财务数据和关键指标变化 - 2022年前三季度，公司以股息和股票回购的形式向股东返还了1.48亿美元，超过当前市值的20% [6] - 第三季度，公司产生了5300万美元的可自由支配现金流，带来每股0.41美元的可变股息；与2022年第二季度相比，本季度可自由支配现金流因油价下跌以及7月支付的半年期利息（相当于每股0.18美元）而减少 [10] - 8月，公司斥资1900万美元回购了200万股普通股；截至2022年9月30日，今年共回购400万股，占总流通股的5%；自上市以来，已回购近1000万股，占总流通股的12% [11] - 公司宣布本季度的可变和固定股息总计每股0.47美元，将于2022年11月28日支付给11月15日收盘时登记在册的股东 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度生产基本与第二季度持平，目前处于今年最高生产水平，主要得益于开发活动的时机和加州基础生产的贡献增加 [14] - 今年迄今已完成235次修井作业，该项目回报率超过100% [16] - 非能源运营费用环比增加，主要受通胀压力影响；第三季度电力费用因季节性费率上升和监测活动相关费用而增加；预计第四季度运营费用基本持平 [16] - 能源运营成本每桶油当量环比下降1美元，主要因第三季度实现了额外的天然气套期保值；11月和12月将实现完全套期保值 [17] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司于1月1日启动股东回报模式，基于可自由支配现金流向股东返还资本；该模式将60%的可自由支配现金流主要以现金可变股息形式分配，其余40%用于机会性用途，包括股票回购 [8][9] - 今年公司将资本计划重点放在保护和优化基础业务上，目前基础业务占总产量的94%以上 [12] - 基于当前油价和维持年产量持平的战略，公司预计未来三年以上将向股东返还相当于当前市值的价值；预计本财年股息在每股1.60 - 1.75美元之间 [13] - 公司通过套期保值降低天然气价格波动对运营的影响，部分石油产量套期保值至2025年 [19][20] - 鉴于年中开始出现的成本和活动变化，公司更新了部分年度指导范围，包括因通胀导致的天然气燃料成本、钢材价格和部分现场运营成本上升 [21] - 为保持增长势头，公司加速开发计划，将全年资本指导范围调整为1.4 - 1.45亿美元；预计产量将从第三季度增长至第四季度 [22] - 由于劳动力通胀和专业服务活动增加，公司略微修订了一般及行政费用（G&A）；预计2022年G&A的部分增长在2023年将消除 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对石油市场持乐观态度，认为全球基本面支撑油价 [20] - 公司认为其股东回报模式适合低衰减资产基础和高度可见的成本结构，能够持续产生大量自由现金流 [19] - 公司表示将继续管理可控因素，为现金流和生产提供清晰可见性，并履行在油气领域向股东返还资本的承诺 [25] 其他重要信息 - 第三季度，公司遭遇第三方管道意外停运，预计2023年第一季度解决；这对本季度约25%的加州产量差价产生负面影响，但仅影响收款金额，不影响销售量 [24] 问答环节所有提问和回答 问题1: 第四季度相对于第三季度的加速开发计划带来的产量增长是否会延续到2023年？ - 大部分第四季度加速钻探的产量将在2023年体现，成为2023年基础产量的一部分，比不钻探这些井的情况更好 [29] 问题2: 请提供热硅藻土活动的最新情况以及上季度钻探的两口水平井的状态？ - 公司已证实能够通过水平井成功开采热硅藻土井，取得技术成功；目前仍处于评估阶段，已获得明年钻探额外井的许可，并将测试不同理论和评估其他技术 [30][31][32] 问题3: 加州目前的许可情况如何，是否会因2045年结束石油生产计划而出现问题？ - 公司在有加州环境质量法案（CEQA）覆盖的地区从加州油气管理局（CalGEM）获得许可，修井和侧钻活动许可获取无问题；CEQA审批回复回到县一级后，其他许可审批速度将加快，预计该问题将在几天内解决；公司已获得加州超过50个许可，提交了约150个许可，预计2023年及以后的活动不会因许可问题受到影响 [35][36][37] 问题4: 公司计划在三年内将相当于当前市值的价值返还给投资者，未来十年或二十年是否会有同样的三到五年向股东返还当前市值的情况？ - 基于当前油价走势，如果油价维持在一定范围且成本不变，该模式可以重复；如果考虑五到七年的情况，布伦特原油价格约为60美元时，仍可维持生产持平并实现类似回报 [38][40] 问题5: 请解释股票回购计划，谁负责执行，为何以9.50美元的价格回购，而不选择在股价下跌时从公开市场回购？ - 股票回购计划将在一段时间内逐步实施，公司不希望大量股票一次性进入市场导致股价受损，未来将结合公开市场购买和大宗交易；9.50美元的价格是基于一段时间的成交量加权平均价格（VWAP）确定的；公司未来在公开市场购买不受限制，回购计划将专注于基于现金、股票回购和债务减少的总股东回报 [43][44][45] 问题6: 在加州的3500口生产井中，2000口从未进行过修井和侧钻，这些井在未来计划中如何安排？ - 部分井将进行弃井作业，大量井有望进行修井或侧钻作业，具体数量达数百口；修井和侧钻以及新井钻探将是公司未来资本活动和支出的一部分，是维持和增长产量的常用手段，这些井已纳入2023年及以后的活动计划 [48][49][50]

股东回报相关 - 2022年公司已宣布基于前三季度自由现金流的可变股息为每股1.10美元，固定股息为0.24美元[122] - 自2018年IPO以来，公司将向股东返还2.82亿美元，占IPO收益的256%，其中包括1.88亿美元的固定和可变股息以及9400万美元回购950万股（占2022年9月30日流通股的12%）[124] - 股东回报模型自2022年1月1日起生效，将自由现金流按季度分配，60%用于支付可变现金股息和机会性债务回购，40%用于机会性增长等[125] - 2022年前九个月，董事会宣布季度固定现金股息总计0.18美元/股，可变现金股息0.69美元/股，共计0.87美元/股[313] - 2022年10月，董事会批准第四季度固定现金股息0.06美元/股，基于第三季度业绩的可变股息0.41美元/股[313] - 2022年各季度固定现金股息均为0.06美元/股，全年累计0.24美元/股；可变股息前三季度分别为0.13美元/股、0.56美元/股、0.41美元/股，全年累计1.10美元/股；全年总股息为1.34美元/股[317] - 季度可变股息为自由支配现金流的60%[282] - 公司股东回报模型于2022年1月1日生效，将酌情自由现金流按季度分配，60%主要以可变现金股息和机会性债务回购形式分配，40%作为可自由支配资本用于机会性增长等[291] 公司运营指标管理 - 公司使用调整后EBITDA、自由现金流等指标管理和评估运营表现[128] 公司运营费用管理 - 公司运营费用包括租赁运营、电力等费用，通过天然气套期保值等方式降低成本[134] - 公司监测现金一般及行政费用，历史上资本化比例低于10%[139] 油价及天然气价格变化 - 2022年布伦特原油价格在截至9月30日的三个月内较截至6月30日的三个月下降13%，较2021年9月30日的三个月上涨33%[144] - 2022年油价最高接近每桶128美元，10月OPEC+决定从11月至2023年12月减产200万桶/日[144] - 截至2022年9月30日的三个月，布伦特原油均价较截至6月30日的三个月下降14.28美元，降幅13%，较截至2021年9月30日的三个月上涨24.47美元，涨幅33%[148] - 2022年第三季度，公司购买燃料气的指数最高价为15.96美元/百万英热单位，最低价为5.38美元/百万英热单位，平均价格为8.16美元/百万英热单位，较截至6月30日的三个月增加0.86美元/百万英热单位，涨幅12%[149] - 2022年前三季度天然气价格因欧洲不稳定等因素大幅上涨，公司购买天然气多于销售，成本受气价影响大[169] - 2022年前九个月，布伦特原油平均价格为102.48美元/桶，亨利枢纽天然气平均价格为6.74美元/百万英热单位[185] 公司业务板块情况 - 公司是美国西部独立上游能源公司，自2021年10月1日起运营开发与生产和油井服务与废弃两个业务板块[119] - 2021年10月1日公司完成收购加州最大的上游油井服务和废弃业务之一，该业务有战略增长机会[121] 原油进口情况 - 加利福尼亚州炼油厂约70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[150] 公司产量计划 - 公司预计2022年约94%的计划产量将来自基础生产，其余来自修井和其他与现有井眼相关的活动以及当年新钻的井[163] 