业绩总结 - 2019年加州日产量为25,500桶油当量，较上季度增长11%[17] - 2019年公司调整后EBITDA为3.02亿美元，较2018年的2.58亿美元增长[76] - 2019年加利福尼亚州的营业收入为2.3亿美元，较2018年的1.86亿美元增长22.6%[78] - 2019年每日石油生产量为22.6 Mboe/d，相较于2018年的19.7 Mboe/d增长14.7%[78] - 2019年公司总回报率约为20%[63] 用户数据 - 2019年末的已探明储量为138百万桶油当量，PV-10价值为17亿美元[7] - 2019年公司在加州的储量替换率为299%[25] - 2019年公司总证明储量与生产比率为13.04年，2020年预计为14.83年[26] - 截至2019年12月31日，公司的已探明储量为1.7亿桶油当量（Mboe）[78] 未来展望 - 2020年预计生产中约90%为原油[12] - 2020年预计平均日生产量为29.5至32.5千桶油当量（MBoe/d），其中石油占比约90%[71] - 2020年计划新钻井数量为195至225口[71] - 公司计划将净债务与EBITDA的比率维持在1.0至2.0倍或更低[13] 新产品和新技术研发 - 2019年公司共钻探了114口井，按季度分布为Q1: 96口，Q2: 82口，Q3: 10口，Q4: 29口[83] - 2019年公司在加利福尼亚州的UIC许可证和钻探许可证均已获得，且在扩展区域的进展符合预期[82] 财务状况 - 公司每季度固定分红为0.12美元，年分红为0.48美元，目标为行业内顶级分红[8] - 2019年公司回购约440万股股票，净回购比例为5%[8] - 2019年公司资本支出为2.11亿美元，较2018年的1.48亿美元增加[76] - 2019年公司每桶油当量的运营费用为19.00至21.00美元[71] - 2019年公司每桶油当量的全额未对冲实现价格为54.35美元[49] - 2019年公司债务与证明储量比为2.89美元/桶油当量[68] - 2019年调整后的自由现金流为6,039美元/桶油当量（$/boe）[80] 负面信息 - 2019年第一季度的Kern交付天然气平均价格为2.78美元/mmbtu，较2018年第一季度的4.15美元/mmbtu下降33.2%[81] - 2019年第一季度的运营费用受到异常价格波动的影响[81] - 2019年加利福尼亚州的立法进展中，SB 37法案关于企业税增加的提案处于参议院规则阶段，预计对公司有中等影响[84]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA增长34%至8390万美元，主要因加州布伦特原油资产产量增加，尽管布伦特油价环比下降9% [29] - 第三季度每桶油当量未对冲运营成本为18.13美元，较第二季度的18.94美元降低4%；包含燃料采购对冲贡献后，第三季度每桶油当量运营成本为18.90美元，较第二季度的20.38美元降低7% [27] - 第三季度一般及行政费用降至每桶油当量6.04美元，较第二季度下降7%；调整后一般及行政费用为每桶油当量5.13美元，高于第二季度的4.92美元 [35] - 第三季度除所得税外的其他税费较第二季度减少200万美元，全年将处于指导区间低端 [39] - 第三季度资本支出为6300万美元，预计第四季度资本支出将大幅下降，全年资本支出略低于指导区间中点，预计第四季度总资本支出在3500万 - 4000万美元 [23][40] - 第三季度调整后EBITDA超过资本支出2000多万美元，本季度产生正的杠杆自由现金流；年初至今已花费3600万美元进行股票回购；9月底，4亿美元循环信贷安排下可用额度为3.81亿美元，预计年底循环信贷无借款 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司第三季度总产量为29600桶油当量/天，较上一季度增长8%；9月平均产量为31700桶油当量/天，较6月的27400桶油当量/天增长16% [19] - 第三季度产量组合中，石油占87%，天然气占12%，天然气液占1%；加州产量占总产量的78%；9月产量中，石油占88% [21] - 加州第三季度产量较第二季度增长10%，较2018年第三季度至2019年第三季度增长18%；本季度月度产量退出率为25400桶油当量/天，较第二季度退出率增长25% [21] - 第三季度共钻探82口井，其中加州31口热砂岩井（30口生产井、1口注入井）、50口热硅藻土井，以及落基山脉1口井；本季度在贝尔里奇油田对25口井进行水力压裂，完成该地区年度压裂计划 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度布伦特油价环比下降9% [29] - 第三季度天然气平均未对冲采购价格为每百万英热单位2.67美元，高于上一季度的2.03美元 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于通过增长和资本回报为股东创造价值，预计今年公司整体产量实现约12%的两位数增长，提供有吸引力的股息收益率，并已回购4%的股票 [7] - 2020年，公司预计通过产量增长和向股东返还资本，实现15%左右的股东总回报 [13] - 公司业务模式与市场上大多数其他勘探与生产公司不同，加州部分产量会在一段时间内逐步提升，达到峰值表现有时需在初始生产后4 - 6个月 [11] - 公司将提前一个季度提供资本支出预测，第四季度预计投资3500万 - 4000万美元 [12] - 公司积极参与加州监管流程，采取各种外联策略和计划，以应对潜在的监管和立法活动，目前该方法有效降低了这些行动对业务的影响 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度公司生产按计划进行，预计增长将持续到第四季度，全年产量将符合指导预期 [6][9] - 公司认为投资界重视强劲的自由现金流、健康的资本回报策略和保守的杠杆状况，而公司在这些方面表现出色 [15] - 公司目前正在编制2020年预算，预计支出将下降，但会实现同比强劲增长 [44] 其他重要信息 - 公司网站bry.com有11月投资者报告链接，也包含非GAAP财务指标与GAAP指标的对账信息，稍后还将发布本次电话会议的重播链接和文字记录，并提交10 - Q报告 [5] - 今年早些时候，加州实施新法规，要求加速废弃旧闲置油井，公司已提交处理计划，正与加州石油和天然气部合作以获得最终批准；年初至今已花费2000万美元用于封堵和废弃油井，其中第三季度花费800万美元 [26] - 公司聘请第三方咨询公司进行认知研究，结果显示投资界重视强劲的自由现金流、健康的资本回报策略和保守的杠杆状况 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第四季度预计有大量自由现金流，公司如何考虑部署这些资金，是否会加大股票回购力度或提高股息？ - 公司表示会综合考虑特殊股息、增加股息、债券回购和资产增长等多种方式，具体将基于回报和为投资者创造最大价值来决定；股票回购仍是可选方案之一 [46][48] 问题2: 如何看待加州监管环境，特别是新的DOGGR负责人对水力压裂和拟议的退距规定的态度？ - 新的DOGGR负责人尚未正式上任，对雪佛龙的罚款与该公司活动相关；水力压裂许可审批工作将继续进行，公司积极参与西部州石油协会活动，与监管部门保持沟通；目前公司没有未决的水力压裂许可申请，对公司今年和2020年部分时间无影响；其他钻探许可按正常流程推进 [50][52] 问题3: 本季度犹他州油价改善的原因是什么？ - 这反映了当地当前市场情况，公司本季度在落基山脉钻探了一口井，会关注市场条件，在有利时把握机会 [54] 问题4: 目前哪条类型曲线最具吸引力？ - 目前应关注热硅藻土和砂岩类型曲线，本季度公司大部分资本投入到这两个领域，本季度钻探的82口井中，约30口为砂岩井，50口为热硅藻土井 [57][58] 问题5: 规模对于公司是否重要，公司在加州和落基山脉资产的规模是否合适？ - 规模对公司很重要，公司团队和执行能力到位，会持续寻求提升或扩大规模；公司会进行小规模的增值收购，专注于圣华金河西岸、中途日落油田以及犹他州等擅长领域；收购需符合公司财务政策，应为增值交易 [62][63][64] 问题6: 从长期来看，公司如何考虑未来的增长率和自由现金流收益率？ - 公司以总回报为出发点，根据每年情况决定是注重增长还是返还更多资本；目标是在艰难市场中实现10%以上的总回报，包括增长和以股息、股票回购、特殊股息或债券回购等形式返还资本；公司业务模式独特，专注加州市场，有能力根据市场周期灵活调整 [69][70][72] 问题7: 10 - 12月的产量预计是维持9月水平还是会有所提高？ - 公司预计产量符合年度指导预期，可根据前九个月产量和指导区间中点推算第四季度平均产量 [74]

资本支出情况 - 2019年第三和前九个月资本支出分别约为6300万美元和1.69亿美元，其中约93%和91%用于加州石油业务[94] - 2019年预期资本支出预算约为1.95 - 2.25亿美元，中点较2018年增长约42%[95] 产量相关情况 - 2019年预计石油产量占总产量的86% - 88%，2018年为82%[95] - 2019年前九个月钻了292口井，其中第三季度82口，预计全年钻360 - 380口开发井[95] - 2019年平均日产量指导为2.8 - 3.1万桶油当量，石油占比约86%[101] - 2019年第三季度平均日产量较第二季度增长8%，加州产量增长10%[116] - 2019年前三季度平均日产量较2018年同期增长6%，加州产量增长14%[123] - 2019年9月30日，加州平均日产量23.0 MBoe/d，较2019年6月30日的20.8 MBoe/d增长10%，较2018年9月30日的19.5 MBoe/d增长18%[115][116][118] - 2019年9月30日，落基山脉地区平均日产量6.6 MBoe/d，与2019年6月30日持平，较2018年9月30日的7.1 MBoe/d有所下降[115] - 2018年11月30日，公司出售东德克萨斯盆地非核心产气资产，此后该地区无产量数据[114][115][120][121] 价格相关情况 - 2019年第三季度布伦特原油合约价格在每桶56.23 - 69.02美元之间[102] - 2019年第三季度加州燃料气购买价格最低每百万英热单位1.74美元，最高4.09美元，平均2.67美元[102] 费用指导情况 - 2019年运营费用指导为每桶油当量18 - 19.5美元[101] - 2019年非所得税指导为每桶油当量4.25 - 4.75美元[101] - 2019年调整后一般及行政费用指导为每桶油当量4.25 - 4.75美元[101] 各业务线销售额及收入变化情况 - 2019年9月30日止三个月，石油、天然气和NGL销售额约1.41亿美元，较上一季度增加400万美元，增幅3%[127][128] - 2019年9月30日止三个月，电力销售额约700万美元，较上一季度增加200万美元，增幅39%[127][129] - 2019年9月30日止三个月，石油衍生品收益4550.9万美元，较上一季度增加1823.3万美元，增幅67%[127] - 2019年9月30日止三个月，营销及其他收入45.3万美元，较上一季度减少6.5万美元，降幅13%[127] - 2019年9月30日止三个月，总营收及其他收入1.94672亿美元，较上一季度增加2460.6万美元，增幅14%[127] - 2019年第三季度电力销售较2018年同期减少约700万美元，降幅48%，降至约700万美元[154] - 2019年第三季度石油衍生品收益为4600万美元，2018年同期亏损1900万美元[155] - 2019年第三季度总营收及其他约1.94672亿美元，较2018年第三季度增加约5172.5万美元，增幅36%[152] - 2019年前三季度总收入和其他收入为4.41276亿美元，较2018年同期增加1.35065亿美元，增幅44%[180] - 2019年前9个月油气和NGL销售额为4.09亿美元，与2018年同期相当[181] - 2019年前9个月电力销售约为2300万美元，较2018年同期减少约300万美元，降幅12% [182] - 2019年前9个月石油衍生品收益为800万美元，2018年同期损失约1.32亿美元[183] 各业务线费用变化情况 - 2019年第三季度租赁经营费用约5100万美元，较第二季度增加约300万美元，增幅6%[134][138] - 2019年第三季度电力生产费用约400万美元，较第二季度增加约100万美元，增幅20%[134][140] - 2019年第三季度天然气衍生品损失300万美元，较第二季度的900万美元减少644.1万美元，降幅68%[134][141] - 2019年第三季度一般及行政费用约1600万美元，较第二季度增加约30万美元，增幅2%[134][143] - 2019年第三季度折旧、损耗和摊销约2800万美元，较第二季度增加约400万美元，增幅17%[134][145] - 2019年第三季度除所得税外的其他税项约924.9万美元，较第二季度减少约209.9万美元，降幅18%[134][147] - 2019年第三季度总费用和其他支出为1.13008亿美元，较2018年同期增加1047.8万美元，增幅10%[158] - 2019年第三季度租赁运营费用降至约5100万美元，较2018年同期减少约70万美元，降幅1%[163] - 2019年第三季度电力生产费用降至400万美元，较2018年同期减少200万美元[165] - 2019年第三季度天然气衍生品损失为300万美元，2018年同期无相关业务[166] - 2019年第三季度一般及行政费用增至约1600万美元，较2018年同期增加约300万美元，增幅22%[169] - 2019年前9个月总费用和其他支出为3.4475亿美元，较2018年同期增加6051.9万美元，增幅21% [186] - 2019年前9个月租赁运营费用约为1.57亿美元，较2018年同期增加约1900万美元，增幅14% [189] - 2019年前9个月电力生产费用约为1500万美元，较2018年同期增加约100万美元，增幅6% [191] - 2019年前9个月天然气衍生品损失为1000万美元，2018年同期收益为200万美元[192] - 2019年前9个月运输费用约为600万美元，较2018年同期减少约200万美元[193] - 2019年前9个月除所得税外的其他税费为2868.3万美元，较2018年同期增加339.5万美元，增幅13% [199] 利润相关情况 - 2019年第三季度净收入约5264.9万美元，较第二季度增加约2067.7万美元，增幅65%[134] - 