權平均價格（美元/桶） | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
NWPL—天然氣採購(3) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 3,040,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 6,080,000 | | | — | | | | | | |
| 加權平均價格（$/mmmbtu） | $ | 4.11 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | | | | | | |
HH—天然氣採購(3) | | | | | | | | | | | | | | | | |
購買電話 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | |
| 加權平均價格（$/mmmbtu） | $ | 3.38 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | |
| 天然氣基礎差異 | | | | | | | | | | | | | | | | |
NWPL/HH—基準互換(3) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期保值量（mmptu） | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | |
| 加權平均價格（$/mmmbtu） | $ | 4.10 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | |
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__________
（1） 行使價相同的買入看漲期權及賣出看漲期權按淨額基準呈列。
（二） 買入認沽及賣出認沽已按淨額基準呈列。
（3） “NWPL”一詞被定義為西北落基山脈管道。術語“HH”被定義為Henry Hub。
除上表外，於2024年1月及2月，我們增加了以下賣出石油掉期（布倫特）： 1,000桶/日，美元78.60從2024年2月到2024年12月， 1,000桶/日，美元80.00從2024年3月到2024年12月， 2,000桶/日，美元75.45從2025年1月至2025年12月，以及 2,000桶/日，美元71.75從2026年1月到2026年12月。
2024年1月，我們還購買了電話， 1,000桶/日，美元105.00從2024年2月至2024年12月，除上表外。
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我們的商品衍生工具使用行業標準模型按公平值計量，包括可公開獲取的相關商品價格及遠期曲線等多個輸入數據，並於呈列期間均分類為所需公平值層級的第2級。該等商品衍生工具須進行交易對手淨額結算。 下表呈列我們於2023年及2022年12月31日的未償還衍生工具的公允價值（毛額及淨額）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 資產負債表分類 | | 確認的毛額
公允價值 | | 總金額抵銷
在資產負債表中 | | 公平淨值
在
資產負債表 |
| (單位：千) |
資產： | | | | | | | |
商品合同 | 流動資產 | | $ | 26,230 | | | $ | (20,942) | | | $ | 5,288 | |
商品合同 | 非流動資產 | | 28,992 | | | (23,529) | | | 5,463 | |
負債： | | | | | | | |
商品合同 | 流動負債 | | (30,723) | | | 20,942 | | | (9,781) | |
商品合同 | 非流動負債 | | (24,488) | | | 23,529 | | | (959) | |
總衍生品 | | | $ | 11 | | | $ | — | | | $ | 11 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 資產負債表分類 | | 確認的毛額
公允價值 | | 總金額抵銷
在資產負債表中 | | 公平淨值
在
資產負債表 |
| (單位：千) |
資產： | | | | | | | |
商品合同 | 流動資產 | | $ | 66,974 | | | $ | (30,607) | | | $ | 36,367 | |
商品合同 | 非流動資產 | | 39,886 | | | (39,810) | | | 76 | |
負債： | | | | | | | |
商品合同 | 流動負債 | | (61,713) | | | 30,607 | | | (31,106) | |
商品合同 | 非流動負債 | | (53,452) | | | 39,810 | | | (13,642) | |
總衍生品 | | | $ | (8,305) | | | $ | — | | | $ | (8,305) | |
通過使用衍生品工具在經濟上對衝大宗商品價格變化的風險敞口，我們將自己暴露在信用風險之下。信用風險是指交易對手未能按照衍生品合同的條款履行義務。當衍生品合同的公允價值為正時，交易對手欠我們的，這就產生了信用風險。我們不從我們的交易對手那裏獲得抵押品。
我們通過限制對任何單一交易對手的敞口，將衍生品工具的信用風險降至最低。此外，我們的2021年RBL工具防止我們達成有擔保的對衝安排，但與我們的貸款人及其附屬公司；或與沒有分別獲得標準普爾或穆迪A或A2信用評級或更高評級的非貸款人交易對手達成的對衝安排除外。根據我們的標準慣例，我們的大宗商品衍生品必須根據管理此類衍生品的協議進行交易對手淨額結算，這在一定程度上減輕了交易對手的不履行風險。
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衍生工具的收益(損失)
計入經營報表之衍生工具收益及虧損概要呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
| 商品衍生工具已實現收益（虧損）： | | | | | |
石油和天然氣銷售衍生工具已實現（損失） | $ | (28,917) | | | $ | (126,176) | | | $ | (142,531) | |
天然氣購買衍生品實現收益 | 34,812 | | | 38,153 | | | 50,897 | |
衍生工具已實現收益（損失）共計 | 5,895 | | | (88,023) | | | (91,634) | |
| | | | | |
| 商品衍生工具未實現收益（虧損）： | | | | | |
石油和天然氣銷售衍生產品未實現收益（損失） | 68,923 | | | (10,933) | | | (13,868) | |
天然氣購買衍生品的未實現(虧損)收益 | (61,198) | | | 50,642 | | | (12,320) | |
衍生工具未實現收益(虧損)合計 | 7,725 | | | 39,709 | | | (26,188) | |
衍生品總收益(虧損) | $ | 13,620 | | | $ | (48,314) | | | $ | (117,822) | |
注5-承付款和或有事項
在正常業務過程中，我們或我們的子公司是未決或威脅的法律程序、意外事件和承諾的對象或一方，這些法律程序、意外事件和承諾涉及各種事項，要求或可能尋求(其中包括)對據稱的人身傷害、違約、財產損壞或其他損失、懲罰性賠償、罰款和處罰、補救費用、或禁令或聲明救濟的賠償。
對於目前未決的訴訟、索賠和法律程序，如果很可能已經產生了責任，並且可以合理地估計該責任，我們就應計該責任。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們沒有記錄任何準備金餘額。我們還評估了這些事件可能導致的合理損失的數額。我們相信，我們的資產負債表上可能發生的超過應計項目的合理虧損對我們的綜合財務狀況或經營業績不會產生重大影響。
我們，或我們的子公司，或兩者，已就各方未來可能因他們與我們達成的交易而招致的特定責任向這些各方進行賠償。截至2023年12月31日，我們不知道有物質賠償要求懸而未決或受到威脅。
證券訴訟事宜
2020年11月20日，Luis Torres以個人名義，代表一個可能的團體，向美國德克薩斯州北區地區法院提起證券集體訴訟(“證券集體訴訟”)，起訴Berry Corp.及其若干現任和前任董事和高級職員(統稱為“被告”)。起訴書聲稱違反了1933年證券法(修訂後的證券法)第11和15條，以及1934年交易法(修訂後的交易法)第10(B)和20(A)條，代表所有假定類別的人購買或以其他方式收購(I)根據和/或可追溯到公司2018年首次公開募股的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“類別期間”)期間的S證券。特別是，起訴書稱，被告在班級期間和首次公開募股的發售材料中，就公司的業務、運營效率和穩定性以及合規政策做出了虛假和誤導性的陳述，人為地抬高了公司的股價，導致班級成員在2020年11月3日發佈其2020年第三季度財務業績後，Berry Corp.的S普通股價值下跌。
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2021年11月1日，法院指定的聯合首席原告提交了一份經修訂的起訴書，代表同一推定類別根據證券法第11和15條以及交易法第10(B)和20(A)條提出索賠，其中指控公司和個別被告在2018年7月26日至2020年11月3日期間就公司的許可和許可程序做出了虛假和誤導性的陳述。修改後的起訴書沒有量化指控的損失，但尋求追回因這些指控的證券違規行為以及律師費和費用而導致的推定類別遭受的所有損害。被告於2022年1月24日提出駁回動議，2022年9月13日，法院發佈命令駁回該動議，案件進入證據開示階段。2023年2月13日，原告提出等級認證動議，2023年4月14日，被告提出異議；2023年5月26日，原告提交答辯狀，等級認證動議聽證會定於2023年8月23日舉行。
2023年7月31日，雙方簽署諒解備忘錄，原則上達成協議，解決證券集體訴訟中的所有索賠，總金額為$2.51000萬美元。2023年9月18日，原告和被告簽署和解規定和協議，原告提出動議，尋求初步批准和解。2023年10月18日，法院批准了這項動議，發佈了初步批准令，並將最終和解批准聽證會安排在2024年2月6日。在向該階層發出通知並進行選擇退出和反對程序後，法院在2024年2月6日的聽證會上最終批准了和解。2024年2月16日，法院發佈了最終的和解批准令和判決，並終止了該案；和解資金將在未來幾周內從現有的託管賬户支付給該班級。被告繼續堅稱，這些索賠沒有根據，也不承認與和解有關的任何責任。
2022年10月20日，美國德克薩斯州北區地區法院提起股東派生訴訟(“阿薩德訴訟”)，據稱是股東喬治·阿薩德代表本公司利用證券集體訴訟提起訴訟，目前該訴訟正在同一法院待決。衍生品起訴書將某些現任和前任高管和董事列為被告，並普遍指控他們違反了受託責任，導致或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為。衍生品起訴書還指控針對所有被告的不當得利索賠，以及根據《交易法》第10(B)和21D條提出的分擔和賠償索賠。2023年1月27日，法院批准了雙方共同規定的擱置阿薩德訴訟等待證券集體訴訟解決的請求。
2023年1月20日，第二起股東派生訴訟(“Karp訴訟”，連同阿薩德訴訟，“股東派生訴訟”)被提交給美國特拉華州地區法院，據稱是由假定股東Molly Karp代表公司提起的，再次藉助於證券集體訴訟。這起訴訟與阿薩德的訴訟類似，是針對本公司某些現任和前任高級管理人員和董事提出的，聲稱違反受託責任、協助和教唆以及基於被告涉嫌造成或未能阻止證券集體訴訟中指控的證券違規行為的供款索賠。此外，起訴書根據《交易法》第14(A)條提出索賠，聲稱Berry的2022年委託書是虛假和誤導性的，因為它暗示公司的內部控制充分，董事會充分監督公司面臨的重大風險，而根據衍生原告的説法，情況並非如此。2023年2月13日，法院批准了雙方共同規定的擱置Karp訴訟的請求，等待證券集體訴訟中被告簡易判決的動議得到解決。證券集體訴訟的和解與股東派生訴訟無關。被告仍然認為股東派生訴訟中的索賠沒有根據，並打算對其進行強有力的辯護，但無法保證結果。目前，我們無法估計與這些事項有關的可能性或責任金額(如果有)。
此外，在2023年4月17日或前後，本公司收到股東訴訟要求，要求董事會調查並啟動針對某些現任和前任高級管理人員和董事的法律程序，表面上是基於股東派生訴訟中聲稱的相同索賠。董事會任命了一個需求審查委員會，以審查需求。
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其他承諾
在我們的正常業務過程中，我們作出了某些堅定的承諾，以確保我們的產品的運輸，這需要每月的最低費用，無論是否使用了合同能力。截至2023年12月31日，不可取消購買債務(不包括石油和天然氣以及其他礦產租賃、水電費、税金和保險費)的未來最低付款淨額如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 此後 | 總計 |
| (單位：千) |
表外安排：(1) | | | | | | |
運輸合同(2) | $ | 11,517 | | $ | 10,051 | | $ | 8,082 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 35,438 | | $ | 81,253 | |
其他購買義務(3) | 8,400 | | 8,700 | | — | | — | | — | | — | | 17,100 | |
| 合同債務總額 | $ | 19,917 | | $ | 18,751 | | $ | 8,082 | | $ | 8,082 | | $ | 8,083 | | $ | 35,438 | | $ | 98,353 | |
__________
(1)預計這些承諾和合同義務將由我們來自運營的現金流提供資金。
(2)這些金額包括根據長期協議將到期的付款，這些付款用於購買在正常業務過程中使用的商品和服務，以確保天然氣通過管道運輸到市場和市場之間。
(3)這些金額包括在加利福尼亞州的鑽探承諾，為此我們需要鑽探57Wells，最低承諾額為$17.1到2025年6月將達到100萬。2023年9月，鑽探承諾被修改為推遲28將在2024年12月之前鑽探的油井(以前要求在2023年10月1日之前鑽探)，其餘的29將在2025年6月之前鑽井(之前要求在2024年6月1日之前鑽井)。
注6-股東權益
現金股利
2023年，我們支付了總計美元的股息0.97每股，以定期固定股息$的形式0.42每股和可變股息為$0.55每股。2024年2月，我們的董事會批准了固定現金股息$0.12每股，以及可變現金股息$0.14以2023年第四季度業績為基礎的每股收益，預計每筆收益將於2024年3月支付。
