公司产量与价格指标变化 - 2024年公司总产量为288.4 Bcfe，较2023年的313.8 Bcfe有所下降[142] - 2024年公司平均销售价格（含衍生品价格影响）为2.28美元/Mcfe，较2023年的2.39美元/Mcfe有所下降[142] - 2024年公司平均生产成本为1.25美元/Mcfe，较2023年的1.27美元/Mcfe略有下降[142] - 2024年公司生产了288.4 Bcfe[151] 公司储量相关数据 - 截至2024年12月31日，公司有28个总（26个净）已探明未开发水平钻井位置和221个总（205个净）已探明开发非生产性压裂候选位置[143] - 2024年公司估计总探明储量为3131.909 MMcfe，较2023年的4093.791 MMcfe有所下降[149] - 2024年公司标准化度量值为6.33亿美元，较2023年的10.62亿美元有所下降；PV - 10值为6.72亿美元，较2023年的12.32亿美元有所下降[149] - 2024 - 2022年用于将探明未开发储量转化为探明已开发储量的成本分别约为2280万美元、3770万美元和5400万美元，对应转化储量为57.6 Bcfe、31.9 Bcfe和74.0 Bcfe[150] - 2024 - 2022年估计未来开发探明未开发储量的成本分别约为1.351亿美元、3.607亿美元和10.896亿美元[150] - 2024年公司探明储量减少961.9 Bcfe，主要归因于商品价格下降和计划钻井活动变化[151] - 2024年12月31日止年度，扩展与发现新增13.92亿立方英尺当量已探明未开发储量，改进采收率新增5.22亿立方英尺当量已探明已开发储量，出售矿产剥离10.39亿立方英尺当量已探明已开发储量和4.61亿立方英尺当量已探明未开发储量，已探明未开发储量转化为已探明已开发储量为5.76亿立方英尺当量[155][156][157] - 2023年12月31日止年度，公司已探明储量减少204.21亿立方英尺当量，主要因商品价格下降和钻井活动变化导致向下修正198.63亿立方英尺当量，部分被扩展与发现增加的22.78亿立方英尺当量和改进采收率增加的3.02亿立方英尺当量抵消，当年产量为31.38亿立方英尺当量[158] - 2023年，因天然气、NGL和石油平均价格降低，对已探明已开发储量和已探明未开发储量分别向下修正119.19亿立方英尺当量和27.31亿立方英尺当量，因资本支出降低和钻井活动减少，对已探明未开发储量额外向下修正52.13亿立方英尺当量[159] - 2023年，扩展与发现主要包括22.65亿立方英尺当量已探明未开发储量，其中19.78亿立方英尺当量来自优化钻井计划，2.87亿立方英尺当量来自NEPA的扩展[160] - 2023年，改进采收率包括3.02亿立方英尺当量已探明已开发储量，已探明未开发储量转化为已探明已开发储量为3.19亿立方英尺当量[161] - 2022年12月31日止年度，公司已探明储量增加169.41亿立方英尺当量，主要因收购2022年巴尼特资产，当年产量为27.95亿立方英尺当量[162] - 2022年，因天然气、NGL和石油平均价格升高，对已探明已开发储量向上修正18.29亿立方英尺当量，因性能调整额外向上修正5.2亿立方英尺当量，对已探明未开发储量向下修正24.6亿立方英尺当量[163] - 2022年，扩展与发现主要包括38.95亿立方英尺当量已探明未开发储量，来自对德文巴尼特收购资产的重新评估，额外扩展包括8.58亿立方英尺当量已探明未开发储量和7.41亿立方英尺当量已探明已开发储量[164] - 2022年，购买矿产包括123.71亿立方英尺当量已探明已开发储量和22.79亿立方英尺当量已探明未开发储量，来自埃克森巴尼特收购[165] - 2024年12月31日，按NYMEX期货价格估算，公司已探明已开发储量为36.93466亿立方英尺当量，已探明未开发储量为12.2429亿立方英尺当量，总已探明储量为49.17756亿立方英尺当量，标准化度量值为19.9亿美元，PV - 10值为24.46亿美元[168] 公司运输与存储合同情况 - 截至2024年12月31日，公司在田纳西天然气管道有61,000 MMBtu/d的固定运输合同，在千禧管道有27,500 MMBtu/d的固定运输合同，平均剩余期限4.6年[176] - 巴尼特地区有多项天然气运输合同，包括200,000 MMBtu/d运往凯蒂地区等，合同到期日在2025 - 2029年[177] - 公司在能源传输和休斯顿管道公司有205,716 MMBtu/d的固定运输合同，2027年到期[178] - 坦普尔工厂在能源传输的巴梅尔存储设施有2812500 MMBtu的存储合同，2027年末到期，还有200,000 MMBtu/d的固定运输合同[179] - 截至2024年12月31日，公司2025 - 2030年及以后每年在固定集输和运输协议下的最低总付款分别约为6860万美元、6670万美元、5900万美元、5310万美元、3430万美元和3890万美元[180] 公司人员与资产相关情况 - 截至2024年12月31日，公司共有366名员工[188] - 截至2024年12月31日，公司记录的资产退休义务为2.012亿美元[197] 公司法规相关情况 - 公司认为目前符合现行环境法律法规，持续合规不会对财务状况、经营成果和现金流产生重大影响，但法规变化可能有不利影响[198] - CERCLA及其类似州法律可能使公司对场地污染承担责任，需调查和修复相关场地[200] - RCRA及其类似州法规监管危险和非危险废物，公司部分废物未来可能被归类为危险废物[201] - 2016年EPA颁布废水预处理标准，禁止陆上非常规油气开采设施将废水排入公共污水处理厂，或致成本增加[204] - 