报告及新闻稿日期 - 报告日期为2025年4月23日[1] - 新闻稿日期为2025年4月23日[9] 公司上市信息 - 公司普通股面值为每股0.001美元，交易代码为BRY，在纳斯达克全球精选市场上市[2] 公司财务资金指标 - 截至2025年3月31日，公司现金及现金等价物为3900万美元[6] - 截至2025年3月31日，公司循环信贷安排下可用借款额度为4900万美元[6] - 截至2025年3月31日，公司定期贷款安排下延迟提取借款额度为3200万美元[6]

DALLAS, April 23, 2025 (GLOBE NEWSWIRE) -- Berry Corporation (bry) (NASDAQ:BRY) ("Berry" or the "Company") today provided an update on its hedge and liquidity position, further bolstering the Company's financial strength and visibility in the current commodity price environment. The Company raised the average hedged price in 2026 and 2027 by $6 per barrel on 2.3 MBbls/d. The Company's oil volumes are 73% hedged for the remainder of 2025 and 63% hedged for 2026, based on the midpoint of Berry's full year 202 ...

文章核心观点 公司宣布将于2025年5月8日美国金融市场开盘前公布2025年第一季度财报，并于当天上午举行财报电话会议和网络直播讨论结果 [1] 财报公布及会议信息 - 财报公布时间为2025年5月8日美国金融市场开盘前 [1] - 电话会议时间为2025年5月8日上午11点东部时间/上午10点中部时间/上午8点太平洋时间 [1] - 直播收听链接为https://edge.media-server.com/mmc/p/2swb49hy 或https://bry.com/category/events [1] - 参与提问的免费电话号码为(800) 715 - 9871，密码为6035522 [2] - 网络音频回放将在广播后不久提供，存档于https://ir.bry.com/reports - resources 、https://edge.media-server.com/mmc/p/2swb49hy 或https://bry.com/category/events [2] 公司概况 - 公司是一家在美国纳斯达克上市的美国西部独立上游能源公司，专注于陆上低地质风险、长期油气储量 [2] - 公司有勘探与生产（E&P）和油井服务与废弃处理服务两个业务板块 [2] - E&P资产位于加利福尼亚州和犹他州，油含量高，多在人口稀少的农村地区，加州资产在圣华金盆地（含油率100%），犹他州资产在尤因塔盆地（含油率65%） [2] - 通过C&J Well Services（CJWS）为加州第三方运营商和公司在加州的E&P业务提供油井服务与废弃处理服务 [2] - 公司网站为www.bry.com [2] 公司联系方式 - 投资者关系联系人是Christopher Denison，邮箱为ir@bry.com，电话为(661) 616 - 3811 [3]

文章核心观点 公司宣布任命Jenarae Garland为副总裁、总法律顾问、公司秘书兼首席合规官，其丰富经验将助力公司加速增长和创造价值 [1][2] 公司人事任命 - 公司宣布任命Jenarae Garland为副总裁、总法律顾问、公司秘书兼首席合规官，立即生效 [1] - 首席执行官表示欢迎Jenarae加入，其经验将对公司加速增长等产生积极影响 [2] 新任命人员履历 - Jenarae曾在Phillips 66法律部门担任多个职务，最近任副首席法律顾问等职 [2] - 加入Phillips 66前，她在Occidental Petroleum Corporation法律部门担任领导职务 [2] - 她职业生涯始于Vinson & Elkins LLP，代表能源行业公司处理相关事务 [2] - 她拥有德州大学奥斯汀分校传播学学士学位和杜兰大学法学院法学学位 [2] 公司业务概况 - 公司是美国西部独立上游能源公司，专注陆上低地质风险、长寿命油气储量 [3] - 公司有勘探与生产、油井服务与废弃处理两个业务板块 [3] - 勘探与生产资产位于加州和犹他州，加州资产在圣华金盆地，犹他州资产在尤因塔盆地 [3] - 公司通过C&J Well Services为第三方运营商和自身加州勘探与生产业务提供油井服务与废弃处理服务 [3] 公司联系方式 - 投资者关系联系人是Christopher Denison，邮箱ir@bry.com，电话(661) 616 - 3811 [4]

March 31, 2025 6:03 PM EDT | Source: Bri-Chem Corp. Edmonton, Alberta--(Newsfile Corp. - March 31, 2025) - Bri-Chem Corp. (TSX: BRY) ("Bri-Chem" or "Company"), a leading North American oilfield chemical distribution and blending company, is pleased to announce its 2024 annual and fourth quarter financial results. | | Three months | | | Twelve months | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | ended | | | ended | | | | | | December 31 | | Change | December 31 | | Change | | | (in '000s exce ...

