财年定义 - 公司财年于12月31日结束，2024财年指截至2024年12月31日的年度，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[25] 衡量指标及标准 - PV - 10按美国证券交易委员会（SEC）指南计算，使用10%的年贴现率[67] - 标准化衡量指标是对已探明石油、天然气和天然气凝析液储备的未来净现金流进行贴现，贴现率为每年10%[79] - 1桶油当量（Boe）由1桶原油、凝析油或天然气凝析液与6千立方英尺（Mcf）天然气的比例确定[34] - 1千桶油当量（MBoe）、1百万桶油当量（MMBoe）分别代表不同数量级的油当量[54][59] - 1千桶原油或其他液态烃（MBbl）、1千桶原油或其他液态烃/天（MBbl/d）用于衡量原油或液态烃数量及产量[52][53] - 1千立方英尺天然气（Mcf）、1百万立方英尺天然气（MMcf）用于衡量天然气数量[56][60] - 1百万英热单位（MMBtu）用于衡量热量[58] 市场基准价格 - 亨利枢纽是纽约商品交易所（NYMEX）天然气期货合约的官方交割地点，其结算价格是北美天然气市场的基准[48] - 库欣/西得克萨斯中质原油（Cushing/WTI）指俄克拉荷马州库欣枢纽的西得克萨斯中质原油价格[38] 公司历史变更 - 2012年7月27日公司反向收购太平洋能源开发公司，其股东获得约95%投票权，公司更名PEDEVCO Corp [89] 公司土地及油井权益 - 截至2024年12月31日，公司在二叠纪盆地持有约14,105净英亩土地，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地持有约18,669净英亩土地 [92] - 截至2024年12月31日，公司在二叠纪盆地资产中持有35口总井（33.5口净井）权益，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地资产中持有82口总井（21.9口净井）权益 [92] - 截至2024年12月31日，公司在二叠纪盆地核心运营区拥有14,105净英亩权益，在丹佛 - 朱尔斯堡盆地核心运营区拥有18,669净英亩权益[110] - 截至2024年12月31日，公司总租赁面积为108,800英亩（毛面积）和32,774英亩（净面积），其中开发面积为91,520英亩（毛面积）和24,935英亩（净面积），未开发面积为17,280英亩（毛面积）和7,839英亩（净面积）[132] - 2025 - 2027年，D - J盆地资产分别有809英亩、3,662英亩和1,657英亩净未开发面积到期，之后还有508.53英亩；二叠纪盆地资产仅2026年有200英亩净未开发面积到期[134] 公司资本支出计划 - 2025年公司净资本支出预计在2700万美元至3300万美元之间，其中2450万美元至3050万美元用于钻井和完井成本，约250万美元用于其他杂项资本支出 [97] - 预计2025年约70% - 75%的资本支出将分配到丹佛 - 朱尔斯堡盆地的开发 [97] - 2025年公司净资本支出预计在2700万美元至3300万美元之间，其中2450万美元至3050万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250万美元用于其他杂项资本支出[116] - 2025年预计约70% - 75%的资本支出将分配给丹佛 - 朱尔斯堡盆地的开发[116] 公司融资安排 - 公司可通过“市价发行”出售最多800万美元证券 [99] - 公司与花旗银行的储备基贷款安排初始借款基数为2000万美元，总最高循环信贷额度为2.5亿美元 [99] 公司办公场地 - 公司总部位于约5200平方英尺办公空间，租约2027年2月到期 [91] 公司竞争情况 - 公司竞争优势包括专注传统遗留油田、具备技术工程与运营专业知识、低成本开发 [105][106][107] - 公司面临来自大型和独立油气公司的激烈竞争，许多竞争对手资源更丰富 [102] 公司销售情况 - 2024年，公司向三个客户的销售分别占公司油气总收入的38%、36%和12%[111] 公司资产剥离与合作 - 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[117] - 