2019年第三季度所得税前收入为7282万美元，较2018年同期增加2815.2万美元，增幅63%[158] - 2019年第三季度净收入为5264.9万美元，较2018年同期增加1566.4万美元，增幅42%[158] - 2019年前9个月净利润为5052.3万美元，较2018年同期增加3518.9万美元，增幅229% [186] 调整后指标情况 - 2019年9月30日调整后EBITDA为83,931千美元，2019年6月30日为62,756千美元，2018年9月30日为81,736千美元[214] - 2019年9月30日杠杆自由现金流为2,126千美元，2019年6月30日为 - 12,560千美元，2018年9月30日为24,185千美元[216] - 2019年9月30日调整后净收入为32,760千美元，2019年6月30日为20,046千美元，2018年9月30日为40,529千美元[217] - 2019年9月30日调整后一般及行政费用为13,940千美元，2019年6月30日为12,277千美元，2018年9月30日为10,706千美元[220] - 2019年9月30日调整后一般及行政费用每千桶油当量为5.13美元，2019年6月30日为4.92美元，2018年9月30日为4.25美元[220] 定义相关情况 - 调整后EBITDA定义为息税前、所得税前、折旧、损耗和摊销前等多项调整后的收益[205] - 杠杆自由现金流定义为调整后EBITDA减去资本支出、利息费用和股息[205] 流动性和资本情况 - 公司主要的流动性和资本来源预计为杠杆自由现金流及必要时RBL信贷安排下的借款[221] - 公司预计在当前大宗商品价格下运营将持续产生正的杠杆自由现金流[221] - 公司认为其流动性和资本资源足以支持未来12个月的业务和运营[221] 股票回购及股息情况 - 2018年12月董事会批准最高1亿美元普通股回购计划，初始授权最高5000万美元[222] - 2019年前9个月回购320.0162万股，均价每股11.02美元，花费3500万美元，截至9月30日共回购364.8823万股，花费3900万美元[223] - 2019年董事会批准每股0.12美元季度现金股息，截至10月31日已支付约4700万美元股息[224] 信贷协议情况 - 截至2019年9月30日，循环信贷协议（RBL）借款基数为4亿美元，可用借款额度为3.81亿美元[225] 现金流量情况 - 2019年前9个月经营活动提供现金1.55793亿美元，投资活动使用现金1.67664亿美元，融资活动使用现金5680.9万美元，现金净减少6868万美元[232] - 2019年前9个月经营活动现金较2018年同期增加约1.48亿美元，投资活动现金使用较2018年同期增加8500万美元[233][234] - 2019年前9个月融资活动使用现金约5700万美元，主要用于购买库存股3600万美元和支付普通股股息约2900万美元[235] 资产负债相关情况 - 截至2019年9月30日，应收账款较2018年12月31日增加600万美元，主要因销售增加[239] - 截至2019年9月30日，衍生工具资产和负债较2018年12月31日减少2500万美元[240] - 截至2019年9月30日，财产、厂房及设备较2018年12月31日增加1.65亿美元，主要因油气资产资本投资增加[242] - 其他非流动资产减少300万美元，主要是由于债务发行成本的摊销[247] - 权益减少900万美元，原因是回购库藏股3500万美元和宣布普通股股息3000万美元，这些减少被5100万美元的净收入和600万美元的股票激励奖励所抵消[249] 租赁协议情况 - 截至2019年9月30日，公司签订协议，从2019年8月起的8年内更换加利福尼亚州贝克斯菲尔德办公室租赁，总计约1100万美元[254] 套期保值头寸情况 - 截至2019年9月30日，公司套期保值头寸的公允价值为约6000万美元净资产[264] - 若2019年9月30日的石油和天然气指数价格上涨10%，套期保值头寸的公允价值将减少约3400万美元，变为约2700万美元净资产[264] - 若2019年9月30日的石油和天然气指数价格下跌10%，套期保值头寸的公允价值将增加约5000万美元，变为约1.1亿美元净资产[264]

业绩总结 - 2019年第三季度的生产量为29,600桶油当量/天，同比增长7.7%[21] - 2019年第三季度的调整后EBITDA为8400万美元，运营收入为4900万美元[85] - 2019年第三季度的全公司未对冲实现价格为每桶51.95美元，现金边际约为7.78美元[57] 用户数据 - 2019年第三季度的加州生产量为21.7千桶油当量/天，文图拉盆地为1.3千桶油当量/天[37] - 2018年加州的1P储量中，87%为原油，12%为天然气，1%为NGL[22] 未来展望 - 2019年预计的有机增长率为12%[9] - 预计2019年将进行约38次完井，计划新钻井包括5%的勘探、观察和服务井[42] - 2019年预计的年产量增长为12%[74] 新产品和新技术研发 - 2019年预计的资本支出范围为300万至500万美元[36] - 2019年第一季度，油气钻探结果显示，砂岩生产井数量为26，砂岩注入井数量为60，热沉积岩生产井数量为49[89] 市场扩张和并购 - 加州的原油市场与美国其他地区隔离，约70%的供应来自水路进口[52] - 加州炼油厂的原油处理能力为每日报价约1,500 MBbl/d，主要依赖于非美国来源[51] 负面信息 - 2019年第三季度的债务与已探明储量比为5.3倍，PV-10为20.27亿美元[77] - 2019年加州立法进展中，SB 246（油气开采税）和AB 345（油气：退避）均为两年法案，尚未对Berry产生影响[90] 其他新策略和有价值的信息 - 目标净债务与EBITDA比率为1.0至2.0倍，保持低杠杆水平[17] - 2019年预计资本支出将通过杠杆自由现金流进行资助[11] - 2019年第一季度，Kern交付的天然气月均价格为2.78美元/mmbtu[86] - 2019年第一季度，BRY燃料气价格的未对冲成本为3.00美元/mmbtu，预计未来气价波动将通过购买燃料合同进行管理[86]

财务数据和关键指标变化 - 二季度未对冲调整后EBITDA约为6600万美元，较一季度增加约1200万美元；对冲后调整后EBITDA为6300万美元，一季度为6900万美元 [42] - 二季度G&A费用增加，主要因3月年度股票授予带来的非现金股票薪酬增加；调整后G&A增加，主要因组织增长和系统增强；预计下半年产量增加后，G&A费用将显著改善 [44] - 二季度除所得税外的税费比一季度增加300万美元，主要因二季度温室气体配额市场价格上涨和一季度 severance税退款的影响，这些税费符合年度指引 [45] - 二季度调整后EBITDA覆盖了5700万美元的资本支出，杠杆自由现金流使用约1300万美元；截至二季度末，过去12个月杠杆自由现金流为正2200万美元，包括1.99亿美元资本支出、3700万美元利息和3700万美元股息支付 [46][47] - 7月底，4亿美元RBL信贷额度下可用额度为3.71亿美元，包括90万美元信用证和2000万美元借款；预计年底前还清循环信贷 