文章核心观点 公司在部分业务板块有增长态势，但面临运营成本上升和高债务问题，同时推荐了同行业中排名较好的公司 [1][2][7][8] 业务增长情况 - 北美消费包装业务因食品、饮料和餐饮服务终端市场表现强劲，2025财年第一季度（截至2024年12月）收入同比增长10% [1] - 国际消费包装业务受益于新兴市场增长和市场份额增加，同一季度有机销量增长1% [2] - 软包装业务因欧洲工业市场持续复苏，收入增长1.8% [2] 业务收购情况 - 2024年10月收购塑料注塑公司CMG Plastics，纳入北美消费包装业务板块 [3] - 2023年6月收购Pro - Western Plastics，推动北美容器业务发展，特别是在乳制品、工业和医疗领域，也纳入北美消费包装业务板块 [3] 股东回报情况 - 2025财年前三个月支付股息3600万美元，2024财年支付股息1.39亿美元 [4] - 2024财年回购价值1.2亿美元的股票 [4] - 2024年10月将股息提高13%至每股31美分（年度：1.24美元） [4] 股价表现情况 - 过去三个月，公司股价上涨9.1%，而行业下跌5.1% [6] 成本与债务问题 - 2025财年第一季度，销售成本因原材料成本上升同比增长1.4%，销售和管理费用同比增长8.3%，销售和管理费用占总收入的百分比上升60个基点至9.4% [7] - 2018 - 2022五个财年长期债务复合年增长率为9.7%，2025财年第一季度末，公司当前和长期债务仍高达74亿美元 [8] 同行业推荐公司 - RBC Bearings Incorporated目前Zacks排名为1（强力买入），过去四个季度平均盈利惊喜为4.9%，过去60天，2025财年盈利的Zacks共识估计提高了1.2% [9][10] - Applied Industrial Technologies目前Zacks排名为2（买入），过去四个季度平均盈利惊喜为5.3%，过去60天，2025财年（截至2025年6月）盈利的Zacks共识估计提高了1.4% [10] - The Middleby Corporation目前Zacks排名为2，过去四个季度平均盈利惊喜为1.9%，过去60天，2025年盈利的共识估计微升0.8% [11]

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

财务数据和关键指标变化 - 2024年调整后EBITDA为2.92亿美元，较2023年增长9% [9] - 2024年套期保值LOE降低12%，调整后G&A同比降低超6% [9] - 2024年平均年产量为25400桶油当量/天，接近指导范围上限且与2023年持平 [10] - 2024年第四季度油气销售（不包括衍生品）为1.58亿美元，全年为6.48亿美元，实现油价分别为布伦特油价的93%和92% [32] - 截至2月28日，2025年约75%的预计石油产量已套期保值，平均执行价格为74.24美元/桶；假设未来产量指导持平，2026年石油产量的60%已套期保值 [33] - 2024年全年未套期保值的非能源LOE为13.10美元/BOE，能源LOE为11.21美元/BOE；套期保值后能源LOE为13.84美元/BOE；非所得税为5.08美元/BOE；勘探与生产及企业调整后G&A为6.35美元/BOE [34] - 2024年第四季度调整后EBITDA为8200万美元，较第三季度增长22% [35] - 2024年权责发生制资本支出第四季度为1700万美元，全年为1.02亿美元，符合指导范围 [36] - 2024年第四季度自由现金流为2400万美元，全年为1.08亿美元 [36] - 2024年末总债务为4.5亿美元，流动性为1.1亿美元，杠杆率为1.5倍 [36] - 2025年资本指导为1.1 - 1.2亿美元 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 加利福尼亚业务 - 2024年在加利福尼亚共钻46口井，包括10口新井和36口侧钻井 [11] - 热硅藻土储层2024年成功钻28口侧钻井，回报率超100%，未来几年有额外115口侧钻机会，2025年计划钻34口 [14] - 已在加利福尼亚其他地区确定110个侧钻机会 [15] 犹他业务 - 2024年在犹他钻10口井，包括4口垂直井和6口水平井 [11] - 2024年第二季度首次参与农场合作在尤因塔布特储层钻4口水平井，第四季度第二次合作将在未来18 - 