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，我們支付了大約781000萬，$1091000萬美元和300萬美元11分別為我們普通股的現金股息。
公司預計未來將繼續按季度派發現金股息。然而，未來股息的支付和金額仍由董事會酌情決定，並將取決於公司未來的收益、財務狀況、資本要求和其他因素。
普通股
2022年3月1日，我們的董事會批准了2022年綜合計劃，隨後於2022年5月25日由股東批准。2022年綜合計劃授權發佈2,950,000普通股的股份，其數額包括2,300,000根據2022年綜合計劃新預留的普通股和650,000根據2017年綜合計劃，普通股剩餘可用。雖然在2017年綜合計劃下仍有獎勵懸而未決，但自通過2022年綜合計劃以來，沒有或未來可能根據2017年綜合計劃頒發任何獎勵。根據2022年綜合計劃可能發行的剩餘股票的最高數量為2,631,250截至2023年12月31日，這是我們普通股的剩餘可供發行的股票總數，在計算了在歸屬未償還的RSU和PSU獎勵時將發行的證券數量，並將PSU計入最高支付水平後。在最大派息時保留的股份，如果沒有最大限度地授予，則可用於未來的授予。
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投票權。普通股每股有權獲得一就普通股持有人有權投票的每一事項進行投票。普通股持有者沒有累積投票權。
股息權。普通股持有人將有權從我們董事會可能不時宣佈的從合法資金中獲得股息(如果有的話)。
清算權。在公司清算、解散或清盤時，我們普通股的持有者將有權按比例分享公司的資產，這些資產在償還公司的債務和其他債務後可以合法地分配給我們普通股的持有者。
優先購買權和轉換權。普通股持有者沒有優先認購權、轉換權或其他認購權。
註冊權協議
2018年6月28日，Berry Corp.與我們普通股和優先股的某些持有人就我們的首次公開募股(IPO)訂立了經修訂和重述的註冊權協議(“註冊權協議”)。
根據《註冊權協議》，貝瑞公司於2018年12月10日向美國證券交易委員會提交了貨架登記聲明，並於2018年12月13日宣佈生效。貨架登記聲明登記了所有已被指定持有人及時指定納入的可登記證券的延遲或連續轉售(定義見《登記權協議》)。一般而言，“可登記證券”包括(I)貝瑞公司就首次公開招股向註冊權協議一方的股東發行的普通股及優先股，及(Ii)參與者於上述供股中購買的優先股及(Iii)優先股可轉換為的普通股，惟“可登記證券”不包括根據有效註冊聲明或證券法第144條出售的證券。當不再有任何未償還的可註冊證券時，註冊權協議將終止。
未償還股份
截至2023年12月31日，有75,667,430已發行普通股的股份。最多可增加一名4,886,044截至2023年12月31日，根據公司2022年綜合激勵計劃，未歸屬限制性股票單位和業績限制性股票單位(假設最大限度地實現業績目標)可以發行股票。
股票回購計劃
在截至2023年12月31日的年度，我們回購了1.42000萬股(全部在第二季度)，價格約為美元10百萬美元。自2018年12月開始至2023年12月31日，公司共回購了11.91000萬股，根據股票回購計劃累計約為#美元114總計2.5億美元。正如此前披露的那樣，公司在2022年初實施了股東回報模式，為此，公司可能會將調整後的自由現金流的一部分用於機會性股票回購。
2023年2月，董事會批准增加1美元102百萬美元用於公司的股票回購授權，使公司的股票授權增加到$200百萬美元。截至2023年12月31日，公司剩餘的總股份回購權限為$1901000萬美元。董事會授權允許公司根據市場狀況和其他因素，不時在公開市場和私下協商的交易中購買普通股，最高可達董事會授權的總金額。董事會的授權沒有到期日。
我們回購了大約$511000萬美元和300萬美元22022年和2021年分別為1.8億股。
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回購可不時在公開市場、私下協商的交易或本公司全權酌情決定的其他方式進行。收購的方式、時間和金額將根據我們對市場狀況、股票價格、對未完成協議的遵守情況和其他因素的評估來確定。公司可以在沒有通知的情況下隨時開始或暫停購買股票，並且沒有義務在任何時期或根本沒有義務購買股票。任何回購的股份將反映為庫存股，任何收購的股份將可用於一般公司用途。
基於股票的薪酬
本公司已授予完全以時間為基礎的限制性股票單位(“RSU”)和以業績為基礎的限制性股票單位(“PSU”)，包括(I)股東總回報PSU(“TSR PSU”)；(A)以業績期間的絕對股東總回報(“絕對TSR”)和相對總股東回報(“相對TSR”)為衡量標準的市場目標獎勵；(B)只以業績期間的絕對TSR作為市場目標的獎勵；及(Ii)以公司於業績期間的平均投資資本回報(“CROIC PSU”及“ROIC PSU”)為基礎的獎勵。CROIC PSU授予某些Berry員工，而ROIC PSU授予某些CJWS員工。視乎在三年制履約期間，授予接受者在該期間結束時實際收到的股份數量可能在0%至2002023年批准的TSR PSU的百分比，0%至2502022年和2021年批准的TSR PSU的百分比，0%至200在2023年、2022年和2021年批准的CROIC PSU的百分比，以及0%至2002023年和2022年批准的ROIC PSU的百分比。在2022年前，沒有ROIC PSU獲得批准。
RSU、CROIC PSU和ROIC PSU的公允價值是使用授予日期的股票價格確定的。TSR PSU的公允價值乃採用蒙特卡羅模擬分析方法釐定，以估計本公司的股東總回報排名，包括與同業集團在業績期間的比較。本公司普通股在授予之日的預期波動率是根據本公司和選定的指導上市公司的平均波動率估算的。股息收益率假設是基於當時的年化宣佈股息。無風險利率假設是基於觀察到的利率，與三年制績效考核期。
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，基於股票的薪酬支出約為$151000萬，$182000萬美元，和美元14分別為100萬美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，所得税優惠為51000萬美元和300萬美元2分別為100萬美元。截至2021年12月31日止年度，基於股票的薪酬所得税優惠為不材料。
下表概述截至2023年12月31日止年度，根據2017年及2022年綜合計劃發行的受限制股份單位的相關活動。RSU的背心， 三年.於2023年12月31日，與受限制單位相關的未確認補償成本約為$9百萬美元，將在加權平均期內確認， 兩年.
| | | | | | | | | | | |
| 股份數量 | | 加權平均授予日期公允價值 |
| (千股) |
截至2022年12月31日未歸屬 | 2,519 | | | $ | 6.94 | |
| 授與 | 1,031 | | | $ | 8.92 | |
| 既得 | (1,362) | | | $ | 6.61 | |
| 被沒收 | (273) | | | $ | 7.88 | |
截至2023年12月31日未歸屬 | 1,915 | | | $ | 8.11 | |
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下表概述截至2023年12月31日止年度，與根據2017年及2022年綜合計劃發行的電源供應單位有關的活動。截至2023年12月31日，與PSU相關的未確認補償成本約為$6百萬美元，將在加權平均期內確認， 兩年.
| | | | | | | | | | | |
| 股份數量 | | 加權平均授予日期公允價值 |
| (千股) |
截至2022年12月31日未歸屬 | 2,601 | | | $ | 11.18 | |
| 授與 | 437 | | | $ | 10.72 | |
性能因數調整 | 49 | | | $ | 5.11 | |
| 既得 | (1,145) | | | $ | 13.61 | |
| 被沒收 | (360) | | | $ | 11.74 | |
截至2023年12月31日未歸屬 | 1,582 | | | $ | 8.98 | |
注7-確定繳費計劃
我們根據《國內税收法典》第401（k）條贊助一項界定供款退休計劃（“401（k）計劃”），以協助所有全職僱員應付退休或其他未來財務需要。員工有資格在其聘用日期參加401（k）計劃。截至2021年1月，本公司恢復了該計劃的配套供款， 100第一個的百分比3參與人推遲支付的補償的百分比。截至2021年7月，本公司增加了本計劃的配套供款， 100第一個的百分比6參與人推遲支付的補償的百分比。
我們花費了大約$6百萬，$6百萬美元，以及$2截至2023年12月31日，2022年和2021年12月31日，根據401（k）計劃的規定，
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注8-所得税
我們的實際税率從（20.4）%，截至二零二二年十二月三十一日止年度， 32.5截至2023年12月31日止年度，主要由於於2022年確認與2021年課税期有關的美國聯邦一般商業信貸及於2022年釋放估值撥備。這些抵免可用於抵消未來的聯邦所得税負債。我們的有效利率從（10.0）%至（20.4截至2022年12月31日止年度之財務報表（截至2022年12月31日止年度）主要由於於2022年確認與2021年課税期有關的美國聯邦一般業務信貸及釋放估值撥備所致。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
當期税額： | | | | | |
聯邦制 | $ | 850 | | | $ | 642 | | | $ | — | |
狀態 | 2,295 | | | 1,597 | | | 581 | |
當期税額總額 | 3,145 | | | 2,239 | | | 581 | |
遞延税金： | | | | | |
聯邦制 | 11,914 | | | (44,053) | | | 832 | |
狀態 | 2,966 | | | (622) | | | — | |
遞延税金總額 | 14,880 | | | (44,675) | | | 832 | |
本期和遞延税項共計 | $ | 18,025 | | | $ | (42,436) | | | $ | 1,413 | |
聯邦法定税率與實際税率的對賬如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | |
聯邦法定利率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % | |
州，扣除聯邦税收優惠的淨額 | 5.8 | % | | 6.2 | % | | 3.7 | % | |
不可扣除的補償 | 5.5 | % | | 1.8 | % | | (24.5) | % | |
其他永久性差異的影響 | (1.4) | % | | (0.3) | % | | (4.7) | % | |
税收抵免—上一年度 | — | % | | (11.5) | % | | (29.5) | % | |
税收抵免—本年度 | — | % | | — | % | | 21.5 | % | |
返回到規定 | 1.6 | % | | (0.3) | % | | (0.2) | % | |
| | | | | | |
更改估值免税額 | — | % | | (37.3) | % | | 2.7 | % | |
實際税率 | 32.5 | % | | (20.4) | % | | (10.0) | % | |
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遞延税項資產和負債的重要組成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
遞延税項資產： | | | |
淨營業虧損結轉 | $ | 9,300 | | | $ | 22,402 | |
温室氣體負債和其他應計項目 | 16,027 | | | 10,728 | |
資產報廢債務 | 53,751 | | | 48,994 | |
衍生工具 | (826) | | | 2,280 | |
税收抵免 | 86,410 | | | 88,908 | |
其他 | 3,336 | | | 2,882 | |
| | | |
| | | |
遞延税項資產總額 | 167,998 | | | 176,194 | |
遞延税項負債： | | | |
在財產基礎上的賬面税項差異 | (140,034) | | | (133,350) | |
| | | |
遞延税項負債總額 | (140,034) | | | (133,350) | |
遞延税項淨資產 | $ | 27,964 | | | $ | 42,844 | |
截至2023年12月31日，該公司約有41聯邦淨營業虧損(“NOL”)結轉和美元17結轉2000萬歐元的國家淨營業虧損。聯邦淨營業虧損結轉沒有到期日。國家淨營業虧損結轉將在2037納税年度後以不同的金額到期。此外，截至2023年12月31日，本公司擁有美國聯邦一般營業税抵免結轉總額為$791000萬美元和州税收抵免82000萬(美元)7(扣除聯邦福利淨額)，如果不使用，將分別在2037年和2033年結束的納税年度後開始到期。
在記錄遞延所得税資產時，我們考慮部分或全部遞延所得税資產變現的可能性是否更大。遞延所得税資產的最終變現取決於在遞延所得税資產可扣除期間產生的適當性質的未來應納税所得額。我們評估了現有的正面和負面證據，以估計未來是否會產生足夠的應税收入來允許使用現有的遞延税項資產。截至2023年12月31日，由於近年來累積收入的積極證據以及現有聯邦和州臨時差異的逆轉，我們確定有足夠的積極證據得出結論，我們的遞延税項資產更有可能變現。
截至2023年12月31日或2022年12月31日，我們沒有實質性的不確定税收頭寸。我們認為未確認的福利總額在未來12個月內不會大幅增加。
我們須繳納美國及多個州司法管轄區的税款。我們目前沒有接受任何聯邦或州所得税機構的審計。2020年至2023年的聯邦納税年度和2019年至2023年的州納税年度通常仍需根據各自的訴訟時效進行審查。
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注9-資產負債表和現金流量表的補充披露
於綜合資產負債表呈報的其他流動資產包括以下各項：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (單位：千) |
預付費用 | $ | 12,330 | | | $ | 12,330 | |
| | | |
材料和用品 | 17,021 | | | 8,976 | |
| 預付定金 | 9,012 | | | 7,266 | |
石油庫存 | 4,098 | | | 4,036 | |
| | | |
其他 | 1,298 | | | 1,117 | |
其他流動資產總額 | $ | 43,759 | | | $ | 33,725 | |