2012年EPA发布最终新源性能标准和有害空气污染物国家排放标准，修订油气行业相关标准[213] - 2016年6月EPA发布最终规则，更新并扩展新源性能标准，设定挥发性有机化合物排放限值并监管油气行业新源和改造源的甲烷排放[213] - 2017年6月EPA提议暂停2016年6月规则中的某些要求两年[213] - 2018年3月EPA发布最终规则，修订新源性能标准的两项狭窄条款，取消紧急或非计划放空期间延迟修复的要求[213] - 2020年9月EPA发布最终规则，修订2012年和2016年油气行业新源性能标准，将传输和储存源从油气行业源类别中移除并撤销适用于生产和加工源的甲烷要求[213] - 2021年6月30日前总统拜登签署国会联合决议，废除EPA2020年9月修订的2012年和2016年油气行业新源性能标准，恢复先前标准[213] - 2024年3月8日EPA发布甲烷规则，5月7日生效，对现有和改造的油气源的甲烷排放设定要求，并对新源的甲烷和挥发性有机化学物排放施加额外要求[213] - 2015年10月EPA修订地面臭氧国家环境空气质量标准，使其更严格，2018年完成最终区域指定，公司运营区域若被列为不达标区，或致排放控制成本增加等[214] - 2024年5月EPA最终确定发电厂温室气体排放规则，为新建和改造的煤电厂和天然气电厂设定新源性能标准，为现有煤电厂设定排放指南，该规则正面临挑战[219] - 美国NDC设定到2030年将温室气体净排放量从2005年水平降低50 - 52%的目标[221] - 加州要求年总收入超10亿美元且在加州开展业务的美国企业每年报告范围1、2和3的温室气体排放，年总收入超5亿美元的企业需每两年编写风险报告披露气候相关财务风险及应对措施[223] - 公司受OSHA、濒危物种法案、国家环境政策法案等多项法规监管，可能面临成本增加、项目延迟或受限等风险[225][226][227] - 2024年3月8日EPA发布甲烷规则，5月7日生效，该规则正面临法律挑战但仍有效[220] 公司管理层变动情况 - 2025年3月31日John T. Jimenez将卸任首席财务官，由David Tameron接任，Jimenez将担任高级顾问至5月15日退休[237] - 2025年2月3日公司取消首席运营官职位，Eric S. Jacobsen被任命为上游业务总裁[237] 公司基本信息与报告提交情况 - 公司总部位于科罗拉多州丹佛市第17街1200号2100室，电话(720) 375 - 9680，网站为www.bkv.com [231][233] - 公司按规定向SEC提交10 - K、10 - Q、8 - K表格报告及相关修订文件，这些文件会在提交后尽快在公司网站“投资者”板块免费提供[234] 公司业务风险情况 - 公司天然气和NGL业务面临多种运营风险，虽有部分保险但不能覆盖全部损失和责任，部分项目选择自保[230] - 公司对重大资产收购进行产权审查，认为油气产权良好可辩护，但存在一些不影响使用的例外情况[232] - 公司主要市场风险是天然气和NGL生产价格波动，通过金融衍生品工具对冲部分风险[664][665] 公司衍生品合约情况 - 截至2024年12月31日，未到期的衍生品合约包括商品价格互换、基差互换、看涨期权和生产者领口协议[666] - 衍生品合约覆盖预计头寸至2027年，单个对冲交易结算期最长48个月，执行的对冲工具汇总不超60%需董事会批准当年和次年预测产量，后续年份分别不超40%和25%[667][668] - 2024、2023、2022年，NYMEX每百万英热单位变动0.10美元，天然气对冲收入分别变动970万美元、160万美元、770万美元；NGL纯度产品价格每桶变动1.00美元，NGL对冲收入分别变动700万美元、190万美元、460万美元[668] - BKV - BPP Power通过财务结算的HRCOs降低电力和天然气市场价格波动风险，但面临基差风险[669] - 除符合正常购销范围例外的衍生品外，其他衍生品按公允价值计入合并资产负债表，未指定为会计套期，按市值计价的损益及结算现金收支计入合并利润表[670][671] - 截至2024年12月31日，商品衍生品工具估计公允价值为净负债6760万美元；截至2023年12月31日为净资产1.025亿美元[672] - 公司通过衍生品合约降低了2027年前预期产量价格波动对经营现金流的负面影响，但也限制了商品价格上涨的收益[673] - 公司通过要求最低信用标准、监控信用评级、分散交易对手等方式管理衍生品合约对手方信用风险，对手方通常为投资级金融机构[674] - 公司与衍生品交易对手签订ISDA主协议，利用第三方销售天然气，依赖其信用收款[675][676] 公司借款与利率情况 - 截至2024年12月31日，公司循环信贷协议（RBL）未偿还借款为1.65亿美元，面临利率风险[677] - 截至2023年12月31日，公司与BNAC的关联方借款、定期贷款信贷协议、循环信贷协议和星展银行信贷安排的未偿还借款面临利率风险[677] - 截至2023年12月31日，公司与BNAC的未偿还借款为7500万美元[677] - 截至2023年12月31日，公司定期贷款信贷协议下的未偿还借款为4.56亿美元[677] - 截至2023年12月31日，公司星展银行信贷安排下的未偿还借款为3100万美元[677] - 截至2023年12月31日，公司循环信贷协议下的未偿还借款为9600万美元[677] - 2024年和2023年公司未偿还借款的年化平均利率分别约为9.3%和8.7%[677] - 预计2024年适用平均利率提高1.0%，利息费用将增加490万美元[677] - 预计2023年适用平均利率提高1.0%，利息费用将增加780万美元[677]