储量相关 - 公司通过收购Round Mountain物业额外权益，在加州增加100万桶油当量的探明储量[73] - 2024年加州探明未开发储量减少300万桶油当量，犹他州有200万桶油当量的正向修正和100万桶油当量的扩展[74] - 2024年公司净正向其他修正储量为200万桶油当量，其中包括中北硅藻土和南中途油田1300万桶油当量的正向PUD修正[77] - 2024年公司将约400万桶油当量的探明未开发储量转为探明已开发储量，花费约3900万美元资本[78] - 截至2024年12月31日，公司有大约548个总（539个净）与探明未开发储量相关的钻探位置[83] - 2024年公司下调了900万桶油当量的加州已探明未开发储量[143] - 截至2024年12月31日，公司在加州和犹他州净面积的约16%和26%位于联邦土地上，分别占总探明储量的约10%和16%，加州PUD位置的约7%[161] - 截至2024年12月31日，公司在犹他州约66%的净面积位于部落土地上，占该州总探明储量的约81%，犹他州所有已开发待钻井（PUD）位置均在此[164] - 截至2024年12月31日，公司在犹他州约16%的探明储量位于联邦土地上，约81%位于部落土地上[168] - 基于2024年12月31日的储量，若因许可延迟改变近期开发计划，可能导致部分已探明未开发储量损失[216] - 公司预计改善采收率、扩边和发现新储量以及潜在的收购将是储量增加的主要来源，但多种因素可能影响未来储量增加的来源或数量[245] 产量相关 - 2024年SJV Midway Sunset油田石油产量为514.5万桶，2023年为536.9万桶，2022年为563万桶[89] - 2024年SJV Belridge Hill油田石油产量为133.4万桶，2023年为145.9万桶，2022年为155.1万桶[90] - 2022年Uinta油田石油产量为101万桶，天然气产量为3502亿立方英尺，NGL产量为14.4万桶，总产量为173.7万桶油当量[90] 井相关 - 截至2024年12月31日，公司共有3838个总（3634个净）生产井，约100%为油井[93] - 截至2024年12月31日，公司拥有的油气井总数为3838口（毛井）和3634口（净井），其中加州分别为1264口和1214口，犹他州分别为2574口和2420口[94] - 2024 - 2022年，公司在加州和犹他州钻的油井数量分别为50口、33口和85口，天然气井和干井数量均为0[103] - 公司运营的油井平均工作权益为95%，运营控制权为96%[105] - 公司在加州的热采项目新井钻探和完井成本约为每口70万美元，侧钻项目成本一般在40 - 80万美元之间[109] - 2023年公司成功钻探第一口热硅藻土侧钻井，2024年又钻了28口，回报率超过100%[138] - 公司确定了约115个额外的热硅藻土侧钻位置，预计未来几年可执行，前提是获得必要许可[138] - 2023年公司钻了第一口热硅藻土侧钻井，2024年钻了多口，2025年也有计划[167] - 2023年末至2024年，公司在侧钻和修井许可发放上遇到延迟，年中左右许可周期时间有所改善[213] - 公司2025年加州资本计划聚焦侧钻和修井，目前持有的许可可维持至少第一季度侧钻活动及约上半年的连续修井活动[214] - 2025年加州钻探活动预计包括侧钻，犹他州计划钻探新的水平井和垂直井[270] 土地相关 - 截至2024年12月31日，公司拥有的已开发土地总面积为59023英亩（毛面积）和56794英亩（净面积），未开发土地总面积为75176英亩（毛面积）和62065英亩（净面积）[97] - 未来三年到期的租赁净面积约占2024年12月31日公司总净面积的1%[250] 电力及蒸汽生产相关 - 公司拥有4座天然气燃烧热电联产厂，总发电装机容量约为66兆瓦，2024年平均每天向电网出售约317兆瓦时的电力，租赁运营平均每天消耗约290兆瓦时的电力，平均每天生产约14000桶蒸汽[110][118] - 四座热电联产设施合计提供公司约10%的蒸汽产能和约46%的加州油田电力需求，且以低于市场的价格供应[253] - 公司依赖热电联产设施生产蒸汽，销售多余电力的合同、市场价格和监管条件会影响这些设施的经济价值，失去或无法续签合同可能影响成本抵消[253] 销售相关 - 2024年，公司向PBF Holding、Chevron和Phillips 