2023年9月，Evolution向公司支付36.6万美元，获得二叠纪盆地前两个开发区块现有租约50%的工作权益，涵盖约813净英亩；2024年6月，Evolution支付36.5万美元，获得第三、四、五个开发区块现有租约50%的工作权益，涵盖约811净英亩[123][124] - 2024年8月21日，公司通过PRH与合作方达成参与协议，支付860万美元获得6口Harlequin井30%权益；2025年2月，与Operator达成联合开发协议，Operator支付170万美元[142][144][145] - 2024年9月23日，PRH出售320英亩非核心D - J盆地资产，获得75万美元，确认73.5万美元收益[146] 公司财务数据关键指标变化 - 2024年公司总营收为3955.3万美元，2023年为3078.4万美元，2022年为3003.4万美元[129] - 2024年公司发生2050万美元资本成本，收购267英亩净矿权和4960英亩净租赁面积，成本分别为72.5万美元和86.2万美元[147][148] 各条业务线数据关键指标变化 - 油气产量与价格 - 2024年公司石油总产量为492,396桶，平均销售价格为每桶73.50美元；2023年总产量为382,794桶，平均销售价格为每桶72.95美元；2022年总产量为304,507桶，平均销售价格为每桶90.86美元[129] - 2024年公司天然气总产量为608,382千立方英尺，平均销售价格为每千立方英尺2.00美元；2023年总产量为479,533千立方英尺，平均销售价格为每千立方英尺3.00美元；2022年总产量为245,923千立方英尺，平均销售价格为每千立方英尺6.41美元[129] - 2024年总石油产量78,003桶，平均销售价格为每桶27.48美元；油当量总产量671,796桶油当量，平均日产量1,835桶油当量，平均生产成本为每桶油当量10.36美元[130] 各条业务线数据关键指标变化 - 油田产量 - 截至2024年12月31日，D - J盆地资产的Wattenberg油田产量为333,635桶；2023年和2022年，二叠纪盆地资产的Chaveroo油田产量分别为168,458桶和211,310桶，Wattenberg油田产量分别为331,896桶和91,685桶[132] 各条业务线数据关键指标变化 - 生产性井 - 截至2024年12月31日，公司拥有117口（毛）和59.3口（净）生产性原油井，总运营井占比47.0%[135] - 2024年公司开发生产性井27口（毛）和5.1口（净），2023年分别为8口（毛）和0.4口（净），2022年分别为8口（毛）和4.1口（净）[137] 各条业务线数据关键指标变化 - 探明储量 - 截至2024年12月31日，公司总估计探明储量为1810万桶油当量，其中原油和NGL储量为1420万桶，天然气储量为2340万立方英尺[138] 法规罚款相关 - 违反油气生产相关法规会面临巨额罚款，FERC对违反NGA和1978年《天然气政策法案》的行为可处以最高每天150万美元的民事罚款[157,162] - 违反FTC 2009年11月发布的石油行业反市场操纵法规，面临最高每天每违规行为130万美元的民事罚款[168] - 违反CFTC 2011年7月发布的反操纵规则，面临最高为110万美元或违规者货币收益三倍（取较高值）的民事罚款[168] 法规报告要求 - 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，需每年5月1日向FERC提交Form No. 552报告，公司目前未达此报告要求[163] 法规对油气生产销售的约束 - 油气生产受美国联邦和州法律法规约束，可能限制公司可钻井数量，各州通常对油气生产和销售征收生产税或开采税[155] - 油气销售价格目前按市场价格交易，但无法预测未来是否会有相关立法及影响，销售可能需满足某些州和联邦报告要求[158] - 商品运输价格和服务条款受广泛的联邦和州监管，可能影响公司油气营销和销售收入[159] - FERC监管州际天然气管道运输费率和服务条件，不断提出和实施新规则以确保公平竞争和市场透明[161] 公司运营法规约束 - 公司运营受严格的联邦、州和地方法律法规约束，涉及职业安全健康、环境保护等方面，违反规定可能面临多种处罚[169] - 