财年定义 - 财年于12月31日结束，2023财年指截至2023年12月31日的年度，2022财年指截至2022年12月31日的年度[17] 行业术语定义 - PV - 10按美国证券交易委员会指南计算，使用10%的年贴现率[55] - 标准化衡量指标是对已探明油气及天然气液体储量的未来净现金流进行10%的年度贴现[67] - Bbl指一个储油罐桶，相当于42美制加仑液体体积，用于指代原油或其他液态烃[24] - Bcf是十亿立方英尺的缩写，约等于1万亿英热单位[25] - Boe指油当量桶，按1桶原油、凝析油或天然气液与6千立方英尺天然气的比例确定[26] - MBbl或MBbls指一千桶原油或其他液态烃[43] - MBoe指一千桶油当量[44] - Mcf指一千立方英尺天然气[45] - MMcf指一百万立方英尺天然气[47] 公司历史事件 - 2012年7月27日公司反向收购太平洋能源开发公司，该公司股东获得约95%投票权[77] 公司办公信息 - 公司总部位于约5200平方英尺办公空间，租约2027年2月到期[78] 公司资产分布 - 截至2023年12月31日，公司持有约22721净英亩二叠纪盆地资产和约19214净英亩丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产[79] - 截至2023年12月31日，公司在二叠纪盆地资产拥有300口总井和净井，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产拥有98口总井（24.6净井）[79] - 截至2023年12月31日，公司在二叠纪盆地核心资产运营区累计拥有22,721净英亩权益，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地核心资产运营区拥有19,214净英亩权益[95] - 公司已将丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产权益扩大至科罗拉多州韦尔德和摩根县的14,283净英亩以及怀俄明州拉勒米县的4,931净英亩[110] - 截至2023年12月31日，丹佛 - 朱尔斯堡盆地总毛面积209,645英亩、净面积19,214英亩，二叠纪盆地总毛面积24,101英亩、净面积22,721英亩[113] 公司资本支出计划 - 2024年公司净资本支出预计在2000万美元至3000万美元之间，其中钻探和完井成本在1700万美元至2700万美元之间，其他杂项资本支出约300万美元[83] - 2024年公司净资本支出预计在2000万美元至3000万美元之间，其中1700万美元至2000万美元用于二叠纪盆地和丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产的钻探和完井成本，约300万美元用于其他杂项资本支出[100] 公司股权信息 - 截至2024年3月15日，公司有89355267股流通普通股[87] 公司管理层信息 - 公司首席执行官西蒙·G·库克斯曾担任萨马拉 - 纳夫塔、秋明石油公司和尤科斯石油公司的CEO或董事长[93] - 公司总裁J.道格拉斯·希克有超过25年石油和天然气行业经验[93] - 公司执行副总裁兼总法律顾问克拉克·R·摩尔有近20年能源行业经验[93] - 公司董事长约翰·J·塞尔福有超过40年石油和天然气管理、财务和会计经验[94] 公司销售客户情况 - 2023年，公司向三个客户的销售分别占公司油气总收入的42%、35%和18%，无其他客户收入占比超10%[96] 公司资产交易情况 - 2023年11月，公司剥离二叠纪盆地非核心区域约8,035总租赁英亩及相关油井，消除约320万美元封堵和废弃负债[101] - 2023年9月，公司与Evolution Petroleum Corporation达成参与协议，Evolution支付36.6万美元获得公司二叠纪盆地Chaveroo油田部分现有租约50%的工作权益份额[106] - 2023年11月9日，公司出售非核心二叠纪盆地资产获112万美元，消除约320万美元封井弃井义务[125] 公司油井运营情况 - 2023年公司二叠纪盆地Chaveroo油田有300个井筒，其中25个为活跃生产井，2个为活跃注入井，2个为活跃盐水处置井，三个水处理设施日处理能力约6万桶[109] 公司财务数据关键指标变化 - 2023年公司总营收3078.4万美元，2022年为3003.4万美元，2021年为1586万美元[112] - 2023年公司资本成本为2727.7万美元，包括二叠纪盆地约450万美元、约560万美元和丹佛 - 朱尔斯堡盆地约1120万美元[128] 公司产量数据关键指标变化 - 2023年公司石油总产量382,794桶，天然气总产量479,533千立方英尺，天然气凝液总产量58,170桶，油当量总产量520,886桶油当量[112] - 2023年Chaveroo、Wattenberg油田产量分别为168,458桶、331,896桶，2022年分别为211,310桶、91,685桶，2021年Chaveroo、Milnesand、Wattenberg油田产量分别为167,164桶、8,840桶、24,731桶[113] 公司储量数据 - 截至2023年12月31日，公司总估计探明储量为1700万桶油当量，其中原油和NGL储量为1370万桶，天然气储量为1990万立方英尺[120] 公司土地收购情况 - 2023年公司在丹佛 - 朱尔斯堡盆地收购约282净矿权英亩和约6465净租赁英亩，成本分别为49.3万美元和521.1万美元[129] 公司未开发土地情况 - 截至2023年12月31日，公司净未开发土地未来三年到期面积分别为40英亩、1721英亩、4108英亩，之后为2376英亩[115] 公司油井数量情况 - 截至2023年12月31日，公司拥有109口毛油井、58.6口净油井，毛运营井占比50%[116] - 2023年公司开发生产井毛井8口、净井0.4口，2022年分别为8口、4.1口，2021年分别为4口、0.3口[117] - 截至2023年12月31日，开发未完成井毛井16口、净井3.4口[119] 监管机构罚款规定 - FERC对违反NGA和1978年《天然气政策法案》的行为可处以每天最高150万美元的民事罚款[140] - FTC对违反石油行业反市场操纵法规的行为处以每天最高130万美元的民事罚款[146] - CFTC对违反新反操纵规则的行为处以每次最高110万美元或三倍获利的民事罚款[146] 监管报告要求 - 若市场参与者上一日历年度某些天然气批发销售或采购量达到或超过2.2万亿英热单位的物理天然气，需每年5月1日向FERC提交Form No. 552报告[141] 环保法规标准变化 - 2015年EPA将臭氧国家环境空气质量标准从75 ppb降至70 ppb [153] - 科罗拉多州丹佛地铁和北前岭地区2008年臭氧NAAQS未达标状况于2022年从“严重”重新分类为“极严重”[153] - 