於2023年12月31日的其他非流動資產包括約$8百萬經營租賃使用權資產，扣除攤銷和美元3遞延融資成本，扣除攤銷後的淨額。於二零二二年十二月三十一日，其他非流動資產包括約$6百萬經營租賃使用權資產，扣除攤銷和美元4遞延融資成本，扣除攤銷後的淨額。
綜合資產負債表的應付賬款及應計費用包括以下各項：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (單位：千) |
| 應付帳款--貿易 | $ | 31,184 | | | $ | 40,286 | |
應付遞延收購(1) | 18,999 | | | — | |
| 應計費用 | 55,663 | | | 85,360 | |
| 應付特許權使用費 | 28,179 | | | 38,264 | |
| | | |
| 温室氣體負債—流動部分 | 37,945 | | | — | |
| 所得税負債以外的其他税項 | 6,488 | | | 6,640 | |
| 應計利息 | 11,999 | | | 10,885 | |
| | | |
| 資產報廢債務--本期部分 | 20,000 | | | 20,000 | |
| 經營租賃負債 | 2,944 | | | 1,666 | |
| | | |
| 應付賬款和應計費用總額 | $ | 213,401 | | | $ | 203,101 | |
__________
（1） 與剩餘應付款$有關20 於二零二四年七月到期之麥弗遜收購事項，按貼現基準計算。
於2023年12月31日，其他非流動負債包括約$5 非流動性經營租賃負債。於二零二二年十二月三十一日，其他非流動負債包括約$232024年第四季度到期的非流動温室氣體負債1.8億美元，以及51.8億美元的非流動經營租賃負債。
關於作業説明書的補充資料
截至2023年12月31日的年度，其他營業收入為2主要由前期物業税淨退還和設備銷售淨收益組成。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，其他運營費用為41000萬美元和300萬美元3分別為2.5億美元。截至2022年12月31日止年度，其他營運開支主要為2在2017年我們的出現和重組之前產生的特許權使用費審計費用，以及大約2剝離Piceance物業造成的損失為100萬美元。截至2021年12月31日止年度，其他營運開支主要為開支
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$3與2017年RBL貸款機制有關的未攤銷債務發行成本，約為#億美元31000萬美元的補充財產税評估、特許權使用費審計費用和坦克租金費用，以及#美元2超額遺棄費用和律師費等各種其他費用，部分抵消約#美元2出售物業的收益為100萬美元，以及超過2來自員工留任積分的收入為3.8億美元。
補充現金流信息
綜合現金流量表的補充披露如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
重大非現金經營活動的補充披露： | | | | | |
| 温室氣體責任--從當前責任到長期責任的重新分類 | $ | — | | | $ | 8,000 | | | $ | — | |
| 温室氣體負債--從長期負債到流動負債的重新分類 | $ | 37,945 | | | $ | — | | | $ | — | |
重大非現金投資活動的補充披露： | | | | | |
收購應支付的遞延代價 | $ | 18,999 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 材料庫存轉移到石油和天然氣資產 | $ | 1,694 | | | $ | 2,707 | | | $ | 3,424 | |
補充披露現金付款(收據)： | | | | | |
利息，扣除資本化金額後的淨額 | $ | 32,251 | | | $ | 29,792 | | | $ | 29,211 | |
繳納所得税 | $ | 3,282 | | | $ | 3,633 | | | $ | 699 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
附註10-收購和資產剝離
2023年的收購
2023年9月，我們完成了對麥克弗森能源公司的收購，這是一傢俬人持股的加利福尼亞州克恩縣運營商。購買總價約為1美元。701000萬美元，取決於慣例的購買價格調整。交易的結構是這樣的，大約$53成交時支付了100萬美元，包括購買價格調整，約為#美元202024年7月將支付100萬美元，視購買價格調整而定。
根據收購會計方法，麥克弗森交易作為業務合併入賬。在確定所取得的資產和承擔的負債的公允價值時，管理層作出了重大估計、判斷和假設。收購的資產和承擔的負債包括在E&P部分，這部分被歸類為3級。下表為公司對截至成交日麥克弗森能源淨資產的估計公允價值的初步收購價分配，包括初步營運資本調整。本公司將計量期調整計入初始期初資產負債表。
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| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年9月15日（如最初報告） | | 測算期調整 | | 2023年9月15日（經調整） |
| (單位：千) |
現金和現金等價物 | $ | 3,845 | | | $ | — | | | $ | 3,845 | |
應收賬款，扣除壞賬準備後的淨額 | 12,694 | | | 2,458 | | | 15,152 | |
其他流動資產 | 1,541 | | | 10,301 | | | 11,842 | |
財產和設備 | 76,472 | | | (14,022) | | | 62,450 | |
其他非流動資產 | 1,865 | | | (1) | | | 1,864 | |
| 收購的總資產 | 96,417 | | | (1,264) | | | 95,153 | |
應付賬款和應計費用 | (15,502) | | | 571 | | | (14,931) | |
資產報廢債務 | (7,422) | | | 1,146 | | | (6,276) | |
其他非流動負債 | (434) | | | 1 | | | (433) | |
| 取得的淨資產 | $ | 73,059 | | | $ | 454 | | | $ | 73,513 | |
Macpherson Energy的收入和淨收入為美元，141000萬美元和300萬美元6從收購之日起至2023年12月31日，分別為1000萬美元。下文提供的未經審核的備考資料已準備好使麥克弗森收購生效，猶如它發生在所述期間的開始時一樣。未經審計的備考信息包括分配收購收購價格對摺舊和攤銷的影響，以及在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內計入收益的麥克弗森收購成本。未經審核的備考資料僅供參考，並基於公司認為適當的估計和假設。以下未經審計的備考信息不一定代表過去收購麥克弗森公司時可能取得的結果，也不應被視為表明如果收購發生在本報告所述期間之初，公司將取得的經營業績，以及我們的經營業績或未來業績。
| | | | | | | | | | | |
| 形式上 |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (未經審計)
*(單位：千) |
| 收入 | $ | 940,125 | | | $ | 1,017,536 | |
淨收入 | $ | 43,707 | | | $ | 288,217 | |
我們收購麥克弗森能源是因為他們的資產是高質量、低遞減率的產油資產，與我們現有的克恩縣農村投資組合自然契合。除了有吸引力的基礎產量外，我們還看到了近期增產和發展機會的上行空間。
同樣在2023年12月，我們以$收購了加利福尼亞州克恩縣的額外高度協同的工作權益33購進價格調整後為3.6億美元。這筆交易支持了我們有效維持加州生產的總體戰略計劃。在2023年，我們還收購了各種石油和天然氣資產，其中包括已探明的資產，價格約為#美元。10總計2.5億美元。這些收購中的每一項都被列為資產收購，因為幾乎所有的公允價值都集中在石油和天然氣的財產權益中。
2022年的收購和資產剝離
2022年1月，我們完成了剝離我們在科羅拉多州的所有天然氣資產，這些資產位於皮肯斯盆地。資產剝離結束時損失約為美元。21000萬美元。我們2021年從這些物業生產的產品是1.2Mboe/d。
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合併財務報表附註(續)
2022年2月，我們完成了對猶他州Antelope Creek地區石油和天然氣生產資產的收購，價格約為美元181000萬美元。這些資產與我們現有的Uinta資產相鄰，在我們收購之前生產了大約0.6Mboe/d。
在2022年期間，我們還收購了各種石油和天然氣資產，其中大部分是未經探明的資產，價值約為#美元。8總計2.5億美元。
2021年收購
2021年10月1日，我們收購了加州最大的油井維修和報廢業務之一，該業務以CJWS的形式運營。買入價是$。531000萬美元，包括主要與營運資本有關的期末調整，我們用手頭現金提供資金512021年為2.5億美元，2021年為22022年將達到2.5億。CJWS的交易成本約為$31000萬美元。被收購的業務活動由C&J Well Services擁有和運營，C&J Well Services是Berry Corp.的全資子公司，成立的目的是收購這些業務並建立一家獨立的Well Services和放棄公司。
CJWS交易按收購會計法作為業務合併入賬。在確定所取得的資產和承擔的負債的公允價值時，管理層作出了重大估計、判斷和假設。所取得的資產和承擔的負債計入油井維修和報廢部分。
下文提供的未經審核備考資料已編制為使CJWS收購生效，猶如收購發生在所述期間的開始時一樣。未經審計的備考信息包括分配收購收購價格對摺舊和攤銷的影響，以及計入2021年期間收益的CJWS收購成本。未經審核的備考資料僅供參考，並基於公司認為適當的估計和假設。以下未經審核的備考資料並不一定代表過去收購CJWS時將會取得的業績，且不應被用作指示本公司在本報告所述期間開始時進行收購時將會取得的經營業績，以及我們的經營業績或未來業績。
| | | | | | | | |
| 形式上 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | |
| | | | |
| (未經審計)
*(單位：千) | |
| 收入 | $ | 664,549 | | | | |
淨收入 | $ | 740 | | | | |
| | | | |
| | | | |
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2021年10月，我們的E&P部門完成了我們位於加利福尼亞州洛杉磯縣文圖拉盆地的Placerita field物業的出售，價格約為$141000萬美元。我們記錄了大約$的銷售收益。22021年將達到2.5億美元。
注11-每股收益
我們計算每股基本收益(虧損)的方法是用淨收益(虧損)除以每期已發行普通股的加權平均數。根據合同協議滿足某些條件後可發行的普通股，被視為已發行普通股，計入每股淨收益(虧損)。
RSU和PSU不是參與性證券，因為紅利是可以沒收的。截至2023年12月31日及2022年12月31日的年度，1,545,000和4,069,000增量PSU和RSU份額分別包括在稀釋後每股收益計算中。截至2021年12月的年度，不是增量RSU或
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PSU的股票被計入稀釋每股收益的計算中，因為它們的影響在“如果轉換”的方法下是反稀釋的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (除每股金額外，以千計) |
基本每股收益計算 | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
加權平均普通股流通股 | 76,038 | | | 78,517 | | | 80,209 | |
每股基本收益(虧損) | $ | 0.49 | | | $ | 3.19 | | | $ | (0.19) | |
稀釋每股收益計算 | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | | | $ | (15,542) | |
加權平均普通股流通股 | 76,038 | | | 78,517 | | | 80,209 | |
潛在稀釋性證券的稀釋效應(1) | 1,545 | | | 4,069 | | | — | |
加權平均已發行普通股-稀釋 | 77,583 | | | 82,586 | | | 80,209 | |
每股攤薄收益(虧損) | $ | 0.48 | | | $ | 3.03 | | | $ | (0.19) | |
__________(1)我們不包括的中國企業3.3在截至2021年12月31日的年度內，已發行的稀釋加權平均普通股中有1.5億股合併的RSU和PSU，因為它們的影響是反稀釋的。
附註12-收入確認
我們根據會計準則編纂(“ASC”)606對收入進行會計核算，與客户簽訂合同的收入，採用改進的回溯法。
在報告期末未履行的履約義務僅與我們尚未銷售的未來數量有關。因此，這些是完全未履行的履約義務，因為每個產品單位代表一個單獨的履約義務，以及轉讓構成單一履約義務一部分的獨特貨物的完全未履行的承諾。
我們的收入來自石油、天然氣和天然氣液體(“NGL”)的銷售，其餘收入來自電力銷售、營銷活動，截至2021年10月1日，我們的油井維修和報廢業務CJWS。CJWS的收入主要來自油井維修和報廢業務。
以下是對我們的主要活動的描述，我們從中獲得收入。當客户獲得對承諾的商品或服務的控制權時，收入就被確認，其金額反映了我們期望從這些商品或服務中獲得的對價。
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石油、天然氣和天然氣
當交付發生並將控制權移交給客户時，我們確認出售我們的石油、天然氣和NGL生產的收入。我們的石油和天然氣合同是短期的，通常不到一年，我們的NGL合同既有短期的，也有長期的。我們認為，一旦商品控制權轉移，我們的履約義務即告履行。我們的商品銷售合同是以市場價格或平均指數價格為索引的。一旦我們能夠充分估計對價(即，當市場價格已知或估計時)，我們將按預期收到的金額確認收入。我們與客户的合同通常要求在以下時間內付款30開具發票後的天數。
服務收入
我們在將服務交付給客户時確認油井維修和報廢業務的服務收入。當我們的客户在其網站上提供這些服務時，即可使用這些服務。當獲得所有適當的客户批准時，收入被確認為每天都完成了績效義務。我們沒有任何長期服務合同；我們也沒有預期在未來任何一年確認的與剩餘履約義務有關的收入，也沒有與未交付履約義務有關的可變對價合同。我們與客户的合同一般要求在以下時間內付款60開具發票後的天數。
售電