66的销售额分别约占总销售额的30%、28%和10%，截至2024年12月31日，来自两个客户的应收账款分别约占应收账款的28%和24%[120] - 公司约94%的加州原油产量通过原油管道连接到加州市场，加州油价受布伦特原油价格影响，公司的原油生产主要通过短期市场敏感合同销售[112] - 公司的天然气生产主要通过短期市场敏感合同或现货价格出售，部分情况下，相关NGLs通过长期合同出售[114] - 2024年公司约15%的加州产量销售给菲利普斯66炼油厂，该厂计划2025年末关闭，关闭后加州剩余炼油产能约150万桶/日，是加州原油产量的五倍多[234] 产权审查相关 - 公司在收购资产时会进行初步产权审查，在钻井作业开始前会进行更彻底的产权审查和修复工作[122] 价格相关 - 2023年第一季度加州天然气价格一度高达每百万英热单位54.31美元，公司通过临时关闭一座热电联产设施等方式减少天然气消耗，但对生产造成负面影响[127] - 2024年天然气价格整体低于2023年，预计2025年因需求增长价格将上涨[127][128] - 公司盈利能力和财务状况高度依赖商品价格，历史上商品价格波动大且受众多不可控因素影响[219] - 商品价格下跌、运营成本增加等因素可能导致公司资产账面价值减记[207] - 商品价格下降或持续低迷可能迫使公司减少资本支出，影响生产增长，法律法规可能阻碍公司执行钻探计划和开发优化项目[271] 许可相关 - 2023年至2025年至今，公司无法依靠克恩县环境影响报告（EIR）来证明符合加州环境质量法（CEQA）以获得新井钻探许可[134] - 2024年5月公司获得14个新井钻探许可，其中10个在2024年执行[134] - 2023年至2025年至今，公司无法使用克恩县环境影响报告来证明符合《加州环境质量法》以获得新井钻探许可[212] - 由于加州持续的监管不确定性，2025年资本计划基于克恩县环境影响报告不会发放新井许可证的假设制定[271] 法规相关 - 2022年9月16日加州州长签署参议院第1137号法案，2023年1月1日生效，禁止在某些敏感受体3200英尺内许可新井或现有井的返工[140] - 2024年9月30日州长签署议会第218号法案，将部分遵守参议院第1137号法案规定的截止日期推迟至2026年7月1日，部分要求最多推迟三年[142] - 2026年7月1日，所有在退缩区内的设施必须符合特定健康、安全和环境要求，2028年7月1日需制定泄漏检测和响应计划并提交给加州石油天然气管理局（CalGEM），2029年7月1日CalGEM需批准这些计划，2030年7月1日起，除非有CalGEM批准并全面实施的泄漏检测和响应计划，否则运营商必须暂停退缩区内的运营[143] - 加州SB 253要求年营收超10亿美元的公司从2026年开始披露2025年的范围1和2温室气体排放数据，2027年开始披露2026年的范围3排放数据；SB 261要求年营收超5亿美元的公司从2026年开始披露2025年与气候相关的财务风险[147] - 联邦IRA从2024年起对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放收费，2024年为每公吨泄漏甲烷900美元，2025年升至1200美元，2026年及以后为1500美元[160] - 2024年4月，美国内政部修订陆上联邦石油和天然气租赁计划的财政条款，包括提高陆上特许权使用费率至16⅔%[162] - 2024年10月，加州禁止水力压裂的法规生效，公司目前在加州不进行水力压裂，近期计划也不涉及相关资产开发[158] - 2024年9月25日加州AB 3233法案授权地方政府限制或禁止辖区内油气运营，公司目前仅在克恩县运营，暂未发现当地政府有相关限制意向[144] - 2024年9月25日生效的AB 1866法案对闲置油井运营商提高年费或要求提交管理和消除闲置油井的计划，公司初步评估对P&A成本影响较小[154] - 2023年10月签署的AB 1167法案对收购加州油井或生产设施运营权的人提出更严格的财务担保要求，公司可能面临更高的担保成本[156] - 加州UIC法规不确定性导致公司获取相关批准延迟，未来可能面临更严格的法规限制和更高的合规成本[149] - 2019年，CalGEM对新的高压循环蒸汽井实施了暂停审批措施，虽技术上已解除，但自实施以来新钻井蒸汽作业仍未获批[165][167] - 