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度产量环比增长1%，达到27500桶油当量/天；石油产量与一季度持平，为23600桶/天；二季度销售量为27400桶油当量/天，较一季度下降1%，主要因犹他州库存销售减少 [34][35] - 二季度运营成本（OpEx）从一季度的21.71美元/桶油当量降至20.38美元/桶油当量，主要因燃料气价格下降；本季度未考虑对冲影响的燃料实际成本平均为2.03美元/百万英热单位，上一季度为4.87美元/百万英热单位 [37][38] - 二季度燃料气使用量为75000百万英热单位/天，一季度为71000百万英热单位/天；随着更多热采项目上线，使用率将在年底增加 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 2012 - 2017年，加州汽油、馏分油和喷气燃料需求分别增长6%、8%和27% [19] - 目前加州每天消耗180万桶石油，70%供应来自水运进口，约60%来自外国，每年向其他国家输送约300亿美元 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于长期价值，通过现有资产增加产量，通过固定股息和股票回购向投资者返还资本和收益，并在杠杆自由现金流范围内运营 [21][49] - 积极考虑并购市场机会，但仅在认为能创造价值时进行交易 [14] - 积极与地方和州级利益相关者建立多元化合作关系，帮助加州实现低碳排放目标，同时稳定本州油气产量，减少对外国石油依赖 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年上半年资本计划为下半年产量增长奠定基础，预计下半年产量将大幅增长，且资本支出将减少 [10][12] - 对公司目前的增长态势感到满意，有信心团队能够在下半年执行计划 [23][40] - 认为市场尚未充分认识到公司的价值，相信市场最终会认可公司在勘探与生产领域的独特性和为股东提供的价值 [21][57] 其他重要信息 - 董事会批准了三季度每股0.12美元的股息，延续向股东返还价值的承诺 [9] - 自首次公开募股以来，已宣布4700万美元股息，并以3900万美元回购了4%的流通股 [8] - 今日将提交10 - Q文件，包括常规文件和未完成货架注册部分的重新提交；明天将提交通用货架文件，并将未完成货架注册声明的形式从S - 1改为S - 3，不涉及资本募集，仅为货架注册声明维护 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 能否帮助思考第三和第四季度的产量规划，6.5%的加州产量增长是否可作为整个第三季度的参考，要达到指引中点是否意味着第四季度产量大幅增长 - 增长主要由热采硅藻土产量驱动，上半年的资本投入使公司能够在今年剩余时间每月投产一个包含15 - 20口井的井组；蒸汽注入后1 - 2个月达到峰值产量，可参考5月投资者报告中的类型曲线进行建模；砂岩油井的生产活动在第三季度和第四季度初将保持稳定，这有助于使产量达到指引范围 [59][60][62] 问题2: 考虑到明年市场可能供应过剩、需求疲软以及已为布伦特原油设置的套期保值，如何考虑2020年的资本分配 - 目前还未准备好讨论2020年的情况，公司业务模式独特，会不断评估战略以确保为投资者创造最大价值；2020年可能面临一些挑战，增长可能不如目前，但会保护基础业务，在有价值的地方进行增长，并考虑向股东返还资本；11月的电话会议将提供更多关于2020年的清晰信息 [65][66] 问题3: 是否考虑提高股息或采用特别股息来返还过剩资本，以吸引更多关注 - 公司经常讨论这些问题，负责财务和流动性的人员担心过高的固定费用；正在全面考虑不同模式，以保护基础业务并考虑股东回报；11月会有更清晰的信息，公司始终着眼于长期价值 [69][70][71] 问题4: G&A调整中的重组和其他非经常性成本何时会消失，第二季度的生产税百分比是否可作为未来生产税的参考 - 重组成本基本已消除，非经常性噪音将大幅降低；系统启动等一次性事项仍存在，但总体影响较小；第二季度的 severance税更能代表全年情况，与年度指引的中值接近 [74][75] 问题5: 公司能否在11月前回到市场，更好地说明如何增加股东价值 - 做出该决定需要多方参与，目前无法承诺在11月前给出相关信息；公司在年度计划和指引范围内运营，但市场看法不同；公司会认真考虑该问题，同时确保计划具有可重复性；资产上线时间会影响产量，公司对下半年的生产情况感到满意 [79][80][81]

资本支出情况 - 2019年截至6月30日的三个月和六个月，公司资本支出分别约为5700万美元和1.06亿美元，其中约92%和90%用于加州石油业务[92] - 2019年预计资本支出预算约为1.95 - 2.25亿美元，较2018年增长约42%[93] - 2019年加州、落基山脉和公司层面的资本支出预算分别为1.85 - 2.09亿美元、400 - 900万美元和600 - 700万美元，2018年实际分别为1.26亿美元、1700万美元和500万美元[96] 产量相关情况 - 2019年预计石油产量至少占总产量的86%，2018年为82%[93] - 2019年上半年钻了210口井，预计其中133口井将在下半年投产或实现蒸汽注入的全部效果[93] - 2019年预计在加州全年最多使用4台钻机，钻约370 - 400口开发井[93] - 2019年平均日产量指导为2.8 - 3.1万桶油当量，运营费用为每桶油当量18 - 19.5美元[99] - 2019年6月30日平均日产量为27.4 MBoe/d，2019年3月31日三个月为27.8 MBoe/d，2018年6月30日为26.5 MBoe/d[112] - 2019年6月30日石油产量占比为100%，2019年3月31日三个月为100%，2018年6月30日为100%；尤因塔和落基山脉皮斯安斯盆地2019年6月30日石油产量占比为41%，2019年3月31日三个月为46%，2018年6月30日为30%[109] - 2019年6月30日加州平均日产量为20.8 MBoe/d，2019年3月31日三个月为21.0 MBoe/d，2018年6月30日为18.8 MBoe/d；落基山脉2019年6月30日为6.6 MBoe/d，2019年3月31日三个月为6.8 MBoe/d，2018年6月30日为6.9 MBoe/d[115] - 2019年6月30日三个月加州产量较2018年6月30日三个月增长11%[117] - 2019年上半年加州地区日均产量为20.9MBoe/d，较2018年同期的18.8MBoe/d增长11%[123][124] - 2019年上半年总日均产量为27.6MBoe/d，2018年同期为26.3MBoe/d[120][123] - 2019年上半年石油总产量为4313MBbl，2018年同期为3818MBbl[120] - 2019年上半年天然气总产量为3646MMcf，2018年同期为5032MMcf[120] 价格相关情况 - 2019年第二季度布伦特原油合约价格在每桶59.97 - 74.57美元之间波动[100] - 2019年第二季度加州燃料气采购价格低至每百万英热单位0.99美元，高至2.85美元[100] - 2019年6月30日未套期保值石油实现销售价格为61.69美元/桶，2019年3月31日三个月为56.88美元/桶，2018年6月30日为67.93美元/桶[112] - 