2021年12月30日，EPA重新划定2015年臭氧NAAQS边界，将韦尔德县全部纳入[153] - 2023年10月，科罗拉多州AQCC通过规则，要求18家高排放制造商到2030年将温室气体排放水平较2015年降低20% [158] - 2020年，ECMC采用新选址要求，禁止在学校或儿童保育中心2000英尺内选址[156] - 类似的2000英尺后退要求适用于住宅和高占用建筑单元，但在某些情况下允许石油和天然气运营商将钻井平台设置在距离建筑单元500英尺处[156] - 新墨西哥州要求到2026年12月31日，运营商捕获天然气比例不低于98%[159][160] - 2020年9月28日，科罗拉多州批准新的2000英尺退距规则，2021年1月1日生效，此前为500英尺[172] - 2023年1月18日EPA和USACE发布WOTUS定义规则，8月29日进行修订以符合最高法院裁决[178] - 2023年11月20日EPA发布草案指导意见，评论截止日期为12月27日，尚未最终确定[188] - 2023年12月新墨西哥州环境部提议新法规，要求油气行业回用产出水[189] - 2012年初《管道安全、监管确定性和就业创造法》签署成为法律，PHMSA多次加强管道安全法规[191] - 2021年3月17日科罗拉多州公用事业委员会通过第11号法规，规范管道运营商和天然气管道安全[192] - 2022年8月拜登签署《降低通胀法案》，包含甲烷排放减少计划，2024年费用为每吨900美元，2025年增至1200美元，2026年增至1500美元[193] - 2010年6月EPA开始监管固定源的温室气体排放，2023年7月提议扩大石油和天然气设施的温室气体报告计划范围，规则预计2024年春季最终确定，2025年1月1日生效[193] - SEC要求大型加速和加速申报公司从2025年12月31日财年年报开始披露气候相关信息，小型申报公司从2027年12月31日开始，公司作为小型申报公司暂不受最严格规定约束，但未来可能面临重大披露要求和成本[194] - 科罗拉多州计划到2025年将温室气体污染从2005年水平降低26%，到2030年降低50%，油气行业到2025年减排36%，到2030年减排50%，工业部门18家高排放制造商到2030年较2015年减排20%[196] - 新墨西哥州要求油气运营商到2026年12月31日捕获98%的天然气，禁止常规放空和燃烧[198] - 美国总统拜登宣布美国计划到2030年将温室气体排放量比2005年水平降低50% - 52%[199] 公司土地占比情况 - 公司在新墨西哥州、科罗拉多州和怀俄明州位于联邦土地上的面积占比分别约为16%、1%和3%[165] 地区提案投票情况 - 2018年11月6日，科罗拉多州55%选票反对112号提案，该提案若通过将使新能源开发禁区面积增加26倍，使该州前五大油气生产县94%的私人土地禁止新开发[170] 公司油井补偿情况 - 2023年12月，公司运营商RAZO与新墨西哥州石油和天然气保护司达成规定最终命令，RAZO按每销售1总桶石油2美元的费率补偿该司封堵和废弃约299口闲置遗留油井的实际成本，每月最低支付3万美元[108] - 公司新墨西哥运营子公司RAZO同意按每生产报告期每桶原油2美元的费率，补偿OCD封堵约299口闲置遗留油井的实际成本，每月最低支付3万美元[174] 公司员工情况 - 截至2023年12月31日，公司雇佣15人，并利用独立承包商提供服务[208] 公司员工培训情况 - 公司为员工提供培训和发展项目，包括合规、商业、管理等方面培训，还要求所有员工和主管进行年度反骚扰培训[209] 公司员工薪酬福利情况 - 公司提供有竞争力的薪酬和福利，包括与职位等匹配的工资、基于绩效的年度加薪和激励薪酬，以及健康保险、退休计划等多种福利[210][212] 公司业务风险情况 - 公司油气业务面临多种风险，如环境法规、濒危物种保护、私人诉讼、保险覆盖不足等，可能对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[200][201][204][207] - 许多环境法律要求公司在开展某些油气活动前获得许可，并保持合规，许可可能面临抗议、上诉或诉讼，导致项目延迟或停止[205] - 公司面临与业务相关的多种风险和不确定性，可能影响公司业务、前景、财务状况和经营成果，进而影响普通股交易价格或价值[213][214]

现金及股东权益变化 - 截至2023年9月30日，公司现金为1.32亿美元，较2022年12月31日的2.943亿美元减少55.15%[16] - 截至2023年9月30日，公司股东权益为10.229亿美元，较2022年12月31日的9.6459亿美元增加6.04%[16] - 截至2023年9月30日，公司现金为1320万美元，受限现金为354.7万美元，总计1674.7万美元；2022年12月31日，现金为2943万美元，受限现金为354.7万美元，总计3297.7万美元[35] - 截至2023年9月30日，公司流动资金盈余为1390万美元，较2022年12月31日减少120万美元，主要因资金用于当前资本钻探预算和租赁权收购[106] 油气销售收入变化 - 2023年第三季度，公司油气销售收入为7330万美元，2022年同期为7472万美元，同比减少1.90%[18] - 2023年前三季度，公司油气销售收入为2.4042亿美元，2022年同期为2.4109亿美元，同比减少0.28%[18] - 2023年前三季度，公司客户总收入为2404.2万美元，2022年同期为2410.9万美元；其中石油销售2197.7万美元，2022年同期为2209.8万美元；天然气销售109.9万美元，2022年同期为129.2万美元；天然气液体销售96.6万美元，2022年同期为71.9万美元[34] - 2023年第三季度原油、天然气和NGL总销售收入为733万美元，较去年同期的747万美元减少10万美元，降幅2%，因销量有利差异140万美元被价格不利差异150万美元抵消[89] - 2023年前9个月，公司原油净营业收入为2.1977亿美元，较去年同期减少12.1万美元，降幅1%；天然气净营业收入为109.9万美元，较去年同期减少19.3万美元，降幅15%；NGL净营业收入为96.6万美元，较去年同期增加24.7万美元，增幅34%；总营业收入为2.4042亿美元，较去年同期减少6.7万美元[98] 净利润变化 - 2023年第三季度，公司净利润为949万美元，2022年同期为1079万美元，同比减少12.05%[19] - 2023年前三季度，公司净利润为4285万美元，2022年同期为5628万美元，同比减少23.86%[19] - 2023年第三季度净收入为95万美元，即每股0.01美元，较2022年同期的110万美元（每股0.01美元）减少13万美元，主要因净收入减少10万美元及总运营费用和其他收入变化不大[87] - 