24个月钻12口水平井 [16] - 1月两口井投产，初始峰值产量分别为1900和2000桶油当量/天，优于首次农场合作井 [17] - 已确定约200个潜在水平井位置 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 过去六年，扣除剥离资产后公司总产量保持稳定，而同期加利福尼亚州全州石油产量下降35% [10] - 2024年末公司总探明储量为1.07亿桶油当量，按SEC定价PV10价值为23亿美元 [12] - 2024年储量替代率为147% [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是创造长期股东价值和产生可持续自由现金流，依托创新团队运营高质量资产，遵循高健康、安全和环境标准 [7] - 2025年计划维持年产量，钻约50口井，年初在加利福尼亚有活跃钻机，2月在尤因塔盆地启动水平钻井活动 [11] - 公司在尤因塔盆地有成本优势，开发井每英尺成本比其他运营商低约20%，可利用现有基础设施实现协同效应和成本节约，还可利用租赁天然气为钻井和完井作业提供燃料，且无进入成本和到期时间压力 [18][19] - 公司积极在加利福尼亚和犹他寻求附加收购机会，在加利福尼亚与一些小型私营运营商进行谈判 [57] - 对于尤因塔盆地未来开发，公司在与不同方进行合资讨论，希望找到增值交易，在合适交易出现前会自行钻井 [66][67] - 针对加利福尼亚新的废弃立法，C&J作为该州最大的弃井作业商之一，有望从中受益，公司正在积极考虑整合机会 [70][72] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是强劲的一年，公司实现关键目标，为未来成功奠定基础，解锁加利福尼亚热硅藻土储层开发潜力，为尤因塔盆地水平井开发项目奠定基础 [8] - 公司有能力实现近期价值驱动因素，团队有在商品周期和监管挑战中实现关键目标的良好记录，有一系列增值机会 [19] - 公司认为股票价格有巨大价值，有信心为利益相关者创造显著可持续价值 [20] - 公司安全业绩良好，2024年总可记录伤害率（TRIR）为0.64%，低于行业平均水平，全年仅有1起误工事故且无车辆事故 [22] - 公司预计2025年在加利福尼亚的资本计划仍侧重于侧钻井和修井作业，且能及时获得许可，即使克恩县环境影响报告（EIR）恢复，近期计划也不一定改变 [23][26] - 公司在可持续发展方面持续加强披露，计划4月发布扩展和更新的数据表，夏季发布2025年可持续发展报告；2024年完成甲烷减排项目，比2022年基线减少超80%甲烷排放，预计范围一排放较2022年减少约10%；2025年计划在加利福尼亚部署连续现场甲烷检测技术，在犹他扩展甲烷泄漏检测和修复计划，还将参与加利福尼亚的碳捕获项目 [27][28][29] 其他重要信息 - 公司新首席财务官Jeff Majid于1月底加入，拥有超15年油气行业经验，具备财务、投资者关系、资金管理、风险管理及并购经验 [30] - 2024年末公司完全遵守财务契约，有足够空间执行战略 [39] - 2025年第四季度将支付每股0.03美元的固定股息 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 近期尤因塔盆地的井况及对首个自营井场的预期 - 首次农场合作的4口井目标为尤因塔布特储层，钻了2口3英里和2口2英里水平段井，平均峰值产量约1100桶/天；1月投产的2口井来自第二次农场合作，为3英里水平段井，平均峰值产量接近2000桶油当量/天，同样目标尤因塔布特储层；主要差异在于首次井场有2口2英里水平段井；自营井场将钻4口目标尤因塔布特储层的井，预计结果良好 [48][49][53] 问题2: 加利福尼亚的收购环境及私营企业出售意愿变化 - 公司积极在加利福尼亚和犹他寻求附加收购机会，在加利福尼亚专注于克恩县，与一些小型私营运营商进行谈判，有机会达成合适交易结构的附加收购，规模不大但对产量有重要意义 [57][58] 问题3: 鉴于近期大宗商品市场波动和良好井况，尤因塔盆地未来开发的合作或合资讨论进展 - 公司近几周与不同方就2025年及以后的合资项目进行讨论，希望减轻资本需求并加速开发活动，但要确保交易对公司增值且不放弃价值；目前对自营首个井场进展满意，在合适交易出现前会自行钻井，仍在继续谈判 [66][67] 问题4: 加利福尼亚新废弃立法对C&J的机会及竞争格局 - 