2019年6月30日天然气实现销售价格为2.16美元/Mcf，2019年3月31日三个月为3.83美元/Mcf，2018年6月30日为2.12美元/Mcf[112] 财务指标变化情况 - 2019年6月30日石油、天然气和天然气液体销售额为120,917千美元，2019年3月31日三个月为111,896千美元，2018年6月30日为117,288千美元[109] - 2019年6月30日运营收入为47,809千美元，2019年3月31日三个月为37,357千美元，2018年6月30日为60,014千美元[109] - 2019年6月30日折旧、损耗和摊销为20,460千美元，2019年3月31日三个月为21,342千美元，2018年6月30日为18,001千美元[109] - 2019年6月30日每桶油当量平均总成本为20.38美元，2019年3月31日三个月为21.71美元，2018年6月30日为16.89美元[112] - 2019年6月30日止三个月总营收及其他为170066千美元，较3月31日止三个月的76539千美元增长122%[127] - 2019年6月30日止三个月总费用及其他为116886千美元，较3月31日止三个月的114853千美元增长2%[127] - 2019年6月30日止三个月净收入为31972千美元，3月31日止三个月净亏损为34098千美元[127] - 2019年第二季度石油、天然气和NGL销售额约为1.37亿美元，较第一季度增长4%[127][128] - 2019年第二季度电力销售额约为500万美元，较第一季度下降45%[127][129] - 2019年第二季度石油衍生品收益约为2700万美元，第一季度亏损约为6500万美元[127][130] - 2019年第二季度调整后一般及行政费用为1230万美元，即每桶油当量4.92美元，高于第一季度的1160万美元（每桶油当量4.63美元）[142] - 2019年第二季度折旧、损耗和摊销（DD&A）约为2400万美元，与第一季度相当[143] - 截至2019年6月30日的三个月，除所得税外的其他税费为1134.8万美元，较上一季度增加300万美元，增幅40% [148] - 2019年第二季度其他运营费用为300万美元，主要是超额弃置成本增加[149] - 2019年第二季度和第一季度的有效税率分别为27.7%和27.8%，基本持平[151] - 与2018年同期相比，2019年第二季度总收入及其他收入为1.70066亿美元，增加1.04084亿美元，增幅158% [154] - 2019年第二季度租赁运营费用约为4800万美元，较2018年同期增加约600万美元，增幅15% [161] - 2019年第二季度天然气衍生品亏损900万美元，2018年同期无此类衍生品[164] - 2019年第二季度利息费用较2018年同期减少约20万美元，降幅2% [174] - 2019年第二季度和2018年同期的有效税率分别为27.7%和16.3%，税率上升主要因2018年递延所得税资产估值备抵的释放[176] - 2019年上半年石油、天然气和NGL销售额约2.68亿美元，较2018年同期增加500万美元，增幅2%，主要因石油销量增加13%，但部分被油价下降9%和天然气销量下降28%抵消[179][180] - 2019年上半年电力销售额约1500万美元，较2018年同期增加约400万美元，增幅32%，主要因销售价格提高[179][181] - 2019年上半年石油衍生品净亏损3800万美元，较2018年同期的1.13亿美元亏损减少7482.4万美元，降幅66%[179][182] - 2019年上半年营销及其他收入约100万美元，较2018年同期减少15.4万美元，降幅10%，主要因处理量下降[179][183] - 2019年上半年租赁运营费用约1.06亿美元，较2018年同期增加约2000万美元，增幅23%，主要因燃料成本增加[179][186][187] - 2019年上半年电力生产费用约1100万美元，较2018年同期增加约300万美元，增幅41%，主要因天然气成本上升[179][188] - 2019年上半年运输费用约400万美元，较2018年同期减少约100万美元，降幅27%，主要因落基山脉资产运输量降低和出售东德克萨斯资产[179][190] - 2019年上半年一般及行政费用约3000万美元，较2018年同期增加约600万美元，增幅25%，主要因支持公司发展和上市地位的成本增加[179][192][193] - 2019年上半年除所得税外的其他税项约1943.4万美元，较2018年同期增加246.2万美元，增幅15%，主要因温室气体排放配额成本增加，部分被severance税减少抵消[179][195][197] - 2019年上半年利息费用约1776.6万美元，较2018年同期增加约81.5万美元，增幅5%，因2019年有6个月的2026年票据利息，而2018年只有4个半月[179][199] - 2019年第二季度调整后EBITDA为6.2756亿美元，2019年上半年为13.1258亿美元[213] - 2019年第二季度杠杆自由现金流为 - 1256万美元，2019年上半年为 - 1203.4万美元[215] - 2019年第二季度调整后净收入为2.0046亿美元，2019年上半年为4.3425亿美元[216] - 2019年第二季度调整后一般及行政费用为1227.7万美元，2019年上半年为2386.4万美元[218] 股票与股息情况 - 2018年12月董事会批准最高1亿美元的股票回购计划，初始授权最高5000万美元[220] - 截至2019年6月30日，公司已回购364.8823万股，花费3900万美元[221] - 2019年第一、二、三季度董事会批准每股0.12美元的季度现金股息，截至7月31日已宣布约4700万美元，支付3700万美元[222] 信贷与现金流情况 - 截至2019年6月30日，RBL信贷安排下借款基数为4亿美元，可用借款额度为3.86亿美元[223] - 2019年4月RBL信贷安排借款基数重新确定为7.5亿美元，公司选择将贷款承诺限制在4亿美元[223] - 公司预计主要流动性和资本来源为杠杆自由现金流，必要时通过RBL信贷安排借款，当前商品价格下运营将产生正杠杆自由现金流[219] - 2019年上半年，公司经营活动提供的现金为9.0473亿美元，投资活动使用的现金为10.7379亿美元，融资活动使用的现金为5.1547亿美元，现金及现金等价物和受限现金净减少6.8453亿美元[232] - 与2018年同期相比，2019年上半年经营活动提供的现金增加约1.4亿美元，主要因某些套期保值合同提前终止、石油和电力销售增加等[233] - 与2018年同期相比，2019年上半年投资活动使用的现金增加6500万美元，主要因资本支出增加[234] - 2019年上半年融资活动使用现金约5200万美元，主要用于购买3600万美元库藏股和支付约2000万美元普通股股息；2018年同期融资活动提供现金约4600万美元[235] 资产变化情况 - 从2018年12月31日到2019年6月30日，应收账款减少300万美元，主要因套期保值结算应收账款减少[238] - 从2018年12月31日到2019年6月30日，衍生工具资产和负债减少4600万美元，因油气价格相对于衍生合同固定价格上涨[239] - 