2023年前三季度净收入为430万美元，即每股0.05美元，较2022年同期的560万美元（每股0.07美元）减少130万美元，主要因收入略有下降、总运营费用增加150万美元及利息和其他收入增加20万美元[96] 现金流量变化 - 2023年前三季度，经营活动产生的现金流量净额为1.1425亿美元，2022年同期为1.2994亿美元，同比减少12.07%[21] - 2023年前三季度，投资活动使用的现金流量净额为2.7655亿美元，2022年同期为1.1413亿美元，同比增加142.31%[21] - 2023年前三季度，融资活动产生的现金流量净额为0，2022年同期为50万美元[21] - 2023年前9个月，公司经营活动提供的净现金为1299.4万美元，较去年同期增加156.9万美元；投资活动使用的净现金为1141.3万美元，较去年同期减少1624.2万美元；融资活动提供的净现金为5万美元[109] 资产相关变化 - 2023年前三季度，公司石油和天然气资产总计8758.6万美元，较2022年末的8014.7万美元增加780.5万美元[36] - 截至2023年9月30日，公司资产退休义务余额为389.2万美元，较期初的316.1万美元增加[41] - 截至2023年9月30日，公司在二叠纪盆地持有约31,245净英亩土地，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地持有约22,188净英亩土地[74] - 截至2023年9月30日，公司在二叠纪盆地资产中拥有379口总井（375口净井）权益，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产中拥有97口总井（24.6口净井）权益[74] 股份及期权相关 - 2023年前三季度，公司发行146万股限制性普通股[24] - 2023年前三季度，公司授予员工和董事会成员总计146万股限制性股票，相关股票薪酬费用为122.9万美元，未摊销费用为121.1万美元[54][58] - 2023年1月23日，公司根据2021年股权奖励计划，以每股1.09美元的行权价格向员工授予540,000份普通股购买期权，期权期限为五年，2026年1月完全归属，每年归属33.3%，授予日期权总公允价值为429,000美元[59] - 截至2023年9月30日的九个月，公司确认股票期权费用317,000美元，未摊销股票期权费用余额为316,000美元[60] - 截至2023年9月30日，流通和可行权期权的内在价值为0美元[61] - 2023年9月30日，流通期权为1,706,001份，加权平均行权价格为1.29美元，剩余合约期限为3.0年；可行权期权为739,334份，加权平均行权价格为1.46美元，剩余合约期限为1.9年[62] 每股收益情况 - 2023年第三季度，基本每股收益和摊薄每股收益均为0.01美元；2023年前九个月，基本每股收益和摊薄每股收益均为0.05美元[66] 税率情况 - 2023和2022财年，公司美国业务的有效税率预计为零，2023年和2022年第三季度均未记录所得税准备金或收益[67] 资本支出情况 - 2023年公司净资本支出预计在2850万美元至3050万美元之间，截至2023年9月30日已发生约1540万美元[78] - 公司计划在2023年10月开始钻探的二叠纪盆地三口新水平圣安德烈斯井的钻探和完井成本上净支出约500万美元[78] - 2023年前三季度，公司资本成本为998.5万美元，主要与非运营钻井和完井成本有关[36] - 2023年，公司在DJ盆地资产周边收购约282净矿权英亩和6305净租赁英亩，收购和尽职调查成本分别为49.3万美元和494.6万美元[37] 业务合作情况 - 2023年9月12日，公司与Evolution Petroleum Corporation达成合作协议，获得净收益36.6万美元，Evolution获得50%工作权益份额[38] - 参与协议日期为2023年9月12日，由PEDEVCO Corp.和Evolution Petroleum Corporation签订[152] 折耗情况 - 2023年第三季度和前三季度，已探明财产生产的折耗分别为261.6万美元和775.3万美元，2022年同期分别为208.4万美元和595.6万美元[40] 办公场地租赁情况 - 公司新办公场地租赁协议自2023年9月1日起至2027年2月28日止，前18个月每月租金约9200美元，之后约9500美元[45] 销量及价格情况 - 2023年第三季度原油销量88755桶，较2022年同期的76644桶增加12111桶，增幅16%；天然气销量144495千立方英尺，较2022年同期的51564千立方英尺增加92931千立方英尺，增幅180%；NGL销量13724桶，较2022年同期的3140桶增加10584桶，增幅337%[88] - 2023年第三季度原油平均销售价格为75.54美元/桶，较2022年同期的91.04美元/桶下降15.50美元，降幅17%；天然气平均销售价格为2.29美元/千立方英尺，较2022年同期的7.72美元/千立方英尺下降5.43美元，降幅70%；NGL平均销售价格为21.46美元/桶，较2022年同期的30.57美元/桶下降9.11美元，降幅30%[88] - 2023年前三季度原油销量304487桶，较2022年同期的233851桶增加70636桶，增幅30%；天然气销量353179千立方英尺，较2022年同期的194280千立方英尺增加158899千立方英尺，增幅82%；NGL销量42737桶，较2022年同期的17455桶增加25282桶，增幅145%[97] - 2023年前9个月，公司原油、天然气和NGL总产量为1488桶油当量/天，较去年同期增加448桶油当量/天，增幅43%；NGL产量为157桶/天，较去年同期增加93桶/天，增幅145%[98] - 2023年前9个月，公司原油平均销售价格为72.18美元/桶，较去年同期下降22.31美元/桶，降幅24%；天然气平均销售价格为3.11美元/千立方英尺，较去年同期下降3.54美元/千立方英尺，降幅53%；NGL平均销售价格为22.60美元/桶，较去年同期下降18.59美元/桶，降幅45%[98] 运营费用及其他收入情况 - 2023年第三季度总租赁运营费用为224.5万美元，较2022年同期的291.8万美元减少67.3万美元，降幅23%，主要因运营资产成本控制措施及非运营井运营费用变化[90][92] - 2023年前9个月，公司总租赁运营费用为754万美元，较去年同期减少53.6万美元，降幅7%；折旧、损耗、摊销和增值费用为841.1万美元，较去年同期增加198.4万美元，增幅31%；一般和行政费用为411.8万美元，较去年同期增加1万美元；利息收入为27.2万美元，较去年同期增加23.2万美元，增幅580%；其他收入为4万美元，较去年同期减少5万美元，降幅56%[99] 现金来源及用途 - 2023年前9个月，公司主要现金来源为原油和天然气销售，收入2400万美元；主要现金用途为钻井、完井、运营成本及租赁权收购[105] 证券发行情况 - 公司正在进行360万美元的证券“市价发行”，2022年6月10日，公司以每股1.66美元的价格出售87121股普通股，净收益14.1万美元，包括4000美元佣金费用；公司还为“市价发行”的注册和配售支付了10.6万美元的初始和后续法律及审计费用[107] 财务指标情况 - 2023年前9个月，公司调整后EBITDA为1424.2万美元，较去年同期增加61.5万美元；EBITDA为1269.6万美元，较去年同期增加64.1万美元[114] 会计核算方法 - 公司对油气勘探和生产活动采用成果法核算，开发井、支持设备和设施以及已探明油气矿产权的所有成本均资本化；地质和地球物理成本在发生时计入费用；勘探井成本在确定是否发现已探明油气储量之前，作为勘探和评估资产资本化[117] 会计准则采用情况 - 2023年1月1日公司采用FASB发布的ASU No. 2016 - 13，该标准采用修正追溯法，对公司财务状况、经营成果、现金流或每股净收益无影响[126][127] 内部控制情况 - 截至2023年9月30日，公司披露控制和程序设计未达合理保证水平，无法有效确保信息按要求记录、处理、汇总和报告[130] - 2023年第二季度公司发现财务报告内部控制重大缺陷，后续对第三方运营资产油气和NGL收入应计流程内部控制进行更改以补救[131][137] 法律诉讼情况 - 公司目前未参与重大法律诉讼，也未发现针对公司的重大法律或政府诉讼[134] 证券发行及销售情况 - 2023年第三季度及报告提交日，公司未发行或出售任何未注册股权证券[143] - 公司无已注册证券销售所得款项使用情况[144] 股权证券购买情况 - 发行人及关联购买方无股权证券购买情况[145] 高级证券违约情况 - 公司无高级证券违约情况[146] 薪酬政策情况 - 2023年11月8日公司董事会通过追回错误授予激励性薪酬政策，政策自2023年10月2日起生效[148] 交易安排情况 - 2023年第三季度，公司董事或高管未告知采用、修改或终止规则10b5 - 1交易安排或非规则10b5 - 1交易安排[151] 报告相关信息 - 报告签署日期为2023年11月9日[157][158] - 首席执行官为Dr. Simon G. Kukes[157] - 首席会计官为Paul A. Pinkston[158] 资金需求及来源 - 2023年公司预计有足够现金满足未来12个月需求，资金来源包括运营现金流、现有现金、CEO可能提供的资金、公开发行或私募的债务或股权融资（含最高350万美元的“随行就市发行”证券）及信贷或贷款安排等[82] 资本调配计划 - 公司计划继续评估第三方运营商的D - J盆地油井提案，若有符合经济门槛且需大量资本支出的新提案，可在二叠纪资产和D - J盆地资产间灵活调配资本[81] 业务评估及价格预期 - 公司将使用多种财务和运营指标评估油气业务表现，财务结果受天然气和原油价格等多种因素影响，预计价格在今年剩余时间内保持波动[84]

公司总资产与股东权益变化 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司总资产分别为109,774千美元和116,110千美元[7] - 截至2023年6月30日和2022年6月30日，股东权益分别为102,876千美元和97,182千美元[7][12] 油气销售收入变化 - 2023年和2022年第二季度，油气销售收入分别为10,910千美元和9,547千美元；2023年和2022年上半年，油气销售收入分别为19,074千美元和16,637千美元[8] - 2023年第一季度和上半年，公司客户总收入分别为1.091亿美元和1.9074亿美元，2022年同期分别为9547万美元和1.6637亿美元[18] 净利润变化 - 2023年和2022年第二季度，公司净利润分别为3,620千美元和3,210千美元；2023年和2022年上半年，净利润分别为5,382千美元和4,549千美元[9] - 2023年第二季度净收入为360万美元，每股0.04美元，较2022年同期的320万美元增长40万美元[45] - 2023年上半年净收入为540万美元，每股0.06美元，较2022年同期的450万美元增长80万美元[50] 现金流量变化 - 2023年和2022年上半年，经营活动产生的净现金分别为8,374千美元和7,131千美元[10] - 2023年和2022年上半年，投资活动使用的净现金分别为25,340千美元和10,047千美元[10] - 2023年和2022年上半年，融资活动提供的净现金分别为0千美元和50千美元[10] - 2023年上半年，现金及受限现金净减少16,966千美元；2022年上半年净减少2,866千美元[10] - 2023年上半年经营活动提供的净现金为837.4万美元，较2022年同期增加120万美元[59] - 2023年上半年投资活动使用的净现金为2534万美元，较2022年同期增加1530万美元[59] - 2023年上半年融资活动提供的净现金为0，2022年同期为5万美元[59] - 2023年上半年现金及受限现金净减少1696.6万美元，2022年同期为286.6万美元[59] 股份发行与薪酬费用 - 2023年上半年，公司发行1,250,000股限制性普通股；2022年上半年，发行1,200,000股限制性普通股[12] - 2023年上半年，基于股份的薪酬费用为1,035千美元；2022年上半年为1,100千美元[10] - 2023年上半年，公司授予员工125万股限制性股票，总公允价值为136.3万美元，记录的基于股票的薪酬费用为82.4万美元[26][28] - 2023年1月23日，公司授予员工购买54万股普通股的期权，行使价为每股1.09美元，授予日总公允价值为42.9万美元，2023年上半年确认的股票期权费用为21.1万美元[29] 现金及受限现金情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司现金及受限现金分别为1601.1万美元和3297.7万美元[20] 油气资产情况 - 2023年上半年，公司油气资产总额从8014.7万美元增加到8698.2万美元，资本成本为784.6万美元[20] - 2023年上半年，公司在DJ盆地资产收购约267净矿权英亩和5592净租赁英亩，收购和尽职调查成本分别为48.3万美元和394.9万美元[20] - 2023年3月和6月，已探明油气资产生产的折耗分别为302.7万美元和547.4万美元，2022年同期分别为212.7万美元和387.2万美元[20] - 截至2023年6月30日，公司资产退休义务余额为352.5万美元，较期初增加36.4万美元[21] - 2023年8月，公司以50.8万美元的总成本收购约494净租赁英亩土地[31] - 截至2023年6月30日，公司持有约31,274净二叠纪盆地英亩土地和约17,191净丹佛 - 朱尔斯堡盆地英亩土地[35] - 