我們熱電聯產設施的電力輸出在我們的運營中沒有使用，根據市場定價出售給加州市場，其中包括容量支付。我們熱電聯產設施出售的部分根據市場定價，根據合同出售給加州公用事業公司。當我們與客户的合同條款下的義務得到履行時，收入就會隨着時間的推移而確認；通常，這發生在電力交付時。收入是指我們基於平均指數定價預期收到的對價金額，並在交付後一個月到期支付。容量支付是基於每千瓦時固定的年度金額，月費率根據季節性而變化，這與我們賺取容量支付的方式是一致的。運力付款按月結算。我們認為我們的履約義務將在電力交付時履行，或者在容量付款的情況下向客户提供合同金額的能源。我們在合併經營報表中將電力收入報告為電力銷售。
營銷收入
營銷收入主要包括我們與運輸和營銷第三方卷相關的活動。這些銷售是根據與上文討論的天然氣銷售相同的買家達成的協議進行的。我們認為，一旦商品控制權轉移，我們的履約義務即告履行。收入不包括在將這些卷的控制權移交給客户之前發生的成本，或者當我們擔任委託人時購買這些卷的成本。與第三方銷售和購買有關的收入和費用在合併經營報表中分別作為營銷收入和營銷費用列報。2022年1月，我們出售了科羅拉多州的Piceance業務，其中包括第三方營銷活動。從歷史上看，這些活動幾乎佔了我們所有的營銷收入。
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合併財務報表附註(續)
分類收入
下表列出了截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
| 石油銷售 | $ | 643,027 | | | $ | 806,631 | | | $ | 587,613 | |
| 天然氣銷售 | 22,293 | | | 29,515 | | | 32,679 | |
| 天然氣液體銷售 | 3,790 | | | 6,303 | | | 5,183 | |
服務收入(1) | 178,554 | | | 181,400 | | | 35,840 | |
| 售電 | 15,277 | | | 30,833 | | | 35,636 | |
營銷收入 | — | | | 289 | | | 3,921 | |
| 其他收入 | 513 | | | 479 | | | 477 | |
| 與客户簽訂合同的收入 | 863,454 | | | 1,055,450 | | | 701,349 | |
石油和天然氣銷售衍生產品的收益(虧損) | 40,006 | | | (137,109) | | | (156,399) | |
| 總收入和其他 | $ | 903,460 | | | $ | 918,341 | | | $ | 544,950 | |
__________（1） 油井維修及廢棄分部偶爾為我們的勘探及生產分部提供服務。在公司間消除之前，服務收入約為美元1861000萬美元和300萬美元184 公司間淘汰後， 共$71000萬美元和300萬美元3 100萬美元，淨服務收入為美元1791000萬美元和300萬美元181 截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，分別為百萬美元。
注13-細分市場信息
我們的業務是在二業務部門：(I)勘探和維修以及(Ii)良好的服務和報廢。勘探和勘探部門從事位於加利福尼亞州和猶他州的陸上低地質風險、長期石油和天然氣儲量的勘探和生產。截至2023年9月15日，E&P還包括從麥克弗森能源公司收購的資產、負債和運營業績。油井維修和廢棄部分由CJWS運營，為加州的石油和天然氣生產公司提供油井現場服務，重點是油井維修、油井廢棄服務和水上物流。
油井維修和報廢部門偶爾會為我們的E&P部門提供服務，因此，我們記錄了公司間減少了#美元。71000萬美元和300萬美元3截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度合併期間收入和支出分別為1.2億美元。
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合併財務報表附註(續)
下表列出了有關本公司業務部門的獨立列報期間的精選財務信息，以及在合併基礎上得出本公司財務信息所需的合併和抵銷分錄。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | |
| E&P | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 | | | | |
| (單位：千) | | | | |
收入(1) | $ | 684,900 | | | $ | 185,767 | | | $ | (7,213) | | | $ | 863,454 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税前淨收益(虧損) | $ | 163,819 | | | $ | 13,462 | | | $ | (121,856) | | | $ | 55,425 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 資本支出 | $ | 64,844 | | | $ | 5,805 | | | $ | 2,478 | | | $ | 73,127 | | | | | |
| 總資產 | $ | 1,652,979 | | | $ | 68,670 | | | $ | (127,491) | | | $ | 1,594,158 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 |
| (單位：千) |
收入(1) | $ | 874,190 | | | $ | 184,448 | | | $ | (3,188) | | | $ | 1,055,450 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 所得税前淨收益(虧損) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (110,193) | | | $ | 207,732 | |
| | | | | | | |
| 資本支出 | $ | 141,930 | | | $ | 8,455 | | | $ | 2,536 | | | $ | 152,921 | |
| 總資產 | $ | 1,563,251 | | | $ | 83,461 | | | $ | (15,682) | | | $ | 1,631,030 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井維修和廢棄 | | 公司/淘汰 | | 合併後的公司 |
| (單位：千) |
收入(1) | $ | 665,509 | | | $ | 35,840 | | | $ | — | | | $ | 701,349 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 所得税前淨收益(虧損) | $ | 82,826 | | | $ | 1 | | | $ | (96,956) | | | $ | (14,129) | |
| | | | | | | |
| 資本支出 | $ | 129,479 | | | $ | 1,029 | | | $ | 2,211 | | | $ | 132,719 | |
| 總資產 | $ | 1,450,157 | | | $ | 81,093 | | | $ | (74,771) | | | $ | 1,456,479 | |
__________
(1)表示這些收入不包括對衝和解。
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附註14-租契
我們根據ASC 842對租賃進行會計處理，租契，使用修改後的追溯方法，要求我們確定截至採用日期的租賃餘額。
本公司在合同開始時確定一項安排是否為租賃。如果一項安排是一項租賃，相關租賃付款的現值被記錄為負債，同等金額在公司的資產負債表上作為使用權資產資本化。使用權資產代表本公司在租賃期內使用標的資產的權利，而租賃負債代表本公司支付租賃所產生的租賃款項的義務。我們一般對寫字樓有長期運營租約。本公司於租賃開始日以本公司平均擔保借款利率釐定的估計遞增借款利率，用於計算現值。
初始租期為12個月或以下的租約不計入資產負債表，本公司按租賃期內的直線原則確認該等租約的租賃費用。
租賃費用的構成如下：
| | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2023 | | 2022 | |
| (單位：千) | |
| 租賃費 | | | | |
| 經營租賃成本 | $ | 2,526 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| 租賃淨成本合計 | $ | 2,526 | | | $ | 1,992 | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
下表顯示了截至2023年12月31日和2022年12月31日與租賃相關的綜合資產負債表信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， | | |
| 2023 | | 2022 | | 資產負債表分類 |
| (單位：千) | | |
| 租契 | | | | | |
| 資產 | | | | | |
| | | | | |
| 經營性租賃資產 | $ | 7,549 | | | $ | 6,325 | | | 其他非流動資產 |
| | | | | |
| 總資產 | $ | 7,549 | | | $ | 6,325 | | | |
| | | | | |
| 負債 | | | | | |
| 經營租賃負債 | $ | 2,944 | | | $ | 1,666 | | | 應付賬款和應計費用 |
| 經營租賃非流動負債 | 5,126 | | | 5,213 | | | 其他非流動負債 |
| | | | | |
| 總負債 | $ | 8,070 | | | $ | 6,879 | | | |
| | | | | |
目錄表
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BERRY CORPORATION（BRY）
合併財務報表附註(續)
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 長期和貼現率 | | | | |
| 加權平均剩餘租期： | | | | |
| | | | |
| 經營租賃 | | 3.3年份 | | 4.3年份 |
| 加權平均貼現率： | | | | |
| | | | |
| 經營租賃 | | 7 | % | | 5 | % |
下表呈列截至2023年12月31日根據所有經營租賃協議所需的未來最低租賃付款時間表。
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | |
| | (單位：千) |
| 2024 | | $ | 3,369 | | | $ | 1,963 | | | |
| 2025 | | 2,138 | | | 1,650 | | | |
| 2026 | | 1,864 | | | 1,542 | | | |
| 2027 | | 1,241 | | | 1,549 | | | |
| 2028 | | 313 | | | 935 | | | |
此後 | | 54 | | | — | | | |
| 租賃付款總額 | | 8,979 | | | 7,639 | | | |
減去：推定利息 | | (909) | | | (760) | | | |
| 租賃債務總額 | | 8,070 | | | 6,879 | | | |
減去：流動債務 | | (2,944) | | | (1,666) | | | |
| 長期租賃義務 | | $ | 5,126 | | | $ | 5,213 | | | |
有關租賃之補充綜合現金流量表資料如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | (單位：千) |
| 為計入租賃負債的金額支付的現金 | | | | |
| | | | |
| 來自經營租賃的經營現金流 | | $ | 2,565 | | | $ | 2,128 | |
| | | | |
| | | | |
| 以經營租賃負債換取的淨收益資產 | | $ | 3,295 | | | $ | 7,956 | |
| | | | |
目錄表
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補充石油和天然氣數據
(未經審計)
以下內容應與我們的綜合財務報表及綜合財務報表附註一併閲讀。
石油和天然氣財產收購、勘探和開發活動產生的費用
石油和天然氣財產購置、勘探和開發所發生的費用，無論是資本化的還是計入費用的，列示如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
物業購置成本： | | | | | |
證明瞭(1) | $ | 106,427 | | | $ | 28,144 | | | $ | 1,256 | |
未經證實 | — | | | — | | | — | |
勘探成本 | — | | | — | | | — | |
開發成本(2) | 72,946 | | 148,465 | | 153,821 |
已發生的總成本 | $ | 179,373 | | | $ | 176,609 | | | $ | 155,077 | |
__________
（1） 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的經證實的物業收購成本包括與公司石油和天然氣物業的估計未來資產報廢責任相關的非現金增加，分別為980萬美元、220萬美元和40萬美元。
（二） 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的開發成本包括與公司石油和天然氣資產的估計未來資產報廢責任相關的非現金增加，分別為40萬美元、2230萬美元和3250萬美元。
石油和天然氣資本化成本
與石油、天然氣及天然氣生產活動、配套設備及設施以及天然氣廠及管道有關的資本化總成本（連同適用的累計折舊、損耗及攤銷）呈列如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (單位：千) |
| 已證明的性質 | $ | 1,781,790 | | | $ | 1,545,056 | |
| 未證明的性質 | 247,888 | | | 248,073 | |
| 完全已證明性質和未證明性質 | 2,029,678 | | | 1,793,129 | |
減去：累計折舊、損耗和攤銷 | (642,996) | | | (500,578) | |
| 淨資本化成本 | $ | 1,386,682 | | | $ | 1,292,551 | |
目錄表
