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