新立法增加了该州运营商的弃井义务，对大型运营商影响较大，对公司影响较小；法律1月1日生效，但实际实施有延迟；C&J作为该州最大的弃井作业商之一，有望受益；在看到单个服务提供商价格或业务量显著增加前，行业需要整合，公司正在积极考虑相关机会，且公司能较好应对市场动态变化 [70][72][73] 问题5: 关于许可方面，克恩县EIR若解决，为何不借此增加加利福尼亚的业务活动，以及条件使用许可和多基地许可的时间线 - 公司在加利福尼亚有很多机会，基于2024年热硅藻土侧钻活动结果，有225个左右侧钻机会，即使克恩县EIR流程开放，仍会优先钻这些侧钻井，所以目前EIR关闭不影响业务活动和规划；条件使用许可和项目逐个审查的时间与克恩县EIR类似，预计在2026年 [80][81][84] 问题6: 犹他资产的长期潜力及未来1 - 2年的观察指标 - 犹他有10万英亩作业面积，目标一两个储层有钻约200口井的潜力；理论上未来十年产量可从目前的5000桶/天增长到近40000桶/天，但需考虑资本需求，所以在寻求合资伙伴；投资者资料第19页有相关潜力信息 [86][87]

2024年全年财务关键指标 - 2024年全年净收入1900万美元，摊薄后每股收益0.25美元，调整后净收入5200万美元，摊薄后每股收益0.68美元[6] - 2024年全年运营现金流2.1亿美元，调整后息税折旧摊销前利润2.92亿美元，自由现金流1.08亿美元[6] - 2024年全年总营收为7.76501亿美元，2023年全年总营收为9.0346亿美元[31] - 2024年全年净利润为1925.1万美元，2023年全年净利润为3740万美元[31] - 2024年全年基本每股收益为0.25美元，2023年全年为0.49美元；2024年全年摊薄每股收益为0.25美元，2023年全年为0.48美元[31] - 2024年全年调整后净利润为5243.5万美元，2023年全年为3923万美元[31] - 2024年全年调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为2.91764亿美元，2023年全年为2.68257亿美元[31] - 2024年全年自由现金流为1.07868亿美元，2023年全年为1.2553亿美元[31] - 2024年全年经营活动提供的净现金为2.1022亿美元，2023年全年为1.98657亿美元[32] - 2024年全年投资活动使用的净现金为1.05556亿美元，2023年全年为1.75272亿美元[32] - 2024年全年融资活动使用的净现金为7946.3万美元，2023年全年为6480万美元[32] - 2024年全年合并收入为783,841,000美元，2023年为863,454,000美元，同比下降9.22%[34] - 2024年全年合并税前净利润为28,079,000美元，2023年为55,425,000美元，同比下降49.34%[34] - 2024年全年合并资本支出为102,352,000美元，2023年为73,127,000美元，同比增长40%[34] - 2024年全年加权平均实现油价（无套期保值）为73.7美元/桶，2023年为75.05美元/桶，同比下降1.8%[36] - 2024年全年加权平均实现天然气价格为2.7美元/千立方英尺，2023年为6.94美元/千立方英尺，同比下降61.1%[36] - 2024年全年商品衍生品实现总损益为亏损34,617,000美元，2023年为盈利5,895,000美元[42] - 2024年和2023年全年资本支出分别为1.02352亿美元和7312.7万美元[46] - 2024年和2023年全年该业务（油井服务和废弃业务）资本支出分别约为300万美元和600万美元[47] - 2024年和2023年全年调整后EBITDA分别为2.91764亿美元和2.68257亿美元[59] - 2024年和2023年全年自由现金流分别为1.07868亿美元和1.2553亿美元[64] - 2024年和2023年全年净收入分别为1925.1万美元和3740万美元[59] - 2024年和2023年全年利息费用分别为3903.5万美元和3541.2万美元[59] - 2024年和2023年全年所得税费用分别为882.8万美元和1802.5万美元[59] - 2024年和2023年全年折旧、损耗和摊销分别为1.72002亿美元和1.60542亿美元[59] - 2024年全年油气资产减值为4398万美元[59] - 2024年全年调整后净收入为5243.5万美元，摊薄后每股收益为0.68美元[69][72] - 