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石油和天然氣補充數據（續）
(未經審計)
石油和天然氣生產活動的結果
石油、天然氣及天然氣生產活動之經營業績（不包括公司間接費用、利息成本及重組項目淨額）呈列如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
生產淨收入： | | | | | |
石油、天然氣和NGL銷售 | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | | | $ | 625,475 | |
售電 | 15,277 | | | 30,833 | | | 35,636 | |
其他與生產有關的收入 | — | | | 601 | | | 4,245 | |
生產淨收入共計(1) | 684,387 | | | 873,883 | | | 665,356 | |
生產經營成本： | | | | | |
租賃運營費用 | 316,726 | | | 302,321 | | | 236,048 | |
發電費用 | 7,079 | | | 21,839 | | | 23,148 | |
交通費 | 4,486 | | | 4,564 | | | 6,897 | |
與生產有關的一般和行政費用 | 1,002 | | | 962 | | | 1,338 | |
所得税以外的税項 | 57,608 | | | 39,145 | | | 46,278 | |
其他生產相關費用 | — | | | 299 | | | 3,811 | |
生產業務費用共計 | 386,901 | | | 369,130 | | | 317,520 | |
其他費用： | | | | | |
折舊、損耗和攤銷 | 143,694 | | | 141,022 | | | 137,991 | |
| | | | | |
其他運營費用 | 783 | | | 734 | | | 2,353 | |
其他成本合計 | 144,477 | | | 141,756 | | | 140,344 | |
税前收入 | 153,009 | | | 362,997 | | | 207,492 | |
所得税費用 | 42,783 | | | 74,295 | | | 57,117 | |
行動的結果 | $ | 110,226 | | | $ | 288,702 | | | $ | 150,375 | |
__________
（1） 不包括截至2023年12月31日止年度就衍生工具結算收取的現金600萬美元，並不包括截至2022年及2021年12月31日止年度就衍生工具結算支付的現金8800萬美元及9200萬美元。
所得税乃猶如上文呈列之業績代表獨立報税實體，經扣除成本及扣除與石油及天然氣活動有關之税項抵免及免税額（反映於本期間綜合所得税）後，對收入應用現行聯邦及州法定税率計算。有關所得税的更多信息，見附註8，所得税。
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然氣補充數據（續）
(未經審計)
已探明的石油、天然氣和天然氣儲量
該公司已探明的石油、天然氣和NGL儲量以及相關的貼現未來所得税前淨現金流量是基於獨立工程公司DeGolyer和MacNaughton編制的估計。根據SEC的規定，2023年、2022年和2021年12月31日的探明儲量是使用12個月期間的平均價格進行估計的，該平均價格是每個月第一天價格的未加權平均值，不包括基於未來條件的升級。本公司在已探明石油、天然氣和NGL儲量的估計數量中淨權益的變動分析如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然氣
MMCF | | 總計
mboe |
| 總探明儲量： | | | | | | | |
| 年初 | 98,577 | | | 2,020 | | | 59,158 | | | 110,456 | |
| 擴展和發現 | 5,449 | | | — | | | — | | | 5,449 | |
| 對先前估計數的修訂 | (6,398) | | | (1,030) | | | (29,371) | | | (12,323) | |
| 就地購買礦物 | 8,661 | | | — | | | — | | | 8,661 | |
| 銷售到位的礦物 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生產 | (8,574) | | | (155) | | | (3,231) | | | (9,267) | |
| 年終 | 97,715 | | | 835 | | | 26,556 | | | 102,976 | |
| 已探明的已開發儲量： | | | | | | | |
| 年初 | 53,632 | | | 1,413 | | | 44,601 | | | 62,478 | |
| 年終 | 52,446 | | | 635 | | | 21,114 | | | 56,600 | |
| 已探明的未開發儲量： | | | | | | | |
| 年初 | 44,945 | | | 607 | | | 14,557 | | | 47,978 | |
| 年終 | 45,269 | | | 200 | | | 5,442 | | | 46,376 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然氣
MMCF | | 總計
mboe |
總探明儲量： | | | | | | | |
年初 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
| 擴展和發現 | 22,787 | | | 546 | | | 13,102 | | | 25,517 | |
| 對先前估計數的修訂 | (6,474) | | | 359 | | | 1,481 | | | (5,868) | |
| 就地購買礦物 | 5,300 | | | — | | | 10,706 | | | 7,084 | |
| 礦產品銷售到位 | (61) | | | — | | | (24,861) | | | (4,205) | |
| 生產 | (8,776) | | | (144) | | | (3,724) | | | (9,541) | |
年終 | 98,577 | | | 2,020 | | | 59,158 | | | 110,456 | |
已探明的已開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
年終 | 53,632 | | | 1,413 | | | 44,601 | | | 62,478 | |
已探明的未開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
年終 | 44,945 | | | 607 | | | 14,557 | | | 47,978 | |
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然氣補充數據（續）
(未經審計)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 油
MBBLS | | NGL
MBBLS | | 天然氣
MMCF | | 總計
mboe |
總探明儲量： | | | | | | | |
年初 | 89,935 | | | 742 | | | 25,599 | | | 94,943 | |
| 擴展和發現 | 2,937 | | | 60 | | | 2,593 | | | 3,429 | |
| 對先前估計數的修訂 | 1,734 | | | 598 | | | 40,574 | | | 9,094 | |
| 就地購買礦物 | 48 | | | — | | | — | | | 48 | |
| 礦產品銷售到位 | (24) | | | — | | | — | | | (24) | |
| 生產 | (8,829) | | | (141) | | | (6,312) | | | (10,022) | |
年終 | 85,801 | | | 1,259 | | | 62,454 | | | 97,469 | |
已探明的已開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 51,249 | | | 742 | | | 25,599 | | | 56,257 | |
年終 | 53,452 | | | 1,209 | | | 60,351 | | | 64,720 | |
已探明的未開發儲量： | | | | | | | |
年初 | 38,686 | | | — | | | — | | | 38,686 | |
年終 | 32,349 | | | 50 | | | 2,103 | | | 32,749 | |
以上表格包括以6 mcf/1桶的比率顯示的以boe表示的天然氣儲量估計量的變化。
截至2023年12月31日止年度，已探明儲量減少約7毫米波至約103毫米波。截至2023年12月31日的一年中，對先前估計的總體修訂為負12 mm boe，其中包括加利福尼亞州的1 mm boe和猶他州的11 mm boe。負面的總體修訂包括加利福尼亞州的1個Mmboe，原因是開發計劃的時間發生變化，被基於側軌和已確定的修井的積極修訂所抵消，猶他州的8個Mmboe，部分原因是開發計劃的時間變化，猶他州的3個Mmboe，原因是淨負面價格修訂。2023年，我們通過麥克弗森收購和2023年12月在克恩縣的一次小規模收購，獲得了9個已探明儲量Mmboe。由於我們基於鑽探活動的探明面積增加，我們在加州物業的擴建項目(主要是Hill Belbridge油田)的已探明儲量增加了5個Mmboe。
截至2022年12月31日的年度，已探明儲量增加約13毫米波至約110毫米波。截至2022年12月31日的一年包括對先前估計的6次全面負修正。在2022年前，我們在加利福尼亞州經歷了7次MMPOE的負面修訂，這部分被猶他州1次MMPOE的積極修訂所抵消。負面的其他修訂主要是由於我們在北中途-日落油田的熱硅藻土開發計劃發生了變化。由於大宗商品價格上漲，價格驅動的正面修正為兩次。延伸和發現使已探明儲量增加了26Mboe。2022年1月，我們剝離了Piceance盆地的資產，並在科羅拉多州移走了大約4個已探明儲量。2022年2月，我們收購了Antelope Creek，並在猶他州增加了7個已探明儲量。
截至2021年12月31日止年度，已探明儲量增加約2毫米波至約97毫米波。截至2021年12月31日的年度包括9次對先前估計的積極整體修正。由於大宗商品價格的上漲，價格驅動的正面修正為18 mm boe。在2021年底，我們在加利福尼亞州經歷了10 mm boe的負技術修訂，這部分被落基山脈1 mm boe的正技術修訂所抵消。負面的技術修訂主要是由於我們Hill Tulare物業的開發計劃發生了戰略性變化，轉向了更專注於加密鑽井的方法
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然氣補充數據（續）
(未經審計)
而不是擴大我們已探明的開發區域，以及對我們的熱硅藻土開發計劃進行調整。擴建和發現使已探明儲量增加了三個Mmboe。
未來淨現金流量貼現的標準化計量
現將有關已探明儲量的未來現金流量折現標準計量的資料摘要如下。未來現金流入是通過將與公司已探明儲量有關的適用價格應用於這些儲量的年終數量來計算的。未來生產、開發、場地恢復和廢棄成本是根據假設現有經濟狀況持續存在的當前成本計算得出的。有關所得税的其他信息，請參閲附註8，所得税。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位為千，不包括價格) |
未來現金流入 | $ | 7,674,494 | | | $ | 9,501,374 | | | $ | 5,879,599 | |
未來生產成本 | (3,439,939) | | | (3,909,452) | | | (2,589,043) | |
未來開發成本(1) | (964,768) | | | (1,068,890) | | | (808,295) | |
未來所得税費用(2) | (620,822) | | | (1,000,268) | | | (484,358) | |
未來淨現金流 | 2,648,965 | | | 3,522,764 | | | 1,997,903 | |
估計現金流量的時間，每年有10%的折扣 | (966,331) | | | (1,448,999) | | | (764,632) | |
未來淨現金流量貼現的標準化計量 | $ | 1,682,634 | | | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | |
代表性價格：(3) | | | | | |
布倫特原油(Bbl) | $ | 82.84 | | | $ | 100.25 | | | $ | 69.47 | |
Henry Hub天然氣公司(MMBTU) | $ | 2.63 | | | $ | 6.40 | | | $ | 3.64 | |
| | | | | |
__________
(1)未來開發成本包括場地修復成本和廢棄成本。
(2)未來所得税支出以現行法定税率為基礎，根據石油和天然氣財產的計税基礎以及適用的税收抵免、扣除和免税額進行調整。
(3)根據美國證券交易委員會規定，儲備是根據12個月期間的平均價格估計的，該價格被確定為每個月的月初價格的非加權平均，不包括基於未來情況的升級。用於估計儲量的平均價格在儲量的有效期內保持不變。
目錄表
財務報表和補充數據索引
BERRY CORPORATION（BRY）
石油和天然氣補充數據（續）
(未經審計)
下表彙總了未來現金流量貼現的標準化計量的變化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
標準化措施--年初 | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | | | $ | 516,179 | |
與未來生產有關的銷售和轉讓價格以及生產成本的淨變化 | (693,656) | | | 830,294 | | | 1,140,342 | |
未來開發費用估計數的變化 | 90,300 | | | 42,747 | | | 8,215 | |
期間生產的石油、天然氣和天然氣的銷售和轉讓 | (289,925) | | | (496,069) | | | (336,031) | |
擴展、發現和改進恢復帶來的淨變化 | 110,521 | | | 476,114 | | | 56,504 | |
就地購買礦物 | 207,575 | | | 139,637 | | | 830 | |
礦產品銷售到位 | — | | | (14,684) | | | (5) | |
數量估計數訂正引起的淨變動 | (294,382) | | | (182,173) | | | 217,921 | |
