公司储量情况 - 截至2019年12月31日，公司估计总探明储量为1.38亿桶油当量，其中1.22亿桶油当量在加利福尼亚州[17] - 截至2019年12月31日，公司估计总探明储量为1.38亿桶油当量（MBoe）[66] - 按类别划分，2019年12月31日已开发生产储量（PDP）为6800万桶油当量，占比49%；已开发未生产储量（PDNP）为1300万桶油当量，占比10%；未开发储量（PUD）为5700万桶油当量，占比41%[70] - 按地区划分，2019年12月31日加州探明储量为1.22亿桶油当量，犹他州为1500万桶油当量，科罗拉多州为100万桶油当量[73] - 2019年加州探明储量增加2400万桶油当量，增幅23%，替换率为299%；科罗拉多州储量减少1700万桶油当量[77] - 2019年公司从扩展和发现中增加了1300万桶油当量的探明储量，主要来自加州资产[77] - 2019年公司因减值从皮申斯气田移除了1600万桶油当量的探明未开发储量[78] - 2019年公司在加州和犹他州的净负价格修正分别为200万桶油当量[82] - 2019年加州已探明未开发储量增加2500万桶油当量，其中1000万桶油当量重新分类为已探明开发储量[85] - 2018年12月31日至2019年12月31日，加州已探明未开发储量期初余额4000万桶油当量，期末余额5500万桶油当量；犹他州期初100万桶油当量，期末200万桶油当量；科罗拉多州期初1400万桶油当量，期末为0；总计期初5500万桶油当量，期末5700万桶油当量[86] - 2019年公司通过延伸和发现新增1200万桶油当量已探明未开发储量[87] - 2019年加州已探明未开发储量因价格因素净负修正约100万桶油当量，油价下降12%，气价下降15%[88] - 2019年加州已探明未开发储量因性能因素净正修正1300万桶油当量，犹他州因2019年钻井活动类型曲线性能改善净正修正100万桶油当量[89] - 2019年公司将加州1000万桶油当量已探明未开发储量转为已探明开发储量，转化率23%，花费约7400万美元资本[90] - 截至2019年12月31日，约88%的探明储量和约96%的探明储量PV - 10价值来自加州资产[67] - 截至2019年12月31日，公司探明储量的标准化折现未来净现金流和约为15亿美元，PV - 10约为18亿美元[68] 公司产量情况 - 2019年全年平均日产量约29.0万桶油当量，其中约87%为石油；2019年第四季度平均日产量约31.3万桶油当量，其中约89%为石油[17] - 2020年预计石油产量占总产量约90%，2019年和2018年分别为87%和82%[35] - 2018年加州日产量443000桶，其中约74%产自圣华金盆地[43] - 2019年12月31日，加州已探明储量约占公司总已探明储量的88%，2019年全年日均产量22.6千桶油当量，占比78%，第四季度日均产量25.5千桶油当量，占比81%[45] - 2019年12月31日，尤因塔盆地已探明储量约占公司总已探明储量的11%，2019年全年日均产量5.0千桶油当量，占比17%[51] - 2019年12月31日，皮申斯盆地已探明储量约占公司总已探明储量的1%，2019年全年日均产量1.4千桶油当量，占比5%[55] - 2019年公司平均日产量约29.0千桶油当量，其中约87%为石油，加州平均日产量22.6千桶油当量，均为石油[59] - 2019年公司日均产油25.3千桶、天然气20.0百万立方英尺、天然气液0.4千桶，总产量29.0千桶油当量；2018年日均产油22.0千桶、天然气26.3百万立方英尺、天然气液0.6千桶，总产量27.0千桶油当量[62] - 2019年SJV Midway Sunset油田石油总产量为554.3万桶，2018年为449.5万桶[105] - 2019年SJV Belridge Hill油田石油总产量为131.2万桶，2018年为119.6万桶[105] 公司现金流与盈亏平衡情况 - 2019年公司在布伦特油价54.91 - 