2024年全年总调整项净额为4565.7万美元[69][72] - 2024年全年所得税调整费用为1247.3万美元[69][72] - 2024年全年调整后一般及行政费用为6877.2万美元[77] - 2024年全年E&P运营的能源LOE（未对冲）为10412.5万美元[80] - 2024年全年E&P运营的非能源LOE为12169.9万美元[80] - 2024年全年E&P运营的租赁运营费用（未对冲）为22582.4万美元[80] - 2024年全年E&P运营的天然气采购对冲实现收益为2440万美元[80] - 2024年全年E&P运营的租赁运营费用（对冲后）为25022.4万美元[80] - 2024年全年加权平均普通股基本股数为76769千股[69][72] 2024年第四季度财务关键指标 - 2024年第四季度净亏损200万美元，摊薄后每股亏损0.02美元，调整后净收入1700万美元，摊薄后每股收益0.21美元[6] - 2024年第四季度运营现金流4100万美元，调整后息税折旧摊销前利润8200万美元，自由现金流2400万美元[6] - 2024年第四季度总营收为1.87787亿美元[31] - 2024年第四季度净亏损175.9万美元[31] - 2024年第四季度产量26.1千桶油当量/日，较第三季度增长5%，较上一年增长1%[6] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度资本支出分别为1721.7万美元、2587.4万美元和1700.3万美元[46] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度油井服务和废弃业务资本支出分别为100万美元、不足100万美元和100万美元[47] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度调整后EBITDA分别为8178万美元、6712.1万美元和7003.6万美元[59] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度自由现金流分别为2414.4万美元、4482.1万美元和6201.5万美元[64] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度净收入（亏损）分别为 - 175.9万美元、6986.3万美元和6255.1万美元[59] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度利息费用分别为1085.9万美元、898.6万美元和968万美元[59] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度所得税费用分别为162.2万美元、2443.2万美元和2566.5万美元[59] - 2024年第四季度、第三季度和2023年第四季度折旧、损耗和摊销分别为4357.9万美元、4274.9万美元和4093.7万美元[59] - 2024年第四季度调整后净收入为1653.1万美元，摊薄后每股收益为0.21美元[69][72] - 2024年第四季度总调整项净额为2516.4万美元[69][72] - 2024年第四季度所得税调整费用为687.4万美元[69][72] - 2024年第四季度调整后一般及行政费用为1632.5万美元[77] - 2024年第四季度E&P运营的能源LOE（未对冲）为2817.1万美元[80] - 2024年第四季度E&P运营的非能源LOE为2816.6万美元[80] - 2024年第四季度E&P运营的租赁运营费用（未对冲）为5633.7万美元[80] - 2024年第四季度E&P运营的天然气采购对冲实现收益为318.4万美元[80] - 2024年第四季度E&P运营的租赁运营费用（对冲后）为5952.1万美元[80] - 2024年第四季度加权平均普通股基本股数为76939千股[69][72] 2025年财务与业务计划 - 2025年宣布固定股息为每股0.03美元，按年计算收益率为3%[6] - 2025年全年预计产量2.48 - 2.6万桶油当量/日，石油产量预计约占93%，全年资本计划为1.1 - 1.2亿美元[6] - 2025年约40%的资本将投向犹他州，而2024年为25%[6] - 截至2025年2月28日，2025年Q1布伦特原油生产互换套期保值量为1,388,344桶，加权平均价格为74.81美元/桶[40] 