以前估計的這一期間發生的開發費用 | 11,765 | | | 30,358 | | | 48,488 | |
折扣的增加 | 262,380 | | | 151,334 | | | 52,015 | |
生產率和其他方面的變化 | 20,537 | | | 132,917 | | | (195,093) | |
所得税淨變動 | 183,754 | | | (269,981) | | | (276,094) | |
淨（減）增 | (391,131) | | | 840,494 | | | 717,092 | |
標準化措施--年終 | $ | 1,682,634 | | | $ | 2,073,765 | | | $ | 1,233,271 | |
折現未來淨現金流量的標準化計量並不代表公司石油和天然氣資產的重置成本或公允價值。所提供的數據不應被視為代表現有探明儲量的預期現金流或現值，因為計算是基於大量估計和假設。隨着時間的推移，需要對生產和相關支出進行預測，需要進一步估計管道的可用性、需求率和政府控制。未來的實際價格和成本可能與計算報告數額時使用的當前價格和成本有很大不同。對報告數額的任何分析或評價都應具體認識到所採用的計算方法及其固有的侷限性。
下表彙總了平均銷售價格和生產成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
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加權平均實現銷售價格： | | | | | | | |
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不含套期保值的石油(美元/桶) | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | | | $ | 66.57 | | | |
天然氣(美元/mcf) | $ | 6.94 | | | $ | 7.96 | | | $ | 5.27 | | | |
NGL($/bbl) | $ | 24.47 | | | $ | 43.85 | | | $ | 36.64 | | | |
| | | | | | | |
生產成本(每桶)： | | | | | | | |
| 租賃運營費用 | $ | 34.21 | | | $ | 31.72 | | | $ | 23.60 | | | |
項目9.會計和財務披露方面的變更和與會計師的分歧
沒有。
第9A項。控制和程序
信息披露控制和程序的評估
根據交易所法案第13a-15和15d-15規則，我們的首席執行官和副總裁總裁、首席財務官和首席會計官監督並參與了我們對截至2023年12月31日的披露控制和程序(如交易所法案第13a-15(E)和15d-15(E)規則所定義)的評估。我們的披露控制和程序旨在提供合理的保證，確保我們根據交易所法案提交的報告中要求披露的信息已經積累並傳達給我們的管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官，以便及時做出關於需要披露的決定，並在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內記錄、處理、彙總和報告。基於這一評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，截至2023年12月31日，我們的披露控制和程序在合理的保證水平下是有效的。
註冊會計師事務所財務報告內部控制管理年度報告及認證報告
我們的管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官，負責根據《交易所法案》第13a-15(F)條的規定，建立和維護對財務報告的充分內部控制。我們對財務報告的內部控制旨在為財務報告的可靠性以及根據公認會計原則編制外部綜合財務報表提供合理保證。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間的有效性進行任何評估的預測都有這樣的風險，即由於條件的變化，控制可能變得不充分，或者對政策或程序的遵守程度可能惡化。
我們的管理層使用特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013)》中的標準，評估了截至2023年12月31日公司財務報告內部控制的有效性。根據這項評估，我們的管理層得出結論，我們對財務報告的內部控制自2023年12月31日起有效。麥克弗森能源公司被排除在公司財務報告評估的內部控制範圍之外。
我們截至2023年12月31日的財務報告內部控制的有效性已由獨立註冊會計師事務所畢馬威會計師事務所審計，該會計師事務所也審計了我們的財務報表。他們的證明報告載於第二部分--第8項。本年度報告的“財務報表及補充數據”。
公司財務報告內部控制的變化
公司管理層負責建立和保持對財務報告的充分內部控制，如《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)條所定義。在截至2023年12月31日的季度內，公司對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理地可能對公司財務報告內部控制產生重大影響的變化。
項目9B。其他信息
交易計劃
在截至2023年12月31日的三個月內，董事或公司高管通過或已終止“規則10b5-1交易安排”或“非規則10b5-1交易安排”，每個術語在S-K條例第408(A)項中定義。
第三部分
項目10.董事、高級管理人員和公司治理
本第10項所要求的信息是參考我們為2024年股東年會提交的最終委託書而納入的，該委託書將於2023年12月31日之前根據第14A條提交給美國證券交易委員會。
本公司董事局已通過適用於所有高級職員、董事及僱員的《商業操守及道德守則》(以下簡稱《操守準則》)，該守則可於本公司網站(WWW.Bry.com/可持續性/治理)。吾等擬於修訂或豁免行為守則條文後四個營業日內，於本公司網站上上述指定地址張貼該等資料，以符合表格8-K第5.05項有關修訂或豁免本公司行為守則條文的披露要求。
項目11.高管薪酬
本第11項所要求的信息通過參考我們為2024年股東年會提交的最終委託書而併入本文，該委託書將於2023年12月31日之前根據第14A條向美國證券交易委員會提交。
項目12.某些受益所有人和管理層的擔保所有權
本第12項所要求的信息通過參考我們為2024年股東年會提交的最終委託書而併入本文，該委託書將於2023年12月31日之前根據第14A條向美國證券交易委員會提交。
根據股權補償計劃獲授權發行的證券
2018年6月27日，我們的董事會批准了2017年的綜合計劃。計劃的説明見合併財務報表附註8.財務報表及補充數據附註6，股東權益。2022年3月1日，我們的董事會批准了2022年綜合計劃，隨後於2022年5月25日由股東批准。2022年綜合計劃授權增發230萬股普通股，使2017年綜合計劃和2022年綜合計劃之間的總股本達到1230萬股。截至2023年12月31日，已發行或保留的股票約為970萬股。
下表彙總了截至2023年12月31日與我們的股權補償計劃相關的信息，根據這些計劃，我們的股權證券被授權發行：
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| 計劃類別 | | 行使未償還期權和權利時將發行的證券數量(#)(1) | | 未到期期權和權利的加權平均行權價(美元)(2) | | 根據股權補償計劃可供未來發行的剩餘證券數量（#）(3) | | |
未經證券持有人批准的股權補償計劃(4) | | 1,936,044 | | 不適用 | | — | | |
證券持有人批准的股權補償計劃(5) | | 2,950,000 | | 不適用 | | 2,631,250 | | |
| 總計 | | 4,886,044 | | 不適用 | | 2,631,250 | | |
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(1)本欄反映截至2023年12月31日，在按最高派息水平計算尚未償還的限制性股票單位(“RSU”)獎勵及以業績為基礎的限制性股票單位(“PSU”)獎勵後，本公司普通股的股份數目。由於在解決PSU未清償賠償時將發行的股票數量受業績條件的限制，實際發行的股票數量可能大大少於本專欄反映的數量。根據2022年綜合計劃，沒有授予任何期權或認股權證.
(2)*根據2022年綜合計劃，沒有授予任何期權或認股權證，(A)欄反映的RSU和PSU獎勵沒有反映在本欄中，因為它們沒有行使價。
(3)*本欄反映截至2023年12月31日根據2022年綜合計劃剩餘可供發行的普通股總數，計算了截至2023年12月31日歸屬未償還的RSU和PSU獎勵時將發行的證券數量，並將PSU計算在最高支付水平。在最高派息時保留的股份，不在最高派息時授予，可用於未來的授予。
(4) 關於我們的首次公開募股，我們的董事會批准了2017年綜合計劃，從2018年6月27日起生效。2017年綜合計劃允許我們向為公司提供服務的公司及其附屬公司的員工、顧問和董事授予基於股權的薪酬獎勵(包括股票期權、股票增值權、限制性股票、限制性股票單位、股票獎勵、股息等價物和其他類型的獎勵)至多1,000,000股普通股(其數量包括根據先前計劃發行的普通股數量)，以及為公司提供服務的員工、顧問和董事。雖然自2022年綜合計劃採用以來，2017綜合計劃下仍有未完成的獎勵，根據2017年綜合計劃，沒有頒發任何獎項，未來也可能頒發任何獎項。
(5)於2022年3月1日，我們的董事會批准了2022年綜合計劃，隨後於2022年5月25日由股東批准。2022年綜合計劃授權發行2,950,000股普通股，其中包括根據2022年綜合計劃新保留的2,300,000股普通股和根據2017年綜合計劃剩餘的650,000股普通股。
第十三項特定關係和關聯交易與董事獨立性
第13項所要求的信息是參考我們為2024年股東年會提交的最終委託書而納入的，該委託書將於2023年12月31日之前根據第14A條向美國證券交易委員會提交。
項目14.主要會計費用和服務
我們的獨立註冊會計師事務所是畢馬威會計師事務所, 德克薩斯州達拉斯，審計師事務所ID：185.
本第14項所要求的信息是通過參考我們為2024年股東年會提交的最終委託書而併入本文的，該委託書將於2023年12月31日之前根據第14A條向美國證券交易委員會提交。
第IV部
項目15.展品
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展品編號 | | 描述 |
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| 2.1 | | 修訂了林恩收購公司和貝瑞石油公司的第11章聯合重組計劃，日期為2017年1月25日(通過引用公司註冊説明書S-1表格(文件編號333-226011)附件2.1併入) |
| 3.1 | | 第二次修訂和重新修訂的貝瑞石油公司註冊證書(通過參考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.1合併而成) |
| 3.2 | | Berry Corporation(Bry)第四次修訂和重新制定的章程(通過參考2023年1月25日提交的表格8-K的附件3.1而併入) |
| 3.3 | | 貝瑞石油公司A系列可轉換優先股指定證書(引用公司S-1表格註冊説明書附件3.4(文件編號333-226011)) |
| 3.4 | | 指定證書修訂證書(參考2018年7月30日提交的表格8-K的附件3.1併入) |
| 4.1 | | 貝瑞石油公司普通股證書表格(參照S-1表格(文件編號333-226011)公司註冊説明書附件4.1併入) |
| 4.2 | | 貝瑞石油公司A系列可轉換優先股證書格式(引用公司S-1號註冊説明書附件4.2(文件編號333-226011)) |
| 4.3 | | 債券，日期為2018年2月8日，發行人為貝瑞石油有限責任公司，其他擔保人為貝瑞石油公司，受託人為全國富國銀行協會(通過參考公司註冊説明書S-1表格附件4.3(文件編號333-226011)合併) |
4.4* | | 第一份補充契約，日期為2024年1月4日，發行人為Berry Petroleum Company，LLC，其附屬擔保人為Berry Corporation(Bry)，受託人為ComputerShare Trust Company，N.A.(作為Wells Fargo Bank，National Association的繼承人) |
4.5* | | 第二份補充契約，日期為2024年2月8日，發行人為Berry Petroleum Company，LLC，受託人為Berry Corporation(Bry)(f/k/a Berry Petroleum Corporation)、Macpherson Green Power Company，LLC和ComputerShare Trust Company，N.A.(作為Wells Fargo Bank的繼承者，National Association) |
| 4.6 | | 根據《1834年交易法》第12條註冊的註冊人證券説明(參考2020年2月27日提交的公司年度報告10-K表的附件4.4) |
| 10.1 | | 修訂和重新簽署的2018年6月28日貝瑞石油公司及其持有人之間的註冊權協議(通過引用公司S-1表格註冊説明書附件10.4(檔案號333-226011)併入) |
10.2† | | Berry Petroleum Company，LLC和Arthur“Trem”Smith之間的執行主席協議，2023年1月1日生效(合併內容參考2022年11月30日提交的Form 8-K表10.1) |
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展品編號 | | 描述 |
10.3† | | Berry Petroleum Company，LLC和Cary D.Baetz之間的第二次修訂和重新簽署的高管僱傭協議，2020年3月1日生效(通過引用2020年3月30日提交的Form 8-K表10.1併入) |
10.4† | | Berry Petroleum Company，LLC和Danielle Hunter之間的高管僱傭協議第二次修訂和重新簽署，2023年1月1日生效。(參考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.3併入) |
10.5† | | 由Berry Petroleum Company，LLC和Fernando Araujo修訂和重新簽署的僱傭協議，2023年1月1日生效。(參考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.2併入) |
10.6† | | 貝瑞石油有限責任公司與Mike·赫爾姆之間的修訂和重新簽署的僱傭協議，2023年1月1日生效。(參考2022年11月30日提交的表格8-K的附件10.4併入) |