截至2023年6月30日，公司在二叠纪盆地资产中持有380口总井（376口净井）权益，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产中持有97口总井（24.6口净井）权益[35] 办公室租赁情况 - 公司休斯顿办公室现有约5200平方英尺的转租合同将于2023年8月31日到期，新租约将于2023年9月1日开始，前18个月月租金约9200美元，之后约9500美元[23] - 2023年上半年，公司经营租赁现金支付6.2万美元，使用权资产为1.8万美元，租赁负债为2.1万美元[23] 每股收益与税率情况 - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，基本每股收益分别为0.04美元和0.04美元；六个月基本每股收益分别为0.06美元和0.05美元[30] - 2023年和2022年截至6月30日的三个月，摊薄每股收益分别为0.04美元和0.04美元；六个月摊薄每股收益分别为0.06美元和0.05美元[30] - 2023年和2022年财年美国有效税率预计为零[30] 资本支出情况 - 2023年预计净资本支出在2300万美元至2700万美元之间，截至2023年6月30日已产生约1230万美元费用[41] - 2023年钻井和完井成本预计在1300万美元至1700万美元之间，截至2023年6月30日已产生约480万美元费用[41] - 2023年ESP采购、杆泵转换等预计资本支出约500万美元，截至2023年6月30日已产生310万美元费用[41] - 2023年租赁和矿产收购预计约500万美元，截至2023年6月20日已产生约390万美元租赁收购费用和50万美元矿产收购费用[41] 总营收情况 - 2023年第二季度总营收为1090万美元，较2022年同期的950万美元增长140万美元，增幅14%[46][47] - 2023年上半年总营收为1910万美元，较2022年同期的1660万美元增长240万美元，增幅15%[51] 产品销售情况 - 2023年第二季度原油销售79439桶，天然气销售67429千立方英尺，NGL销售7978桶，较2022年同期分别增长74%、124%、144%[46] - 2023年上半年原油销售157276桶，天然气销售132666千立方英尺，NGL销售13483桶，较2022年同期分别增长53%、80%、123%[51] 租赁运营费用情况 - 2023年第二季度总租赁运营费用为280.9万美元，较2022年同期的280.2万美元基本持平[47] - 2023年上半年总租赁运营费用为527.5万美元，较2022年同期的515.8万美元增长11.7万美元，增幅2%[52] 利息收入情况 - 2023年第二季度利息收入为8.6万美元，较2022年同期的4000美元增长2050%[47] - 2023年上半年利息收入为18.4万美元，较2022年同期的7000美元增长2529%[53] 营运资金情况 - 2023年6月30日，公司营运资金盈余为1490万美元，较2022年12月31日的1510万美元减少20万美元[55] 证券发售情况 - 公司正在进行360万美元的“随行就市发行”证券发售[56] - 2022年6月10日，公司在“随行就市发行”中出售87121股普通股，每股售价1.66美元，净收益14.1万美元[56] - 公司为“随行就市发行”的注册和配售支付了10.6万美元的法律和审计费用[57] 调整后EBITDA情况 - 2023年第二季度调整后EBITDA为737.2万美元，2022年同期为597.5万美元[62] - 2023年上半年调整后EBITDA为1223.3万美元，2022年同期为976.3万美元[62]

公司总资产与普通股股数变化 - 截至2023年3月31日，公司总资产为108,134千美元，较2022年末的116,110千美元有所下降[7] - 截至2023年3月31日，公司普通股发行和流通股数为87,040,267股，较2022年末的85,790,267股有所增加[7] 油气销售收入与客户总收入变化 - 2023年第一季度，公司油气销售收入为8,164千美元，高于2022年同期的7,090千美元[8] - 2023年第一季度公司客户总收入为816.4万美元，2022年同期为709万美元，其中石油销售2023年为746万美元，2022年为639.6万美元；天然气销售2023年为50.4万美元，2022年为42.1万美元；天然气液体销售2023年为20万美元，2022年为27.3万美元[18] 净利润与净收入变化 - 2023年第一季度，公司净利润为1,762千美元，高于2022年同期的1,339千美元[9] - 2023年第一季度公司净收入为180万美元，合每股0.02美元，2022年同期为130万美元，合每股0.02美元[50] - 2023年第一季度较2022年同期净收入增加50万美元，主要因净收入和利息收入合计增加120万美元，被总运营费用增加70万美元抵消[50] 现金流量变化 - 2023年第一季度，公司经营活动产生的净现金为1,782千美元，高于2022年同期的1,415千美元[10] - 2023年第一季度，公司投资活动使用的净现金为17,073千美元，高于2022年同期的5,808千美元[10] - 截至2023年3月31日，公司现金及现金等价物和受限现金总计1768.6万美元，2022年12月31日为3297.7万美元，其中2023年3月31日包含500万美元到期日在三个月以内的美国国债，2022年12月31日无[20] - 2023年第一季度经营活动产生的现金流量为178.2万美元，较去年同期141.5万美元增加40万美元，主要因净收入增加和折旧等增加[57] - 2023年第一季度投资活动使用的现金流量为1707.3万美元，较去年同期550.8万美元增加1160万美元，主要因钻探和完井活动资本支出增加[57] 公司业务资产与区域情况 - 公司专注于开发、收购和生产尚未应用现代钻井和完井技术的油气资产，目前资产位于二叠纪盆地和丹佛 - 朱尔斯堡盆地[15] - 截至2023年3月31日，公司持有约31,304净英亩二叠纪盆地土地和约12,158净英亩丹佛 - 朱尔斯堡盆地土地[39] - 截至2023年3月31日，公司在二叠纪盆地资产中持有380口总井（376口净井）权益，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产中持有97口总井（24.6口净井）权益[39] 公司业务计划 - 公司计划优化现有资产，寻找靠近核心区域的额外土地以及符合收购标准的美国陆上油气资产[15] 财务标准采用情况 - 2023年1月1日，公司采用了FASB发布的ASU No. 2016 - 13，该标准对公司财务状况等无影响[16] - 2023年1月1日公司采用FASB发布的ASU No. 2016 - 13标准[65] - 该标准采用修正追溯法，对公司财务状况、经营成果、现金流或每股净收益无影响[65] 财务报表评估与披露 - 公司评估了合并财务报表发布日之前的所有交易，以考虑后续事项披露[17] 