公司运营受《清洁空气法》及类似州和地方要求约束，未来几年可能需为空气污染控制设备进行资本投资[172] - 2024年3月8日，美国环保署（EPA）敲定NSPS OOOO计划最终规则，5月7日生效，将对油气上下游运营成本产生重大影响[174][175] - 2015年10月，EPA将臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，科罗拉多州丹佛都会区和北前缘地区未能达标，2022年“严重”分类触发额外义务[176] - 2019年科罗拉多州颁布SB 19 - 181法案，空气质量控制委员会（AQCC）开展多年规则制定工作以减少油气全燃料周期排放[178] - 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，住宅和高入住率建筑单元有类似2000英尺后退要求[179] - 2023年10月，AQCC通过温室气体排放和能源管理制造第二阶段规则，要求科罗拉多州18家高排放制造商到2030年将温室气体水平比2015年降低20%[182] - 2021年新墨西哥州能源、矿产和自然资源部（ENMRD）颁布规则，要求到2026年12月31日捕获不少于98%的天然气[183][184] - 2024年4月，美国土地管理局（BLM）敲定规则减少联邦和印第安租赁土地上油气生产活动中天然气浪费，6月生效，但面临诉讼，实施不确定[189] - 2024年5月1日，国家环境政策法案（NEPA）第二阶段最终规则生效，但至少二十个州提出挑战，2025年规则或有进一步变化[190] - 遵守空气污染控制、空气监测、气体捕获和许可要求可能会延迟油气项目开发并增加成本[186] - 水力压裂受州油气委员会和多个联邦机构监管，联邦机构曾考虑额外监管，相关规则实施不确定[187][188][189] - 2018年11月6日，科罗拉多州55%的选票反对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[196] - 2020年9月28日，COGCC（现ECMC）初步批准全州钻井和压裂作业与建筑物的间距规则从500英尺增加到2000英尺，于2021年1月1日生效[198] - 2022年5月10日，科罗拉多州立法机构通过SB 22 - 198法案，要求该州油气运营商为已开钻但未封堵废弃的油井支付缓解费，修正案于6月30日生效[199] - 公司运营产生的物质可能被列为有害物质，相关场地可能受CERCLA、RCRA及类似州法律约束，处理成本可能很高[210][212] - 地下注入作业受UIC计划监管，科罗拉多州自2011年起对生产水处置井实施更严格的许可和运营要求[213] - 美国最高法院2020年4月的裁决及EPA2023年11月发布的草案指导意见，可能使公司运营成本增加，目前EPA未最终确定指导意见[215] - 新墨西哥州环境部2023年12月提议新法规，要求油气行业回用生产水，预计2025年出台最终规则[216] - 管道运输和储存受严格安全法规监管，美国运输部有相关规定，近年有加强和扩展法规及增加违规处罚的举措[217][218] - 科罗拉多州公共事业委员会2021年3月通过第11号法规，规范管道运营商和天然气管道安全[220] - EPA自2010年6月开始监管固定源的温室气体排放[221] - 2022年《降低通胀法案》包含甲烷排放减少计划，2024年5月EPA修订石油和天然气设施的温室气体报告计划[222] - 2024年甲烷排放和废物减少激励计划的排放费为每吨超标排放900美元，2025年增至1200美元，2026年增至1500美元[222] - 2025年1月特朗普发布行政命令暂停《降低通胀法案》资金支出，退出《巴黎协定》等，相关规则未来实施和执行不确定[222] 公司土地所在区域 - 公司在新墨西哥州约17%、科罗拉多州1%、怀俄明州4%的土地位于联邦土地上[191] 公司油井封堵补偿 - 2023年12月，公司运营商RAZO同意按每销售1总桶油2美元的费率，向新墨西哥州石油和天然气保护司偿还封堵和废弃约299口闲置遗留油井的实际成本，每月最低支付3万美元[125] - 公司新墨西哥州运营子公司RAZO与OCD达成协议，以每销售1桶原油2美元的费率，补偿OCD封堵约299口二叠纪盆地资产闲置遗留油井的实际成本，每月最低支付3万美元[200]