10.7† | | 修訂和重訂Berry Petroleum Corporation 2017年綜合激勵計劃，日期為2018年3月7日(參考公司S-1表格註冊説明書附件10.8(檔案號333-226011)) |
10.8† | | 貝瑞石油公司為執行副總裁以外的員工提供的限制性股票獎勵協議格式(通過引用公司S-1表格註冊聲明的附件10.9(文件編號333-226011)併入) |
10.9† | | 貝瑞石油公司執行副總裁限制性股票獎勵協議格式(引用S-1表格註冊説明書附件10.10(文件第333-226011號)) |
10.10† | | 貝瑞石油公司董事限制性股票單位獎勵協議(通過引用公司S-1表格註冊説明書附件10.11(文件第333-226011號)併入) |
10.11† | | 柏瑞石油公司為執行副總裁以外的員工提供的基於績效的限制性股票單位獎勵協議格式(通過引用S-1表格註冊説明書附件10.12併入(文件編號333-226011)) |
10.12† | | 柏瑞石油公司執行副總裁基於業績的限制性股票獎勵協議格式(引用S-1表格註冊説明書附件10.13(文件編號333-226011)) |
10.13† | | 第二次修訂和重新修訂貝瑞石油公司2017年綜合激勵計劃，日期為2018年6月27日(引用S-8註冊説明書附件4.3(文件第333-226582號)) |
10.14† | | 2017年6月15日Berry Petroleum Corporation 2017年綜合激勵計劃(參考公司S-1表格註冊説明書附件10.15(文件第333-226011號)) |
10.15† | | Berry Petroleum Corporation為高管以外的員工提供的限制性股票單位獎勵協議表格(通過引用2019年3月8日提交的公司10-K表格年度報告的附件10.19併入) |
10.16† | | Berry Petroleum Corporation針對高管的限制性股票單位獎勵協議格式(通過參考公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告的附件10.20併入) |
10.17† | | Berry Petroleum Corporation的限制性股票單位董事獎勵協議格式(通過引用附件10.21併入公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告) |
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展品編號 | | 描述 |
10.18† | | Berry Petroleum Corporation為高管以外的員工提供的基於業績的限制性股票單位獎勵協議(通過引用公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告的附件10.22而併入) |
10.19† | | Berry Petroleum Corporation針對高管的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的格式(通過引用公司2019年3月8日提交的Form 10-K年度報告的附件10.23併入) |
10.20† | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃，日期為2022年3月1日(通過參考2022年5月4日提交的公司10-Q季度報告的附件10.1併入) |
10.21† | | Berry Corporation(Bry)2022年綜合激勵計劃-基於業績的限制性股票單位獎勵協議與總股東回報業績標準的形式(通過引用公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.2併入) |
10.22† | | Berry Corporation(Bry)2022年綜合激勵計劃-符合CROIC績效標準的基於業績的限制性股票獎勵協議的形式(通過引用公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.3併入) |
10.23† | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-與C&J Well Services ROCI績效標準簽訂的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的形式(高管聘用協議)(通過引用2022年5月4日提交的公司10-Q季度報告的附件10.4納入) |
10.24† | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-與C&J Well Services ROCI績效標準簽訂的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的形式(通過引用本公司2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.5併入) |
10.25† | | Berry Corporation(Bry)2022年綜合激勵計劃-高管限制性股票獎勵協議表格(通過參考公司2023年2月27日提交的Form 10-K年度報告附件10.26併入) |
10.26† | | Berry Corporation(Bry)2022年綜合激勵計劃-以絕對股東總回報業績標準為基礎的基於業績的限制性股票單位獎勵協議的形式(通過參考公司2023年2月27日提交的Form 10-K年度報告的附件10.27併入) |
10.27†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-高管限制性股票單位獎勵協議表格(2024) |
10.28†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃--針對無僱傭協議的高管的限制性股票單位獎勵協議表格(2024) |
10.29†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-基於業績的限制性股票獎勵協議的形式，以及高管的絕對股東總回報業績標準(2024) |
10.30†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-基於業績的限制性股票單位獎勵協議形式，以及針對未簽訂僱傭協議的高管的絕對股東總回報業績標準(2024) |
10.31†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-基於業績的限制性股票單位獎勵協議形式，以及高管的相對總股東回報業績標準(2024) |
10.32†* | | Berry Corporation(Bry)2022綜合激勵計劃-基於業績的限制性股票單位獎勵協議形式，以及針對無僱傭協議的高管的相對總股東回報業績標準(2024) |
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展品編號 | | 描述 |
| 10.33 | | 賠償協議表(參照公司S-1註冊表附件10.16(文件編號333-226011)) |
| 10.34 | | 信貸協議，日期為2021年8月26日，由作為借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作為行政代理和開證行的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.以及每一家貸款人之間簽訂的信貸協議(通過參考2021年8月27日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
| 10.35 | | 信貸協議第一修正案，日期為2021年12月8日，由作為借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作為行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及簽署該協議的每個貸款人(通過參考2021年12月10日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
| 10.36 | | 信貸協議第二修正案和有限同意和豁免，日期為2022年5月2日，由作為借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作為行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.以及每個貸款人簽署(通過引用2022年5月4日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.6合併) |
| 10.37 | | 截至2022年5月27日的信貸協議第三修正案，由作為借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作為行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及簽署該協議的每個貸款人(通過參考2022年6月1日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
| 10.38 | | 由C&J Well Services LLC(借款人)、CJ Berry Well Services Management，LLC(借款人)和Tri Counties Bank(貸款人)簽訂的截至2022年8月9日的循環貸款和擔保協議，以及由C&J Well Services LLC(借款人)和CJ Berry Well Services Management，LLC(借款人)向Tri Counties Bank(貸款人)發行的日期為2022年8月9日的相關本票(合併內容參考公司2023年2月28日提交的10-K表格年度報告附件10.35) |
| 10.39 | | 對循環貸款和擔保協議的修訂，日期為2023年3月14日，由C&J Well Services LLC作為借款人、CJ Berry Well Services Management LLC作為借款人和Tri Counties Bank作為貸款人(通過參考公司2023年5月3日提交的Form 10-Q季度報告的附件10.1合併) |
| 10.40 | | 對截至2023年5月10日的信貸協議的第四次修訂，由作為借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作為行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及簽署該協議的每個貸款人(通過參考2023年5月12日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
| 10.41 | | 對截至2023年11月3日的信貸協議的第五次修訂，由作為借款人的Berry Petroleum Company，LLC，作為行政代理的Berry Corporation(Bry)，JPMorgan Chase Bank，N.A.，以及簽署該協議的每個貸款人(通過參考2023年11月9日提交的表格8-K的附件10.1合併而成) |
10.42* | | 截至2024年2月23日的信貸協議第六修正案，由作為借款人的Berry Petroleum Company LLC、作為行政代理的Berry Corporation(Bry)、作為行政代理的JPMorgan Chase Bank，以及簽署該協議的每個貸款人之間簽署 |
10.43* | | 對循環貸款和擔保協議的第二次修訂以及對其他貸款文件的修訂，日期為2023年11月15日，由C&J Well Services LLC作為借款人、CJ Berry Well Services Management LLC作為借款人和Tri Counties Bank作為貸款人 |
| 21.1* | | 貝瑞公司(Bry)子公司名單 |
| 23.1* | | 畢馬威有限責任公司同意 |
| 23.2* | | DeGolyer和MacNaughton的同意書 |
| 31.1* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302條對首席執行官的認證 |
| | | | | | | | |
展品編號 | | 描述 |
| 31.2* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302條對首席財務官的認證 |
| 32.1* | | 根據2002年《薩班斯—奧克斯利法案》第906條對首席執行官和首席財務官的認證 |
97.1* | | Berry Corporation（bry）退款政策 |
99.1* | | 截至2023年12月31日DeGolyer和MacNaughton的報告 |
101.INS* | | 內聯XBRL實例文檔(該實例文檔不會出現在交互數據文件中，因為其XBRL標記嵌入在內聯XBRL文檔中) |
101.Sch* | | 內聯XBRL分類擴展架構文檔 |
101.卡爾* | | 內聯XBRL分類擴展計算鏈接庫文檔 |
101.定義* | | 內聯XBRL分類擴展定義Linkbase文檔 |
101.實驗所* | | 內聯XBRL分類擴展標籤Linkbase數據文檔 |
101.前期* | | 內聯XBRL分類擴展演示文稿Linkbase文檔 |
| 104 | | 封面交互數據文件(格式為內聯XBRL，包含在附件101中) |
__________
(*)隨函提交的文件。
(**)隨函提供。
(†)是指管理合同或補償計劃或安排。
項目16.表格10-K摘要
沒有。
常用術語詞彙
以下是本報告中可能使用的某些術語的縮寫和定義，這些術語在石油和天然氣行業中經常使用：
“調整後的EBITDA是一種非GAAP財務衡量標準，定義為扣除利息支出、所得税、折舊、損耗和攤銷前的收益、扣除預定衍生產品結算所收到或支付的現金後的衍生產品收益或損失、減值、股票補償支出以及不常見和不常見的項目。
“調整後自由現金流它的定義是運營現金流減去定期固定股息和維護資本。2024年1月，我們將調整後自由現金流量的定義更新為來自運營的現金流量，減去定期固定股息和資本支出。以前期間調整後的自由現金流量沒有針對更新的定義進行追溯調整。
“調整後的總務和行政費用是一種非GAAP財務衡量標準，其定義為扣除非現金股票補償支出以及非常和不常見成本調整後的一般和行政費用。
“調整後淨收益(虧損)是一種非GAAP財務衡量標準，定義為扣除為預定的衍生品結算而收到或支付的現金、不尋常和不常見項目以及使用我們的有效税率進行這些調整的所得税支出或收益後，經衍生品收益或虧損調整的淨收益(虧損)。
“阿羅斯”指資產報廢義務。
“海盆“指沉積巖堆積較厚的大片區域。
“Bbl“指一個儲油桶，或42美國加侖液體體積，用於指油或其他液態碳氫化合物。
“Bcf“指十億立方英尺，是天然氣體積的計量單位。
“博萊姆“對美國土地管理局來説。
“英國央行指桶油當量，使用一桶石油、凝析油或天然氣液體與六立方英尺天然氣的比率來確定。