石油和天然气资产与资本成本情况 - 2023年第一季度公司石油和天然气资产总计8419.2万美元，较2022年12月31日的8014.7万美元增加404.5万美元[21] - 2023年第一季度公司发生资本成本494万美元，主要与非运营钻井和完井成本有关，还收购了约187净矿权英亩和约1523净租赁英亩，收购和尽职调查成本分别为29.1万美元和126.7万美元[21][22] 已探明财产生产折耗情况 - 2023年第一季度和2022年第一季度已探明财产生产的折耗分别为244.7万美元和174.5万美元[22] 资产退休义务余额情况 - 截至2023年3月31日，公司资产退休义务余额为328.6万美元，期初余额为316.1万美元， accretion费用为13.1万美元，估计净变化为 - 6000美元[23] 办公室租赁情况 - 公司休斯顿办公室约5200平方英尺的转租合同将于2023年8月31日到期，基础月租金约1万美元；新租赁协议将于2023年9月1日开始，至2027年2月28日结束，前18个月基础月租金约9200美元，之后约9500美元，已支付保证金和预付租金各14700美元[26] 员工股票相关情况 - 2023年第一季度公司授予员工125万股限制性股票，总公允价值为136.3万美元，基于授予日市场价格，股票薪酬费用为41.2万美元，未摊销费用为182.9万美元[31] - 2023年1月23日公司授予员工购买54万股普通股的期权，行使价格为每股1.09美元，授予日总公允价值为42.9万美元，第一季度确认股票期权费用10.6万美元，未摊销费用为52.9万美元[32] 每股收益情况 - 2023年第一季度和2022年第一季度基本和摊薄每股收益均为0.02美元，2023年和2022年第一季度与购买192.6001万股和163.2668万股普通股的期权相关的股票等价物因具有反摊薄效应未纳入摊薄每股收益计算[33] 公司资本支出预计与实际情况 - 公司2023年预计净资本支出在2500万美元至3500万美元之间，截至2023年3月31日已产生约490万美元费用[46] - 公司2023年钻井和完井成本预计在2300万美元至3300万美元之间，截至2023年3月31日已产生约400万美元费用[46] - 公司2023年预计ESP采购、杆泵转换等杂项资本支出约200万美元，截至2023年3月31日已产生90万美元费用[46] - 截至2023年3月31日，公司为机会性租赁和矿产收购分别支出约130万美元和30万美元[46] - 2023年公司支付了约1250万美元2022年资本预算的应计资本支出[46] 公司证券出售情况 - 公司可在未来“按市价发行”中出售最多350万美元证券[46] - 公司有一项360万美元的“随行就市发行”证券发售计划，2022年6月10日出售87121股普通股，净收益14.1万美元[56] 总营收与产品销量、售价情况 - 2023年第一季度总营收820万美元，较去年同期710万美元增长15%，主要因产量增加200万美元，价格下降90万美元[51][52] - 2023年第一季度原油、天然气和NGL销量分别为103329桶、87658千立方英尺和10575桶，同比增长33%、16%和67%[51] - 2023年第一季度原油、天然气和NGL平均售价分别为72.19美元/桶、5.75美元/千立方英尺和18.90美元/桶，同比下降12%、增长3%和下降56%[51] 运营费用与折旧等费用情况 - 2023年第一季度租赁运营费用246.6万美元，较去年同期235.6万美元增长5%，主要因运营和设施改进及设备维护[52][53] - 2023年第一季度折旧、损耗、摊销和增值费用258.1万美元，较去年同期188.6万美元增长37%，主要因产量增加[52][53] 营运资金盈余情况 - 截至2023年3月31日，公司营运资金盈余1330万美元，较2022年12月31日的1510万美元减少180万美元，主要因资金用于当前资本钻探预算[55] 调整后EBITDA情况 - 2023年第一季度调整后EBITDA为486.1万美元，较去年同期378.8万美元增长[60] 销售收入确认与期权定价模型情况 - 公司根据产品交付给客户时的销售数量确认石油、天然气和NGLs的销售收入[63] - 公司采用Black - Scholes期权定价模型估计员工股票期权授予日的公允价值[63] 波动率与预期期限估计情况 - 公司通过考虑历史股票波动率来估计波动率，采用简化方法估计预期期限[64] 报告信息提供情况 - 公司作为“较小报告公司”，无需按Regulation S - K的Item 305(e)提供相关信息[66]

公司基本信息 - 公司财年结束日期为12月31日，2022财年指截至2022年12月31日的年度，2021财年指截至2021年12月31日的年度[6] - 公司总部位于德克萨斯州休斯顿，租赁面积约为5,200平方英尺，租赁合同将于2023年8月到期[29] - 公司总部从2019年9月1日起从1250 Wood Branch Park Dr., Suite 400, Houston, Texas 77079搬迁至575 N. Dairy Ashford, Suite 210, Houston, Texas 77079，新办公室租赁面积约为5,200平方英尺，月租金约为10,000美元，租赁期至2023年8月31日[160] - 2022年12月，公司签订了新的办公室租赁协议，租赁期从2023年9月1日至2027年2月28日，前18个月的月租金为9,200美元，之后增加至9,500美元[160] - 2019年11月1日，公司开始将其总部约300平方英尺的办公室空间转租给SK Energy，月租金为1,200美元，2022年9月1日，SK Energy支付了24,000美元的两年不可退还租金[161] - 2022年和2021年，公司租赁费用分别为99,000美元和95,000美元[161] - 截至2023年3月29日，公司共有87,040,267股普通股发行并流通，持有者约为650人[163] - 公司授权发行200,000,000股普通股，每股面值0.001美元[165] - 截至2022年12月31日，公司授权发行100,000,000股优先股，其中25,000,000股被指定为“A系列可转换优先股”，但截至2022年和2021年12月31日，均无A系列可转换优先股发行[167] - 公司目前不打算在未来支付任何现金股息，所有可用资金和未来收益将用于业务发展和增长[164] - 公司普通股在NYSE American上市，代码为“PED”[128] - 截至2022年12月31日，公司有1,407,667股普通股的未行使股票期权，加权平均价格为每股$1.51[132] - 公司已提交Form S-8注册声明，注册了约16,134,915股普通股，用于股权激励计划[132] - 公司需满足NYSE American的持续上市标准，否则可能导致股票退市[132] - 公司章程和章程细则包含反收购条款，可能阻止或延迟控制权变更[134] - 