2024年4月，美国土地管理局敲定一项规则限制联邦土地井场的燃烧，该规则在包括犹他州在内的部分州面临诉讼并暂停执行[168] - 2021年10月，拜登政府宣布对特朗普政府2020年最终确定的一项规则进行三项重大修改；2022年4月和2024年5月，美国环境质量委员会（CEQ）分别发布“第一阶段”和“第二阶段”最终规则；2024年11月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院裁定CEQ无权发布《国家环境政策法》（NEPA）法规；2025年2月，CEQ发布了一项临时最终规则[163] - 美国尚未在联邦层面实施全面的气候变化立法，但美国环境保护署（EPA）已通过相关规则，对某些大型固定源的温室气体排放进行建设和运营许可审查等[177] - 加州碳排放总量上限到2030年将降至1990年水平以下40%[178] - 加州低碳燃料标准2030年碳强度目标从20%提高到30%，到2045年碳强度降低目标为90%[178] - 加州要求到2045年实现全州100%零碳电力使用[179] - 《气候企业数据问责法案》要求年总收入达10亿美元且在加州开展业务的美国公司每年公开披露并核实范围一、二、三的温室气体排放[262] - 《气候相关金融风险法案》要求年总收入达5亿美元且在加州开展业务的美国公司每两年披露一份气候相关金融风险报告[262] - 两项法案的报告将于2026年开始，加州州长已指示进一步考虑实施期限，且两项法案已在加州中区联邦地区法院受到质疑[262][263] - 2024年9月27日，加州州长签署参议院第291号法案，将加州空气资源委员会颁布《气候企业数据问责法案》实施条例的时间延长至2025年7月1日，推迟了6个月[263] 资金支出相关 - 2024年公司在封堵和废弃（P&A）活动上花费约1500万美元，预计2025年花费在1400万至2000万美元之间以履行年度P&A义务[155] - 2024年全年，公司未在任何设施安装修复或污染控制设备方面产生重大资本支出，且预计2025年也不会因环境问题产生重大资本支出[174] - 2025年勘探与生产运营、CJWS和公司活动的资本支出预算在1.1亿至1.2亿美元之间[270] - 公司业务需要持续的资本支出，可能无法通过经营现金流为投资提供资金或获得满意条件的额外资本，导致油气储量或产量下降[270] 人员相关 - 截至2024年12月31日，公司有1070名员工，其中710人在CJWS业务部门[189] 国际协定及行政命令相关 - 2021年美国重新加入《巴黎协定》，2025年1月20日特朗普签署行政命令再次退出[181] 证券交易委员会规则相关 - 2024年3月美国证券交易委员会发布气候风险报告最终规则，实施因法律挑战暂停[185] - 2025年2月11日美国证券交易委员会代理主席请求第八巡回上诉法院在重新考虑最终规则期间不安排辩论[186] 地方气候法律相关 - 纽约和佛蒙特州通过气候“超级基金”法律，马里兰、马萨诸塞、新泽西和加州有类似提案[180] 公司面临风险相关 - 加州居民关注气候变化，政治家可能对公司采取监管、诉讼或立法行动[183] - 化石燃料生产商面临金融风险，股东可能转移投资，机构贷款人可能减少融资[184] - 公司生产资产主要位于加州，易受当地价格波动、法律法规变化等区域风险影响[217] - 加州政府限制油气生产的举措可能对公司运营产生负面影响，导致化石燃料需求下降[203] - 公司现有债务协议的限制性契约可能限制其增长、财务灵活性及投资资金获取[207] - 公司套期保值活动限制了其从商品价格涨跌中充分获益的能力，且可能无法完全抵御价格变动[207] - 美国宣布对进口钢铁征收25%关税，可能导致公司材料成本增加[227] - 公司运营受贸易政策和关税变化影响，新宣布的关税和贸易争端升级可能影响公司业务和运营费用[227] - 公司运营受运输和存储设施限制，若无法以合理条件使用这些设施，可能导致运营中断、产量削减和收入减少[230] - 公司可能无法按计划钻探已确定的地点，立法和监管发展可能阻碍计划的钻探活动，新法规和立法活动可能导致许可证审批延迟或减少，并产生额外成本[250] - 石油和天然气行业竞争激烈，公司在收购资产、销售产品和招聘人员方面面临挑战，且在获取投资资本方面也存在竞争[251] 收购相关 - 2023年7月宣布Macpherson收购，9月完成；2023年12月完成加利福