产量相关数据 - 2024年全年产量25.4千桶油当量/日，其中石油占比93%，与上一年持平[6] - 2024年全年净石油、天然气和液化天然气总产量为25,400桶油当量/天，与2023年持平[44] - 2024年全年加利福尼亚州石油产量为21,000桶/天，2023年为20,700桶/天，同比增长1.45%[44] - 2024年，公司产量为900万桶油当量，其中加利福尼亚州为700万桶油当量[89] 储量相关数据 - 2024年年底探明储量1.07亿桶油当量，较上一年增长4%，储量替代率为147%，SEC PV - 10价值23亿美元[6] - 截至2024年12月31日，公司总探明储量为10700万桶油当量，其中加利福尼亚州9500万桶油当量，犹他州1200万桶油当量[86] - 截至2024年12月31日，公司PV - 10为22.53亿美元，其中加利福尼亚州21.43亿美元，犹他州1.10亿美元[86][87] - 2024年12月31日，公司标准化折现未来净现金流为18.11亿美元，是PV - 10减去4.42亿美元未来所得税现值后的结果[87] - 2024年，公司总储量变化为1300万桶油当量，其中加利福尼亚州为1200万桶油当量[89] - 2024年，公司储量替代率为147%，加利福尼亚州为166%[89] 公司资产负债与权益 - 截至2024年12月31日，公司总资产为14.9643亿美元，总负债为1.8788亿美元，股东权益为7.30636亿美元[33] - 截至2024年12月31日，公司净债务为4.34664亿美元，调整后EBITDA为2.91764亿美元，杠杆率为1.49倍[66] 价格相关数据 - 截至2024年12月31日，过去12个月布伦特原油和NGLs的未加权算术平均月初价格为80.42美元/桶，亨利中心天然气为2.13美元/百万英热单位[86] - 截至2024年12月31日，物业整个生命周期的体积加权平均实现价格为：原油和凝析油74.21美元/桶，NGLs 23.27美元/桶，天然气2.85美元/千立方英尺[86] - 2024年，布伦特原油和亨利中心天然气的平均价格分别为79.86美元/桶和2.19美元/百万英热单位[88] 其他业务数据 - 2024年公司在落基山脉购买约48,000千百万英热单位/天天然气，在加利福尼亚州平均购买量为3,000千百万英热单位/天，2023年为5,000千百万英热单位/天[38] - 探明已开发储量中约18%的总量和19%的石油为非生产性[88]

文章核心观点 公司公布2024年第四季度和全年财务及运营结果，宣布季度现金股息，阐述发展战略与成果，给出2025年展望，并计划召开电话会议讨论相关情况 [1][6][8] 管理层评论 - 公司2024年第四季度和全年结果体现长期战略成功，热硅藻土资产表现良好，成功钻28口侧钻井，回报率超100%，未来几年有望再钻115口，2025年计划钻34口 [6] - 公司扩大尤因塔盆地10万净英亩土地开发，完成两次农场进入/土地交换，获得6口水平井关键技术数据，年末完成再融资以加强资产负债表 [6][8] - 公司积极追求规模和多元化，评估增值交易，团队有实现关键目标的良好记录，有一系列增值机会 [8] 财务与运营摘要 第四季度2024 - 产量26.1 MBoe/d（93%为石油），较第三季度增5%，同比增1% [7][9] - 净亏损200万美元，调整后净收入1700万美元；运营现金流4100万美元，调整后EBITDA 8200万美元，自由现金流2400万美元 [7][9] - 宣布每股0.03美元固定股息，年收益率3% [7] 全年2024 - 产量25.4 MBoe/d（93%为石油），与上年持平 [7][11] - 净收入1900万美元，调整后净收入5200万美元；运营现金流2.1亿美元，调整后EBITDA 2.92亿美元，自由现金流1.08亿美元 [7][11] - 年末探明储量1.07亿桶油当量，较上年增4%，储量替代率147%，SEC PV - 10价值23亿美元 [7] 资本结构 - 截至2024年12月31日，公司2024年定期贷款有4.5亿美元未偿还，2024年循环信贷无借款，流动性1.1亿美元 [13] - 基于当前大宗商品期货价格，公司预计2025年资本开发计划可由运营现金流提供资金，截至2024年12月31日，杠杆率1.49倍 [13] 股东回报 - 2024年10月，公司转向优先偿还债务的资本分配方式，符合2024年定期贷款契约 [15] - 