从2018年12月31日到2019年6月30日，财产、厂房和设备增加8300万美元，主要因油气资产资本投资增加[241] - 从2018年12月31日到2019年6月30日，资产退休义务长期部分增加，主要因估计增加1800万美元、新井200万美元和增值费用300万美元[243] 租赁协议情况 - 2019年上半年，公司签订协议，从2019年8月起8年更换加利福尼亚州贝克斯菲尔德办公室租赁，总计约1100万美元[253] 市场风险与衍生品情况 - 截至2019年6月30日的三个月，公司在市场风险信息披露方面无重大变化，除下文讨论内容外[259] - 公司最重大的市场风险与石油、天然气和NGL价格相关，能源价格不可预测且可能波动[260] - 公司对冲了大部分预期原油产量和天然气采购需求，以减少商品价格波动风险，目前对冲计划主要包括掉期和看跌期权[261][263] - 2019年6月30日，公司对冲头寸的公允价值为约3100万美元净资产[264] - 石油和天然气指数价格较2019年6月30日价格上涨10%，公司衍生品头寸公允价值将减少约3000万美元，净资产约为30万美元[264] - 石油和天然气指数价格较2019年6月30日价格下跌10%，公司衍生品头寸公允价值将增加约5200万美元，净资产约为8200万美元[264] - 导致公司实际结果与预期不同的因素包括油气价格波动、获取许可证能力、政府法规影响等[256][257] - 公司确定油气衍生品公允价值使用市场报价和定价分析等估值技术，并验证第三方数据[264] - 公司衍生品合约实际损益完全取决于合约指定结算日标的商品价格[265] - 公司不进行投机性衍生品交易，也未将衍生品作为现金流或公允价值套期进行会计处理[261]

资本支出相关 - 2019年第一季度资本支出约4900万美元，约87%用于加州石油业务[97] - 2019年预计资本支出预算约1.95 - 2.25亿美元，较2018年增长约42%[98] 产量相关 - 2019年预计石油产量占总产量的约86%，2018年为82%[98] - 2019年平均日产量指导为2.8 - 3.1万桶油当量/天[104] - 2019年3月31日止三个月平均日产量为27.8MBoe/d，较2018年12月31日止三个月的28.0MBoe/d略有下降，较2018年3月31日止三个月的26.2MBoe/d有所增加[117][120][121][122] - 2019年第一季度加州产量较2018年第一季度增长12%[121] 运营及费用指导相关 - 2019年运营费用指导为每桶油当量18 - 19.5美元[104] - 2019年非所得税指导为每桶油当量4.25 - 4.75美元[104] - 2019年调整后一般及行政费用指导为每桶油当量4.25 - 4.75美元[104] 价格相关 - 2019年第一季度布伦特原油合约价格从54.91美元/桶涨至68.39美元/桶[105] - 2019年燃料气价格为4.94美元/MMBtu，2018年为4.15美元/MMBtu[134] 销售额相关 - 2019年第一季度圣华金盆地石油、天然气和天然气液体销售额为1.11896亿美元[114] - 2019年3月31日止三个月油气及NGL销售额约为1.31亿美元，较2018年12月31日止三个月减少1200万美元，降幅8%[125][126] 盈利亏损相关 - 2019年3月31日止三个月石油衍生品亏损约6500万美元，而2018年12月31日止三个月盈利约1.27亿美元[125][127] - 2019年3月31日止三个月净亏损约3410万美元，2018年12月31日止三个月净利润约1.32亿美元[125] - 2019年第一季度天然气衍生品收益为200万美元，2018年第四季度为400万美元[138] - 2019年第一季度资产出售及其他净收益较2018年第四季度减少450万美元[141] 运营费用变化相关 - 2019年3月31日止三个月总运营费用增至每Boe 21.71美元，2018年12月31日止三个月为每Boe 18.77美元[132] - 2019年3月31日止三个月租赁运营费用约为5800万美元，较2018年12月31日止三个月增加约700万美元，增幅13%[125][133] - 2019年3月31日止三个月未套期保值燃料费用较2018年12月31日止三个月增加400万美元[134] - 2019年第一季度电力销售同比增长约400万美元或78%，达到约1000万美元[144][147] - 2019年第一季度租赁运营费用同比增加约1400万美元或31%，达到约5800万美元[144][152] - 2019年第一季度营销费用同比增加30万美元或47%，达到100万美元[144][155] - 2019年第一季度一般及行政费用同比增加约200万美元或20%，达到约1400万美元[144][156] - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销同比增加约600万美元或33%，达到约2500万美元[144][157] - 2019年第一季度所得税以外的其他税项同比减少20万美元或2%，为808.6万美元[144][162] 其他费用及税率相关 - 2019年3月31日止三个月所得税以外的税费为每Boe 3.23美元，2018年12月31日止三个月为每Boe 3.04美元[132] - 2019年第一季度重组项目净费用约为20万美元，2018年第四季度为收入100万美元[142] - 2019年第一季度有效税率为27.8%，2018年第四季度为23.2%[143] - 2019年第一季度利息费用较2018年同期增加约100万美元，增幅13%[164] - 2019年第一季度重组项目费用约20万美元，2018年同期为900万美元收入[165] - 2019年第一季度有效税率为27.8%，2018年同期为12.8%[166] 调整后指标相关 - 2019年3月31日调整后EBITDA为6850.2万美元，2018年同期为4450.3万美元[177] - 2019年3月31日杠杆自由现金流为52.6万美元，2018年同期为1532.5万美元[177] - 2019年3月31日调整后净收入为2426.4万美元，2018年同期为1503.4万美元[180] - 2019年3月31日调整后一般及行政费用为1158.7万美元，2018年同期为891.9万美元[181] 股权及股息相关 - 2018年12月董事会批准最高1亿美元普通股回购计划，截至2019年3月31日已回购264.8823万股，花费2800万美元[184] - 2019年2月和5月董事会分别批准每股0.12美元的第一、二季度现金股息[185] 信贷安排相关 - 截至2019年3月31日，RBL信贷安排借款基数约4亿美元，可用借款额度3.91亿美元；4月重新确定借款基数为7.5亿美元，公司选择将贷款承诺限制在4亿美元[186] 套期保值相关 - 截至2019年4月30日，公司对原油生产和天然气采购进行套期保值，如2019年Q2布伦特原油看涨期权套期保值量为180MBbls，加权平均价格为70美元/桶[189] - 截至2019年3月31日，公司套期保值头寸的公允价值为净负债约1000万美元[216] - 若2019年3月31日之后石油和天然气指数价格上涨10%，净负债约为500万美元，衍生品头寸公允价值减少约1500万美元[216] - 若2019年3月31日之后石油和天然气指数价格下跌10%，净资产约为2100万美元，公允价值增加约1100万美元[216] - 