公司章程允许发行最多100,000,000股优先股，其中66,625股已被指定为A系列优先股[138] - 公司董事会可发行授权但未发行的普通股，无需股东批准[139] - 公司股票交易量低且不活跃，可能导致价格波动和流动性问题[130] - 公司股票的有限交易量可能导致股东难以借入资金或出售大量股票[131] - 公司股票可能因市场条件、行业波动或公司业绩变化而受到影响[128] 公司财务数据 - 2022年公司总收入为30,034,000美元，2021年为15,860,000美元，2020年为8,059,000美元[48] - 2022年原油总产量为304,507桶，平均售价为每桶90.86美元[48] - 2022年天然气总产量为245,923千立方英尺，平均售价为每千立方英尺6.41美元[48] - 2022年NGL总产量为19,277桶，平均售价为每桶40.87美元[48] - 2022年公司平均每日生产999桶油当量[48] - 2022年公司预计2023年资本支出在2500万至3500万美元之间，包括2300万至3300万美元的钻井和完井成本[43] - 2022年公司天然气销售中，D-J Basin资产的天然气销售仅占公司总收入的1%[42] - 2022年12月31日，公司总估计探明储量为16.1百万桶油当量（Boe），其中13.4百万桶为原油和NGL储量，16.4百万立方英尺为天然气储量[53] - 2022年，公司钻井和完井活动相关的资本支出为23,131,000美元，主要用于两口新井的钻井、完井和设施建设，以及Permian盆地的生产增强清洁和D-J盆地的资产收购[54] - 2022年，公司通过多笔交易在D-J盆地收购了约480净矿区英亩和787净租赁英亩，总收购和尽职调查成本分别为607,000美元和688,000美元[55] - 2022年12月31日，公司拥有112口原油井和66.1口净原油井，总运营井的百分比为53.6%[51] - 2022年，公司在D-J盆地和Permian盆地的总租赁和矿区面积为238,170英亩，其中已开发面积为214,063英亩，未开发面积为24,107英亩[49] - 2022年，公司未开发租赁面积将在未来三年内到期，分别为2023年66英亩，2024年40英亩，2025年0英亩[50] - 2022年，公司参与了8口开发井的钻井活动，其中4.1口为净井[52] - 2022年12月31日，公司有8口开发井已钻但未完成，其中0.4口为净井[53] - 2022年公司总收入为3003.4万美元，其中石油销售2766.9万美元，天然气销售157.7万美元，天然气液体销售78.8万美元[225] - 2022年现金及限制性现金总额为3297.7万美元，较2021年增加375万美元[225] - 2022年应收账款中包含与联合权益所有者相关的11.6万美元[219] - 2022年销售给两个客户的石油和天然气收入占总收入的63%和20%[219] - 2022年未记录坏账准备，但可能在未来经济下滑时面临增加的坏账费用[219] - 2022年公司资本支出为23,131,000美元，主要用于钻井、完井和设施建设，其中840万美元用于二叠纪盆地资产的生产增强清洁，1250万美元用于D-J盆地的钻井和完井[227] - 2022年资产退役义务的期末余额为3,161,000美元，其中包括472,000美元的当前资产退役义务[229] - 2022年运营租赁的租赁负债总额为81,000美元，其中当前租赁负债为81,000美元，长期租赁负债为0美元[230] - 2022年运营租赁的加权平均剩余租赁期为0.7年，加权平均折现率为5.35%[230] - 2022年现金支付的租赁负债为121,000美元[230] - 2022年D-J盆地资产中，792英亩的租赁将在2025年到期[231] - 2022年二叠纪盆地资产中，66英亩、40英亩和0英亩的租赁分别将在2023年、2024年和2025年到期，另有1,358英亩的租赁将在未来到期[231] - 2022年油气资产的期末余额为80,147,000美元，其中受摊销的油气资产为176,253,000美元[227] - 2022年折旧、耗竭和减值的累计金额为98,288,000美元[227] - 2022年资产退役成本的期末余额为1,407,000美元[227] - 2022年公司净利润为2,844千美元，相比2021年的亏损1,299千美元有所改善[211] - 2022年公司油气销售收入为30,034千美元，相比2021年的15,860千美元增长了89.4%[211] - 2022年公司经营活动产生的现金流量净额为15,981千美元，相比2021年的5,970千美元大幅增加[213] - 2022年公司油气资产净值为80,147千美元，相比2021年的66,467千美元增长了20.6%[209][210] - 2022年公司折旧、折耗及摊销费用为11,153千美元，相比2021年的7,380千美元增加了51.1%[211] - 2022年公司现金及限制性现金为32,977千美元，相比2021年的29,227千美元增加了12.8%[213] - 2022年公司股东权益总额为96,459千美元，相比2021年的91,483千美元增长了5.4%[210] - 2022年公司每股基本收益为0.03美元，相比2021年的每股亏损0.02美元有所改善[212] - 2022年公司累计亏损为126,741千美元，相比2021年的129,585千美元有所减少[210] 公司资产与运营 - 截至2022年12月31日，公司在Permian盆地持有约31,308净英亩，在D-J盆地持有约12,372净英亩[30] - 公司在Permian盆地拥有381口总井（377口净井），其中42口为活跃生产井，16口为活跃注入井，2口为活跃盐水处理井[30] - 公司在D-J盆地拥有92口总井（24.1口净井），其中18口（16.2口净井）由Red Hawk运营并正在生产[30] - 公司计划通过开发现有钻井库存和参与非运营项目，增加产量、现金流和储量，已识别出约150个Permian盆地的钻井位置[31] - 公司预计2023年净资本支出在2500万至3500万美元之间，包括2300万至3300万美元的钻井和完井成本[36] - 公司计划继续评估D-J盆地的井提案，并参与符合经济门槛的项目，必要时可在Permian和D-J盆地之间灵活调配资本[36] - 公司预计通过运营现金流、现有现金、股权注入或贷款、公开或私人债务或股权融资等方式满足未来12个月的资金需求[36] - 公司专注于传统油田的开发，利用现代钻井和完井技术，优化井密度和配置，保持高度的运营控制[31][32][33] - 公司利用广泛的交易流、技术和运营经验，评估并执行增值收购机会，保持财务灵活性以追求有机和外部增长机会[34][35] - 公司截至2022年12月31日，在Permian Basin拥有31,308净英亩，在D-J Basin拥有12,372净英亩[40] - Permian