2025年3月，董事会批准每股0.03美元固定现金股息，预计4月1日支付，2025年公司将继续支付固定股息并优先偿还债务 [16] 2025年指引 - 全年平均日产量24,800 - 26,000 Boe/d，石油产量占比91% - 95% [17] - 非能源LOE为13 - 15美元/桶油当量，能源LOE（未对冲）为12.7 - 14.5美元/桶油当量 [17] - 天然气购买对冲结算为1 - 1.6美元/桶油当量，税费（所得税除外）为5.5 - 6.5美元/桶油当量 [17] - 调整后G&A费用为6.35 - 6.75美元/桶油当量，资本支出为1.1 - 1.2亿美元 [17] - 约60%的2025年资本将投向加利福尼亚州，40%投向犹他州 [21] 风险管理 - 公司利用对冲管理大宗商品价格风险，保护资产负债表并确保资金用于年度资本计划 [22] - 截至2025年1月31日，公司已对冲2025年预计石油产量的75%，平均执行价格为每桶布伦特原油74.24美元；已对冲约70%的2025年天然气需求，平均掉期价格为每百万英热单位4.25美元 [22] 探明储量 - 2024年末探明储量总计1.07亿桶油当量，其中58%为探明已开发储量，96%为石油 [23] - 公司YE24储量报告包含548个PUD位置，加州PUD储量中仅5%位于新钻井许可证受限区域，公司目前未寻求替代CEQA合规方案 [23] - 年末探明储量的标准化折现未来现金流为18亿美元，PV - 10（采用SEC定价）为23亿美元 [23] 会议详情 - 公司计划于2025年3月13日上午10:00 CT召开电话会议，讨论2024年第四季度和全年结果及2025年展望 [1][25] - 可通过https://edge.media-server.com/mmc/p/jocmjm36 或https://bry.com/category/events 收听网络直播，会议幻灯片将在www.bry.com 提供 [25] - 如需提问，可通过https://register.vevent.com/register/BI79bd222b5a56464a890cc7ab0156d115 预注册 [26] 非GAAP财务指标 - 公司使用调整后EBITDA、自由现金流、调整后净收入（亏损）、调整后一般及行政费用等非GAAP财务指标，以评估财务状况、运营结果和现金流 [52][53][54][56][57] - 这些指标计算依据GAAP，但与GAAP指标不同，应结合GAAP财务报表阅读，且可能与其他公司类似指标不可比 [58] 商品定价 - 2024年第四季度，未对冲石油加权平均实现销售价格为69.08美元/桶，对冲后为70.72美元/桶 [40] - 天然气加权平均实现销售价格为3.47美元/千立方英尺，NGLs为29.67美元/桶 [40] - 公司购买天然气主要基于落基山脉价格指数，通过对冲和运输安排管理成本 [40][42][43] 当前对冲摘要 - 截至2025年2月28日，公司对2025 - 2028年部分原油产量和天然气购买进行了对冲 [44] - 原油产量对冲包括互换和领口期权，天然气购买对冲主要为互换 [44] 衍生品损益 - 2024年第四季度，商品衍生品实现收益398.9万美元，未实现损失1760.2万美元，总计损失1361.3万美元 [46] - 全年商品衍生品实现损失3461.7万美元，未实现收益449.6万美元，总计损失3012.1万美元 [46] 生产统计 - 2024年第四季度，加州石油产量2.18万桶/日，犹他州2500桶/日；天然气产量主要来自犹他州，为840万立方英尺/日；NGLs产量400桶/日 [47] - 全年石油产量2.35万桶/日，天然气870万立方英尺/日，NGLs 400桶/日，总产量25.4 MBoe/d [47][48] 资本支出 - 2024年第四季度资本支出1721.7万美元，全年1.02352亿美元，高于2023年的7312.7万美元 [50] - 资本支出包括资本化间接费用和利息，不包括收购和资产报废支出 [50] E&P运营成本 - 公司E&P运营核心成本为租赁运营费用（LOE），包括燃料气、电力、劳动力等，加州运营中蒸汽成本是重要组成部分 [82] - 2024年第四季度，能源LOE（未对冲）为2817.1万美元，非能源LOE为2816.6万美元，LOE总计5633.7万美元 [84] - 考虑天然气购买对冲后，能源LOE（对冲后）为3135.5万美元，LOE（对冲后）为5952.1万美元 [84]