公司对大部分预期原油产量和天然气采购需求进行套期保值以降低价格波动风险[215] - 公司使用互换、看涨和看跌期权等衍生品进行套期保值，目前套期保值计划主要由互换和看跌期权组成[215] 现金流相关 - 2019年第一季度经营活动提供的现金为1911.1万美元，较2018年同期的2759.2万美元减少约800万美元[191][192] - 2019年第一季度投资活动使用的现金为5080.5万美元，较2018年同期的1987.6万美元增加3100万美元[191][193] - 2019年第一季度融资活动使用的现金约为3500万美元，主要用于购买2500万美元的库藏股和支付约1000万美元的普通股股息[194] 资产负债相关 - 2019年3月31日现金及现金等价物为166.2万美元，较2018年12月31日的6868万美元减少[197] - 2019年3月31日应收账款净额为6306.1万美元，较2018年12月31日增加600万美元，主要因收入增加[197][198] - 2019年3月31日衍生工具资产和负债较2018年12月31日减少6900万美元，因油气价格上涨[197][198] - 2019年3月31日财产、厂房和设备净额为14.69127亿美元，较2018年12月31日增加2600万美元，因资本投资增加[197][199] 租赁协议相关 - 2019年第一季度公司签订8年办公室租赁协议，每年约130万美元，未来总承诺约1000万美元，协议于2019年8月开始[207] 诉讼及准备金相关 - 公司认为可能面临的诉讼等事项导致的损失不会对财务状况和经营成果产生重大影响，截至2019年3月31日未记录任何准备金余额[204][205] 财务报告内部控制相关 - 2019年第一季度公司财务报告内部控制无重大变化[219] - 截至2019年3月31日，公司披露控制和程序有效[219] 公司风险相关 - 公司面临大宗商品价格下跌导致的资产减值风险[212] - 公司面临客户违约、运营地域集中、内部控制失效等风险[212] - 公司最重要的市场风险与石油、天然气和NGLs价格有关[214] 钻井计划相关 - 2019年预计在加州全年使用4台钻机，钻约370 - 420口开发井[98]

储量相关 - 截至2018年12月31日，公司估计总探明储量为142,720 MBoe[20][26] - 截至2018年12月31日，公司探明储量的标准化未来净现金流折现值和约为18亿美元，PV - 10值约为22亿美元[28] - 截至2018年12月31日，公司加州已探明储量约占总已探明储量的74%，2018年全年平均日产量为19.7 MBoe/d，占比73%，2018年第四季度平均日产量为21.7 MBoe/d，占比78%[57] - 公司犹他盆地已探明储量约占总已探明储量的13%，2018年全年平均日产量为4.9 MBoe/d，占比18%[61] - 皮申斯盆地探明储量约占公司2018年12月31日总探明储量的13%，日均产量为1700桶油当量，占2018年全年日均产量的6%[66] - 截至2018年12月31日，公司总探明储量为143MMBoe，其中加利福尼亚州为106MMBoe，落基山脉地区为37MMBoe[93] - 2018年公司总探明储量增加2MMBoe，主要源于扩展和发现新增22MMBoe，修订先前估计减少10MMBoe，当年生产减少10MMBoe等[97] - 2018年公司总净正价格修订为8MMBoe，主要因2018年大宗商品价格环境较2017年价格上涨[100] - 2018年公司净负绩效相关修订为18MMBoe，源于皮申斯盆地承诺资本下调及开发策略转变[101] - 截至2018年12月31日，公司探明未开发储量为55MMBoe，与2017年末持平[103] - 2018年公司新增19MMBoe探明未开发储量，源于中途日落和尤因塔等地钻探未证实地点[104] - 2018年公司探明未开发储量净正价格修订为1MMBoe，因当前大宗商品价格环境价格上涨[105] - 2018年公司探明未开发储量净负绩效相关修订为12MMBoe，源于皮申斯盆地承诺资本下调及开发策略转变[107] - 2018年公司将9MMBoe探明未开发储量重新分类为探明已开发储量，转化率为16%，花费约3600万美元资本[108] - 基于2018年12月31日的储量报告，公司有大约1071个总（1058个净）钻探地点归因于探明未开发储量[113] 产量相关 - 2018年全年平均日产量约为27.0 MBoe/d，其中约82%为石油；2018年第四季度平均日产量约为28.0 MBoe/d，其中约85%为石油[20][26] - 2018年加利福尼亚州全年和第四季度平均日产量分别为19.7 MBoe/d和21.7 MBoe/d，其中约100%为石油[20][26] - 公司预计2019年石油产量占总产量的86%，2018年为82%[52] - 犹他州总产量从2003年的3.6万桶/日增至2017年的9.3万桶/日，增长超一倍，2017年约82%的产量来自尤因塔盆地[65] - 2018年12月31日年度，石油日均产量为22.0MBbl/d，天然气为26.3MMcf/d，NGLs为0.6MBbl/d，日均综合产量为27.0MBoe/d [124] - 2018年公司石油产量为232，其中加利福尼亚州（圣华金和文图拉盆地）为224，落基山脉（尤因塔和皮申斯盆地）为8；2017年石油产量为124，均在加利福尼亚州；2016年石油产量为11，也在加利福尼亚州[139] 成本相关 - 预计加利福尼亚州PUD油井的钻完井成本每口低于37.5万美元，落基山脉地区作业的PUD油井钻完井成本平均每口130万美元[17] - 2018年现金运营成本约为每桶油当量26美元，公司认为原油价格达到或高于布伦特45美元时运营可实现收支平衡[22] - 公司加利福尼亚州的蒸汽注入项目油井钻探和完井成本约为每口35万美元[73] 钻井位置相关 - 截至2018年12月31日，公司确定了3,314个全公司范围的一级总钻井位置，预计未来5 - 10年钻探，另有3,716个总钻井位置正在审查中[33] - 公司在各地的总钻探位置为7030个，其中加利福尼亚州3314个，额外3716个[72] - 截至2018年12月31日，公司有1071个与PUD相关的总位置（1058个净位置），其中977个与加利福尼亚州项目相关，55个与皮申斯盆地相关，39个与尤因塔盆地相关[72] - 2018年，公司钻探了121个与2017年12月31日PUD相关的总井（121个净井），包括27个蒸汽驱注入井[72] - 公司确定了5959个总（5604个净）未经验证的钻探地点[114] - 截至2018年12月31日，PUD（总）油气井为983个，注水井为88个，总确定钻探油气井为6248个，注水井为782个[121] 运营相关 - 截至2018年12月31日，公司约98%的生产井由自己运营，约75%的土地由生产持有，其中加利福尼亚州99%的土地由生产持有[33] - 公司运营超95%的生产井，预计在已确定的总钻井地点中运营类似比例，约75%的土地由生产持有，其中加州土地占比99%[41] - 公司在加州拥有的五座天然气热电联产厂供应约24%的蒸汽需求和约63%的油田电力需求，且以低于电力市场价格供应[58] - 公司加州约80%的石油产量通过管道连接销售，并与第三方买家签订了合同[59] - 2018年，公司每天销售约1800兆瓦时电力，消耗约300兆瓦时电力，热电联产厂日均产蒸汽约3.5万桶[88] - 