Basin资产预计可容纳150口潜在净井，包括135口1.0英里横向井和15口1.5英里横向井[40] - D-J Basin资产预计可容纳204口潜在总井，包括79口潜在净井，涵盖不同长度的横向井[40] - 公司Permian Basin资产中，27,893英亩（净）已通过生产保留，3,415英亩（净）如未开发将面临租赁或协议到期[107] - 公司New Mexico和Colorado地区面临水资源获取限制，可能对财务状况、运营结果和现金流产生负面影响[109] - 公司未对油价和天然气价格进行对冲，可能面临价格大幅下跌的风险[107] - 公司依赖水力压裂服务和相关设备，供应短缺可能影响开发计划的时间和预算[108] - 公司New Mexico资产大部分未开发，需大量额外资本进行开发，存在开发失败的风险[111] - 公司计划在新兴油气田使用最新水平钻井和完井技术，存在技术和财务风险[111] - 公司面临替代能源技术发展的竞争，可能降低对石油和天然气的需求[109] - 公司面临法律诉讼和政府调查的风险，可能产生重大财务影响[110] - 公司面临水资源获取和处理成本上升的风险，可能影响油气生产的经济性[109] - 公司依赖于CEO Simon Kukes和总裁J. Douglas Schick的持续参与，他们的离职可能对公司运营产生不利影响[119] - CEO Simon Kukes通过个人和信托持有公司66.6%的投票权，对股东投票有控制权[119] - 公司在2018年和2019年从CEO Simon Kukes处获得总计51.7百万美元的贷款，这些贷款已转换为29.5百万股普通股[116] - 公司在2019年通过私人交易向CEO Simon Kukes的实体出售了额外15.0百万股普通股，筹集了28.0百万美元[116] - 自2019年9月以来，公司未从CEO Simon Kukes处获得额外资金，主要通过公开募股、出售油气资产和销售原油及天然气来融资[117] - 公司面临气候变化带来的风险，包括极端天气事件可能对设施造成损害和保险成本增加[114] - 气候变化可能导致天然气市场需求波动，暖冬可能对公司业务产生不利影响[114] - 公众对公司及其行业的负面看法可能导致监管加强，增加运营成本和监管负担[114] - 气候变化和环保法规可能导致公司资本成本增加，融资难度加大[114] - 公司可能因气候变化和环保法规面临低碳或可再生能源需求增加，从而减少对公司产品的需求[115] - 公司约26%的Permian Basin资产和1%的D-J Basin资产位于联邦租赁土地上，可能受到联邦法律、法规和命令的限制[123] - 公司在New Mexico的盐水分离井许可方面遇到显著延迟，导致完成作业和将新井投入全面生产的延迟[123] - 公司预计Colorado Senate Bill 19-181可能增加在Colorado进行油气开发活动的难度和成本[124] - 公司约26%的New Mexico和1%的Colorado土地位于联邦土地上，联邦政府对油气租赁和许可的暂停可能对公司产生重大不利影响[125] - SEC规则限制公司未来可能无法预订额外的已证明未开发储量（PUDs），且如果未在五年内钻探或计划延迟，可能需要减记PUDs[125] - 公司可能因环境法律和法规的遵守或违规责任而产生重大成本，包括前业主或第三方的活动导致的责任[126] - 公司可能因联邦监管机构对场外衍生品市场的监管规则而影响其风险管理能力，尤其是对

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended: September 30, 2022 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number: 001-35922 (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of incorporation or organization) T ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 PEDEVCO Corp. (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of incorporation or organization) Texas 22-3755993 (I.R.S. Employer Identification No.) 575 N. Dairy Ashford, Suite 210, Houston, Texas 77079 (Address of principal executive offices) (Zip Code) (713) 221-1768 For the quarterly peri ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended: March 31, 2022 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from______ to______ Commission file number: 001-35922 PEDEVCO Corp. (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of incorporat ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K (Mark One) ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(D) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2021 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from ________________ to ____________ Commission file number: 001-35922 PEDEVCO Corp. (Exact Name of Registrant as Specified in Its Charter) (State or other jurisdiction o ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended: September 30, 2021 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from ________ to ______ Commission file number: 001-35922 PEDEVCO Corp. (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of in ...