74.57美元区间、年均64.16美元时产生正的杠杆自由现金流，按当前利息、股息和生产水平，布伦特油价约50美元时杠杆自由现金流预计盈亏平衡[21] 公司资本支出情况 - 2019年和2018年资本支出分别约为2.11亿美元和1.48亿美元，2020年预计资本支出预算为1.25 - 1.45亿美元[35] - 2020年加利福尼亚州资本支出预算为1.13 - 1.30亿美元，2019年实际为1.92亿美元；犹他州为400 - 500万美元，2019年为1000万美元；科罗拉多州为100 - 200万美元，2019年为100万美元；公司层面为700 - 800万美元，2019年为800万美元[37] - 2020 - 2025年，PDP储量估计年下降率约为13% - 20%，未来三年每年需略高于每桶油当量11美元的资本支出以保持产量稳定[23] - 2019年公司为履行资产退役和场地修复义务花费约2700万美元，2020年预计花费约2000万美元[39] 公司股票回购情况 - 截至2019年12月31日，公司回购约6%的流通股，花费约5000万美元，2020年2月董事会授权再回购5000万美元股票[28] 公司土地与钻井位置情况 - 截至2019年12月31日，公司在圣华金和文图拉盆地持有近15000净英亩土地，平均工作权益为99%[44] - 截至2019年12月31日，公司确定了10859个总钻井位置，运营约95%的生产井，未来三年到期租约覆盖的净面积约占总净面积的13%，其中11%在犹他州[64] - 截至2019年12月31日，公司总净面积为115,073英亩，占总面积152,735英亩的80%；总生产井数为4,124口；总确定钻探位置为10,859个，净钻探位置为10,814个[65] - 截至2019年12月31日，公司有大约1289个总（1276个净）与已探明未开发储量相关的钻探位置，2018年为1071个总（1058个净）[97] - 截至2019年12月31日，公司确定了9570个总（9379个净）未证实钻探位置，2018年为5959个总（5604个净）[98] - 截至2019年12月31日，公司拥有的总开发面积为104103英亩（净面积81392英亩），未开发面积为48632英亩（净面积33682英亩）[112] 公司生产运营相关情况 - 2020年最后三个季度公司预计在加州最多使用3台钻机，第一季度大部分时间最多使用1台钻机，全年预计钻195 - 225口总开发井[38] - 2019年公司在加利福尼亚州钻了335口油井，犹他州钻了3口油井，共计338口油井[117] - 截至2019年12月31日，公司共有3666口总（3541口净）生产井，约95%为油井，平均工作权益约为98%[108] - 截至2019年12月31日，公司参与了14个蒸汽驱和水驱压力维护项目[114] - 2020年起公司约定交付的天然气量约为717万英热单位/天，到2022年将降至456万英热单位/天[118] - 公司在其物业中的平均工作权益为98%，运营控制权为95%[120] - 2019年公司钻了292口总（292口净）与2018年12月31日已确定开发钻井位置（PUD）相关的井，包括25口总（25口净）蒸汽驱注入井[122] - 公司拥有并运营五座天然气燃烧热电联产厂，分别为38兆瓦、18兆瓦、5兆瓦、5兆瓦和42兆瓦[124] - 公司拥有80台完全获批的常规蒸汽发生器[126] - 公司Hill水力压裂项目每口井预计用水15万加仑，远低于2014年美国水平井的近400万加仑；每口井预计用砂32.5万磅，远低于2015年全国平均每口井超400万磅[127] - 约86%的加州原油产量通过管道连接到加州市场；加州炼油厂约73%的原油需求从欧佩克国家和其他水运来源进口[130] - 截至2019年12月31日，公司所有原油、天然气和NGL生产均按短期合同销售[130][131] - 公司五座热电联产设施总铭牌发电容量约为108兆瓦，2019年平均每天生产约3.6万桶蒸汽，每天向电网出售约1700兆瓦时热电联产电力，每天租赁运营消耗约700兆瓦时热电联产电力[136][138] 公司销售情况 - 2019年，公司向Andeavor、Phillips 66和Kern Oil & Refining的销售额分别约占总销售额的36%、24%和13%；截至2019年12月31日，来自这三家客户的应收账款分别约占应收账款的40%、17%和11%[140] 公司法规政策影响情况 - 2019年4月，加州新的闲置井法规生效，公司已提交闲置井管理计划[151] - 2019年4月，CalGEM的前身敲定新的地下注入控制（UIC）法规，公司加州开发和生产活动受其约束[152] - 2019年，加州州长签署AB 1057法案，扩大了CalGEM的职责[153] - 2019年11月，CalGEM宣布三项行动，2020年1月对新的地下采油井实施高压循环蒸汽工艺禁令，仅公司未开发的热硅藻土资产受影响[154][155] - 2020年2月25日，加州第五区上诉法院裁决使克恩县环境影响报告部分无效，30天后生效，直至克恩县修订并重新认证该报告[156] - 公司2019年业绩未受暂停令显著影响，预计2020年业绩也不受影响，2020年计划主要是热砂岩开发，不使用高压循环蒸汽注入工艺[157] - 2019年末和2020年初，公司停用两台钻机，目前运营一台钻机，因UIC法规变化导致许可获取延迟[158] - 加州通过加州空气资源委员会实施温室气体排放总量管制与交易计划，到2030年将排放量降至1990年水平以下40%[168] - 2018年9月，加州通过法律，承诺到2045年使用100%零碳电力，州长签署行政命令，承诺到2045年实现全经济碳中和[169] - 美国将于2020年11月4日退出《巴黎协定》，但一些州和地方政府宣布将遵守该协定目标[170] - 2020年美国总统候选人有禁止油气井水力压裂和禁止联邦土地新矿产租赁的表态，公司运营涉及水力压裂和联邦土地作业[171] - 美国一些城市和地方政府起诉大型油气勘探和生产公司，指控其造成公共滋扰和未充分披露气候变化影响[173] - 2014年2月，美国环保署发布使用柴油燃料进行水力压裂活动的许可指南，2016年6月禁止水力压裂作业废水排入公共污水处理厂[176] - 2016年12月，美国环保署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[179] - 2019年4月科罗拉多州通过SB 181法案，要求COGCC决策时优先考虑公共健康和环境问题，采用规则减少甲烷等空气污染物排放，并赋予地方政府更多监管地表影响的权力[180] - 加利福尼亚州AB 345法案修订版若通过，要求CalGEM在2022年7月前制定土地使用缓冲距离规则，虽未明确强制距离，但需考虑2500英尺缓冲距离及加强监测和维护要求[180] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，并在2018年完成达标/未达标指定[190] - 2016年，EPA发布FIP以对部落土地上的石油和天然气生产及加工实施小型新源审查，2018年4月提议修订以简化FIP，2019年5月将FIP扩展到尤因塔盆地臭氧未达标地区的印第安人区域[190] - 2016年5月，EPA最终确定关于将多个小型地表场地汇总为单一空气许可源的规则，可能使小型设施触发更严格的空气许可程序和要求[192] - 2020年1月23日，EPA和陆军工程兵团敲定可航行水域保护规则，相对于清洁水规则缩小了管辖水域的定义，但该规则预计会面临法律挑战[197] - 《天然气法》第1(b)条豁免天然气集输设施受FERC作为天然气公司的监管，公司认为其集输系统中的天然气管道符合FERC认定为非监管集输管道的标准，但该地位未受FERC挑战，若重新分类为受监管的传输服务，公司可能需降低费率并减少收入[199] - FERC要求天然气市场的某些参与者（包括达到最低天然气销售或购买水平的集输商和营销商）提交年度交易报告，公司若不遵守可能面临重大处罚和罚款[200] - 《公共事业监管政策法案》的颁布及FERC据此制定的法规为公司拥有的热电联产设施发展提供了激励[201] - 美国鱼类和野生动物管理局需对超250个物种进行列入濒危物种法案名录和关键栖息地指定的决策，虽错过2017财年末的截止日期但仍在审查，若公司运营区域内物种被指定为濒危或受威胁物种