2018年，公司向安德沃、菲利普斯66和克恩石油精炼公司的销售额分别约占35%、28%和13%[89] - 截至2018年12月31日，来自三个客户的应收账款分别约占公司应收账款的26%、22%和10%[89] - 截至2018年12月31日，公司共有4029个总（3743个净）生产井，约96%为油井，平均工作权益约为98% [129] - 截至2018年12月31日，生产油井总（毛）数为3856个，净数为3619个；生产气井总（毛）数为173个，净数为124个[132] - 截至2018年12月31日，开发土地总（毛）面积为106251英亩，净面积为81156英亩；未开发土地总（毛）面积为39486英亩，净面积为27302英亩[134] - 截至2018年12月31日，约75%的租赁土地因生产而持有[133] - 公司热蒸汽驱开发在加利福尼亚的开发间距可小于1英亩，科罗拉多Piceance资产的一次气膨胀开发可大于10英亩[116] - 2018年公司参与14个蒸汽驱和水驱压力维护项目，其中12个蒸汽驱和1个水驱项目位于圣华金盆地，1个水驱项目位于尤因塔盆地[137] - 2018年公司净开发井总数为3口，均位于加利福尼亚州（圣华金和文图拉盆地）[136] - 截至2018年12月31日，公司签订的天然气交付合同量约为9460MMBtu/d，从2019年开始供应，到2022年将降至4560MMBtu/d[140] 价格相关 - 2018年布伦特原油价格年中最高达86.29美元/桶，年末最低为50.47美元/桶，公司认为加州业务在布伦特原油价格约47美元/桶时可实现收支平衡[43] - 2018年12月31日年度，加权平均实现油价（含套期保值）为59.67美元/桶，无套期保值为64.76美元/桶，天然气为2.74美元/Mcf，NGLs为26.74美元/桶[124] - 2018年12月31日年度，平均基准油价（布伦特）为71.53美元/桶，WTI为64.76美元/桶，天然气（亨利枢纽）为3.09美元/MMBtu [124] 法规政策相关 - 2014年DOGGR开始审查地下注入井许可，2015年州政府设定获取含水层豁免确认的最后期限，2017年法院禁止DOGGR全面执行含水层豁免规定[149] - 2018年7月DOGGR提出新的地下注入法规，目前对公司油气生产无重大影响；2015年州政府开始审查采出水地表排放，2017年增加相关许可要求[150] - 2009年12月EPA认定温室气体排放危害公共健康和环境，开始实施相关法规限制排放，已通过三套规则[156] - 2016年6月EPA最终确定控制石油和天然气行业甲烷排放的规则，2018年3月进行修订，9月发布修订提案；2018年9月BLM废除公共土地上油气活动甲烷排放限制标准[158] - 2018年起CARB颁布有关监测、检测、修复和报告油气生产等环节甲烷排放的法规，后续还将增加蒸汽回收等控制措施[159] - 科罗拉多州也实施了类似的甲烷排放法规，可能影响公司在皮申斯盆地的运营[159] - 2018年9月10日，加州州长签署法案，承诺加州到2045年使用100%零碳电力，实现全经济范围碳中和，或降低公司产品未来需求[160] - 加州2006年通过法案建立“总量管制与交易”计划，2017年将该计划延长至2030年，目标是到2020年将温室气体排放量降至1990年水平，到2030年至少降至1990年水平以下40%[164] - 2015年美国参与气候变化大会促成《巴黎协定》，2017年特朗普政府表示退出，近年联邦层面无重大减排立法，近一半州已采取行动控制或减少温室气体排放[161] - 2014年2月EPA发布使用柴油进行水力压裂活动的许可指南，2016年6月禁止水力压裂废水排入公共污水处理厂，2015年3月BLM通过规则要求公开化学物质使用情况，2017年12月29日BLM撤销该规则，2018年1月24日相关方起诉挑战撤销决定[165] - 2016年12月EPA发布水力压裂对水资源影响的最终报告，虽未发现广泛影响，但指出一些可能增加未来影响风险的活动和因素[167] - SDWA和UIC计划监管处置井的钻探和运营，开发和使用深注入井需获得许可，并定期监测井套管完整性，地下水污染可能导致罚款、处罚和修复成本[170] - 2016年12月EPA与环保组织达成同意令，要求在2019年3月15日前提议修订某些与油气废物相关的Subtitle D标准法规，若提议规则制定，需在2021年7月15日前采取最终行动[171] - CERCLA可对环境中有害物质释放负有法定责任的人施加连带责任，公司可能因过去处理、处置或释放的石油碳氢化合物或废物而承担责任[173] - 2016年2月美国鱼类和野生动物管理局发布最终政策改变濒危和受威胁物种关键栖息地的认定方式，该机构继续对超250种物种进行评估列入ESA名单[174] - 2015年10月EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75降至70ppb，2018年4月发布美国大部分地区的最终达标状态指定，州实施修订后的标准可能导致更严格的许可要求和增加污染控制设备支出[175] - 2016年5月，美国环保署敲定关于将多个小型地表场所汇总为单一空气污染源的规则，可能增加油气项目开发成本和延迟开发[179] - 2016年6月，美国环保署敲定新的废水预处理标准，禁止陆上非常规油气开采设施将废水送往公共污水处理厂[181] - 2015年8月，美国环保署和陆军工程兵团发布扩大联邦对湿地和其他水域管辖权范围的规则，目前该规则面临法律挑战且在部分州实施受阻[182] - 2011年11月23日起，加州公用事业公司无需与大于20兆瓦的热电联产合格设施签订新合同[187] 财务相关 - 公司2018年和2017年资本支出分别约为1.48亿美元和7300万美元，2019年预计资本支出预算为1.95 - 2.25亿美元，较2018年增长约42%，2017 - 2018年资本支出增长103%[52] - 截至2018年12月31日，公司可用流动性为4.62亿美元，包括手头现金和15亿美元储备基贷款安排下的可用额度[42] - 2018年公司将所有A类优先股转换为普通股，并完成4亿美元7.0%高级无抵押票据的私募发行，扣除费用和初始购买者折扣后净收益约3.91亿美元[42] - 2018年12月31日，公司套期保值头寸的公允价值为约9200万美元净资产；油价和天然气指数价格较该日价格上涨10%，将导致约8200万美元净负债，衍生品头寸公允价值减少约1000万美元；下跌10%，将导致约1.02亿美元净资产，公允价值增加约1000万美元[569] - 2018年12月31日公司有9个商品衍生品交易对手方，2017年12月31日有5个[572] - 公司主要市场风险来自商品价格和利率波动，已对大部分预期原油产量和天然气采购需求进行套期保值[566,568] - 公司用2026年票据发行所得部分款项于2018年2月偿还RBL信贷安排下的借款[575] - 截至2018年12月31日，公司RBL信贷安排下无借款，不承担该信贷安排的利率风险[575] - 2026年票据为固定利率，公司不承担这些票据的利率风险[575] 人员相关 - 截至2018年12月31日，公司有322名员工[195] 破产相关 - 2016年5月11日，公司前身向美国得克萨斯南区破产法院提交重组申请；2017年2月28日，Berry LLC作为独立公司和