“BoE/d“是指每天的boe。
“布倫特原油“是指北海英國布倫特油田生產的每桶輕質低硫原油以美元支付的參考價格。
“b圖為“指一英制熱量單位--一種將一磅水在海平面上升高1華氏度所需能量的測量單位。
“CalGEM是加州地質能源管理部的縮寫。
“總量管制和交易是由2006年全球變暖解決方案法案在加利福尼亞州建立的全州範圍的計劃，該法案概述了從2013年温室氣體排放開始並目前延長至2030年的可強制執行的遵守義務。
“CEQA“是加州環境質量法案的縮寫，除其他外，該法案要求某些政府機構對該機構正在發放許可證的項目進行環境審查。
“CJWS指的是C&J油井服務有限責任公司和CJ貝瑞油井服務管理公司，這兩個實體構成了我們在加利福尼亞州的上游油井維修和廢棄業務部門。
“清潔水規則“指的是美國環保署和美國陸軍工程兵團在2015年8月發佈的規定，該規定擴大了聯邦對濕地和其他類型水域的管轄權範圍。
“完成“指為生產石油或天然氣而安裝永久性設備。
“凝析油“指在原始儲集層温度和壓力下存在於氣相中的碳氫化合物混合物，但當生產時，在表面壓力和温度下是在液態中。
“CPUC是加州公用事業委員會的縮寫。
“副署長及助理署長“指折舊、耗盡和攤銷。
“開發井“指在以前發現的油田中鑽至已知產油層的井，通常抵消同一或鄰近石油和天然氣租約上的產油井。
“硅藻土“指主要由硅質硅藻貝殼組成的沉積巖。
“差動“指石油或天然氣的價格從既定的現貨市場價格調整，以反映石油或天然氣的質量和/或位置的差異。
“向下間距“意味着在已知的生產井之間鑽更多的井，以更好地開發油氣藏。
“HSE“是健康、安全和環境的縮寫。
“環境保護局是美國環境保護局的縮寫。
“易辦事“是每股收益的縮寫。
“勘探活動“指石油和天然氣作業的初始階段，包括開發前景或業務和鑽探探井。
“FASB“是財務會計準則委員會的縮寫。
“字段“指由一個或多個水庫組成的區域，這些水庫都集中在同一地質構造特徵或地層條件上，或與之有關。
“形成“指具有不同於附近巖石的明顯特徵的一層巖石。
“壓裂指的是在巖石內部機械地引起與變質巖石中的葉理或解理無關的裂縫或表面破裂，以便通過將孔隙連接在一起來增強巖石的滲透性。
“公認會計原則“是美國公認會計原則的縮寫。
“燃氣“或”天然氣"是指地下儲層中天然存在的輕質烴和相關非烴物質，在大氣條件下基本上是氣體，但可能含有液體。
“温室氣體“或”温室氣體"是温室氣體的縮寫。
“總英畝“或”格羅斯·韋爾斯"指我們擁有工作權益的總英畝或水井（視情況而定）。
“由生產部門持有"是指礦產租約所涵蓋的面積，該租約使公司擁有經營該財產的權利，只要該財產生產的石油或天然氣達到最低支付量。
“亨利·哈勃"是路易斯安那州埃拉斯天然氣管道系統的一個分銷樞紐。
“水平鑽井"是指橫向鑽孔的井眼。
“水力壓裂“指的是通過在高壓下迫使流體和支撐劑(通常是砂)的混合物進入地層來刺激生產的過程。這會在儲集巖中產生人工裂縫，從而增加滲透率。
“加密鑽井“是指在比現有井距小的情況下再鑽一口或多口井，以便更充分地排幹油層。
“注水井“指注入水、氣體或蒸汽的井，其主要目標通常是維持儲層壓力和/或提高碳氫化合物採收率。
“IOR這意味着提高了石油採收率。
“首次公開募股(IPO)” 是首次公開募股的縮寫。
“LCFS是低碳燃料標準的縮寫。
“租契“是指在石油或天然氣資產中的全部或部分權益，授權租約所有人鑽探、生產和銷售石油和天然氣，以換取任何或所有租金、獎金和特許權使用費。租約通常是從私人土地所有者那裏獲得的(收費租賃)，以及從聯邦和州政府手中獲得的土地面積。
“mbBLL“指一千桶石油、凝析油或天然氣凝析油。
“mb提單/日“表示每天MBbl。
"mboe"是指一千桶石油當量。
"姆博埃/d"是指每天mboe。
“mcf"是指一千立方英尺，是天然氣的體積單位。
“mmbBLL"指一百萬桶石油、凝析油或天然氣液化石油。
"mmboe"是指一百萬桶石油當量。
“mmb圖為"意思是一百萬英熱單位。
“mmbtu/d"是指每天mmbtu。
“嗯，cf"是指一百萬立方英尺，是天然氣的體積單位。
“嗯，cf/d"指每日最低生產總值。
“兆瓦意思是兆瓦。
“mwhs“意思是兆瓦時。
“納斯達克”指納斯達克全球精選市場。
“《國家環境政策法》"是《國家環境政策法》的縮寫，該法要求仔細評估石油和天然氣生產活動對聯邦土地的環境影響。
“淨英畝“或”淨水井"是指在總英畝或水井（視屬何情況而定）中擁有的零碎工作權益的總和，以整數和分數表示。
“淨營收利息"是指所有的工作權益，減去所有特許權使用費、壓倒性特許權使用費、非參與特許權使用費、淨利潤利息或石油和天然氣生產的類似負擔，或以石油和天然氣生產衡量。
“NGA"是《天然氣法》的縮寫。
“NGL“或”NGL"是指天然氣液體，即天然氣中含有的烴類液體。
“NRI"是淨收入利息的縮寫。
“紐約商品交易所指紐約商品交易所。
“油"指原油或凝析油。
“歐佩克"是石油輸出國組織的縮寫。
“運算符"是指對勘探、開發和生產油井或天然氣井或租賃的工作利益所有人負責的個人或公司。
“場外交易” 意味着非處方藥
“pals"是項目批准書的簡稱。
“PCAOB"是上市公司會計監督委員會的縮寫。
“PDNP是已探明的開發非生產的縮寫。
“PDP“是探明開發生產的縮寫。
“滲透性“意味着巖石傳輸液體的能力，或對巖石能力的測量。
“玩“是指區域分佈的石油和天然氣聚集區。資源區的特點是連續的、空中廣泛的油氣聚集。
“PPA“是購電協議的縮寫。
“生產成本“指操作和維護油井及相關設備和設施的成本，包括支持設備和設施的折舊和適用的運營成本，以及這些油井和相關設備和設施的運營和維護的其他成本。關於生產成本的完整定義，請參考美國證券交易委員會的條例S-X，規則4-10(A)(20)。
“高產井“指正在生產石油、天然氣或天然氣的油井或能夠生產的油井。
“支撐劑“指的是在水力壓裂處理後，與壓裂液混合以保持裂縫打開的大小顆粒。
“展望“是指根據支持地質、地球物理或其他數據，以及使用合理預期的價格和成本進行的初步經濟分析，被認為具有發現商業碳氫化合物潛力的特定地理區域。
“已探明已開發儲量“是指在現有設備和作業方法下，可通過現有油井回收的儲量。
“已探明已開發生產儲量“是指利用現有設備和作業方法通過現有油井開採的儲量。
“已探明儲量“是指石油、天然氣和天然氣液體的估計數量，通過對地球科學和工程數據的分析，可以合理確定地估計，從某一特定日期起，從已知的儲油層開始，在現有的經濟條件、經營方法和政府條例下，在提供經營權的合同到期之前，石油、天然氣和天然氣液體的估計數量是經濟可行的，除非有證據表明，無論採用確定性方法還是概率方法進行估計，續期都是合理確定的。開採碳氫化合物的項目必須已經開始，或者操作員必須合理地確定它將在合理的時間內開始該項目。
“已探明的未開發鑽探地點“指可在符合間距規則的情況下鑽探開發井以回收已探明未開發儲量的地點。
“已探明未開發儲量“或”布丁“指已探明儲量，預計可從未鑽探面積上的新油井或需要較大支出才能重新完井的現有油井中回收。未鑽探面積的儲量僅限於直接抵消在鑽探時合理確定產量的開發間隔區，除非存在使用可靠技術的證據，證明在更遠的距離上經濟生產是合理的。只有在通過了一項開發計劃，表明計劃在五年內進行鑽探的情況下，未鑽探的地點才可被歸類為已探明的未開發儲量，除非具體情況證明有理由延長時間。已探明未開發儲量的估計不應歸因於考慮應用注液或其他改進開採技術的任何面積，除非該等技術已被同一油藏或類似油藏的實際項目證明有效，或通過使用可靠技術建立合理確定性的其他證據證明有效。
“PSU“指以業績為基礎的限制性股票單位
“PV-10是一種非公認會計準則財務指標，代表已探明石油和天然氣儲量的估計未來現金流入的現值，減去未來開發和生產成本，以10%的年利率貼現，以反映未來現金流的時間安排，並使用美國證券交易委員會規定的當期定價假設。雖然這一計量不包括所得税的影響，但它確實提供了公司在與其他公司比較的基礎上以及在不同時期的相對價值的指示性表示。
“QF“指符合條件的設施。
“已實現價格“意味着現貨市場價格減去所有預期的質量、運輸和需求調整。
“合理的確定性“意味着高度的自信。有關合理確定性的完整定義，請參閲美國證券交易委員會S-X規則第4-10(A)(24)條。
“重新完成“指在先前已完井的地層以外的地層中完成現有井筒的生產。
“相對TSR“是指股東的相對總回報。
“儲量“是指在某一特定日期，通過對已知礦藏實施開發項目，預計可在經濟上生產的石油、天然氣和相關物質的估計剩餘量。此外，必須存在或必須合理預期將會存在生產的合法權利或生產中的收入利益、向市場輸送石油和天然氣或相關物質的已安裝手段以及實施項目所需的所有許可和融資。不應將儲量分配給被主要的、可能封閉的斷層隔開的鄰近油氣藏，直到這些油氣藏被滲透並被評估為經濟上可以生產為止。不應將儲量分配到與非生產油藏的已知油藏明顯隔開的地區(即，沒有油藏、油藏結構較低或測試結果為陰性)。這些地區可能含有潛在的資源(即從未發現的堆積物中潛在地可開採的資源)。
“水庫“指一種多孔、可滲透的地下地層，含有可採天然氣和/或石油的自然積聚，受到不透水巖石或水屏障的限制，是獨立的，與其他儲集層分開。
“資源“是指估計存在於自然堆積中的石油和天然氣的數量。可以估計資源的一部分是可回收的，而另一部分可以被認為是不可回收的。資源既包括已發現的，也包括未發現的。
“版税“指支付給礦業權所有人的份額，以石油和天然氣生產和銷售的毛收入的百分比表示，不受與受影響油井的鑽探、完成和運營有關的費用的影響。
“專利權使用費權益“是指在石油和天然氣財產中的權益，使所有者有權分享石油和天然氣生產，而不產生勘探、開發和生產運營的成本。
“RSU“是限制性股票單位的縮寫。
“美國證券交易委員會定價“是指根據美國證券交易委員會現行指導方針和會計規則確定的石油和天然氣價格參數計算的價格，該規則基於截至給定日期止的12個月中每個月的石油和天然氣價格的未加權算術平均。
“地震數據指通過向地球發射能量波並記錄波反射以指示地下巖層的類型、大小、形狀和深度的勘探方法產生的數據。二維地震提供二維信息，三維地震提供三維視圖。
“軟性“是有擔保隔夜融資利率的縮寫。
“間距“是指同一油層的油井之間的距離。間距通常以英畝為單位，例如40英畝，通常由監管機構確定。
“汽水氾濫“是指循環或連續注汽。
“標準化測量“指通過將年終價格應用於已探明儲量的估計未來產量而估計的貼現未來現金流量淨額。未來現金流入減去根據期末成本估計的未來生產和開發成本，以確定税前現金流入。未來所得税，如果適用的話，
是通過對石油和天然氣資產税前現金流入超過我們税基的超額適用法定税率來計算的。未來所得税後的現金淨流入使用10%的年貼現率進行貼現。
“刺激指的是在巖石內部機械地引起與變質巖石中的葉理或解理無關的裂縫或表面破裂，以便通過將孔隙連接在一起來增強巖石的滲透性。
“脱衣定價指使用美國證券交易委員會當前指導方針和會計規則確定的石油和天然氣價格參數計算的價格，但不包括基於某一給定日期有效的洲際交易所(布倫特)石油和紐約商品交易所Henry Hub天然氣合約平均價格以反映截至該日期的市場預期的定價。
“超級基金“是CERCLA的一個常見術語。
“UIC是地下注水控制程序的縮寫。
“非常規資源玩法“是指使用傳統垂直井開採以外的方法的資源遊戲。非常規資源被困在低滲透率的儲層中，這意味着石油或天然氣很少或根本沒有能力通過巖石流入井筒。舉例非常規石油資源包括油頁巖、油砂、超稠油、氣制油和煤制油。
“未開發面積“指未鑽探或完成油井的租賃英畝，不論這些面積是否含有已探明儲量，均可生產商業數量的石油和天然氣。
“單位“是指將一個儲油層或油田的所有或基本上所有權益合併起來，而不是單一的區域，以便在不考慮單獨的財產權益的情況下進行開發和運營。此外，統一協議所涵蓋的區域。
“未探明儲量“指的是被認為比已探明儲量更不確定的儲量。未探明儲量可進一步細分，以表示可採礦性的不確定性逐漸增加，幷包括可能儲量和可能儲量。
“井筒指在已完成的油井上為生產自然資源而配備的鑽頭所鑽的孔。也稱為井或井眼。
“工作利益“指石油和天然氣租賃權中的權益，持有者有權自費在租賃財產上進行鑽探和生產作業，並在扣除土地所有人的特許權使用費、任何最重要的特許權使用費、生產成本、税收和其他成本後，獲得可歸因於該權益的淨收入。
“修井“是指對生產井進行維護，以恢復或增加產量。
“WST是油井刺激治療的縮寫。
“WTI“是指西德克薩斯中級。
簽名
根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節的要求，註冊人已正式授權下列簽署人代表其簽署本報告。
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| | 貝瑞公司（BRY） |
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| 日期： | 2024年3月7日 | /s/Fernando Araujo |
| | 費爾南多·阿勞霍 |
| | 首席執行官 |
根據1934年《證券交易法》的要求，本報告已由以下人員以登記人的身份在指定日期簽署。
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| 日期 | 簽名 | 標題 |
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| 2024年3月7日 | /s/Fernando Araujo | 董事首席執行官兼首席執行官 |
| 費爾南多·阿勞霍 | (首席行政主任) |
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| 2024年3月7日 | /s/Michael S.掌舵 | 副總裁、首席財務官和
首席會計官 |
| Michael S.掌舵 | (首席財務官和
首席會計官) |
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| 2024年3月7日 | /s/Renée Hornbaker | 椅子 |
| 勒妮·霍恩貝克 | |
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| 2024年3月7日 | /s/A.T.史密斯 | 董事 |
| A.T. "Trem"Smith | |
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| 2024年3月7日 | /s/Anne L.馬盧奇 | 董事 |
| 安妮·L·馬裏烏奇 | |
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| 2024年3月7日 | /s/Donald L.保羅 | 董事 |
| Donald L.保羅 | |
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| 2024年3月7日 | /s/Rajath Shourie | 董事 |
| Rajath Shourie | |
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| 2024年3月7日 | 詹姆斯·M. Trimble | 董事 |
| James M. Trimble | |
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