政策法规影响 - 2022年9月16日，加利福尼亚州州长签署参议院第1137号法案，自2023年1月1日起，新油气生产井与住宅、学校或公园等敏感受体之间的最小距离为3200英尺，其他附加条款于2025年1月1日生效[164] - 2024 - 2026年及以后，IRA法案对特定油气设施过量甲烷排放收费分别为每吨900美元、1200美元和1500美元[165] 公司资本支出情况 - 2022年第三和前九个月，公司合并资本支出分别约为4100万美元和1.03亿美元，前九个月约47%和42%分别用于加州石油和犹他州业务[170] - 2022年公司D&P业务和企业活动资本支出预算为1.25 - 1.35亿美元，预计全年支出为1.4 - 1.45亿美元[171] - 2022年公司计划在封堵和废弃活动上支出2100 - 2400万美元，前九个月已分别支出500万美元和1600万美元[173] 公司井服务和废弃部门业务情况 - 2022年公司井服务和废弃部门预计为第三方客户封堵和废弃2500 - 3000口井，前九个月已完成2100口[173] 公司销售情况 - 截至2022年9月30日，加州和犹他州石油、天然气和天然气液体销售额分别为1.75245亿美元和2832.3万美元[176] - 2022年第三季度与第二季度相比，油气和NGL销售额减少3648.6万美元，降幅15%，至约2.04亿美元[193][194] - 2022年第三季度，服务收入增加241.6万美元，增幅5%，至约4900万美元[193][195] - 2022年第三季度，电力销售额增加229.2万美元，增幅31%，至约1000万美元[193][196] - 2022年第三季度与2021年同期相比，石油、天然气和NGL销售额增加4300万美元，增幅26%，达2.04亿美元[218][220] - 2022年第三季度服务收入为4900万美元，2021年同期无此项收入[220] - 2022年第三季度电力销售较2021年同期减少约300万美元，降幅22%，至约1000万美元[218][221] - 2022年前九个月石油、天然气和NGL销售额约为6.54亿美元，较2021年同期增加2.1亿美元，增幅47%[243][244] - 2022年前九个月服务收入为1.34608亿美元，因2021年10月1日收购业务，无上年同期数据[243][245] - 2022年前九个月电力销售降至2300万美元，较2021年同期减少700万美元，降幅23%[243][246] - 2022年前九个月营销及其他收入降至73.1万美元，较2021年同期减少272.8万美元，降幅79%[243][248] 公司产量情况 - 2022年9月30日，公司平均日产量为2.58万桶油当量，较第二季度减少0.4万桶油当量[179][181] - 2022年前三季度，公司加州业务平均日产量为2.08万桶油当量，较第二季度减少0.2万桶油当量[181] - 2021年第三季度，加州Placerita和科罗拉多州Piceance资产的合并产量为2.0 mboe/d（科罗拉多1.2 mboe/d，加州0.8 mboe/d），2022年第二、三季度无产量[182] - 2022年前九个月，公司平均日产量为26.2 mboe/d，2021年同期为27.3 mboe/d；总产量为7160 mboe，2021年同期为7438 mboe[186] - 2022年前九个月，加州平均日产量为21.3 mboe/d，2021年同期为21.8 mboe/d；犹他州为4.8 mboe/d，2021年同期为4.3 mboe/d；科罗拉多州为0.1 mboe/d，2021年同期为1.2 mboe/d[188] - 2022年前九个月，排除收购和剥离资产的产量，加州产量为21.3 mboe/d，较2021年同期增加0.3 mboe/d；公司总产量基本持平[190] - 2022年前九个月，公司在加州钻了51口井（39口生产井、8口轮廓井、4口观察井），在尤因塔钻了12口生产井[190] 公司衍生品收益情况 - 2022年第三季度与第二季度相比，油气销售衍生品收益增加1.54937亿美元，结算损失从4800万美元降至2900万美元，按市值计价非现金收益从700万美元增至1.43亿美元[193][197] - 2022年第三季度天然气购买衍生品收益为2900万美元，上一季度亏损1100万美元[207] - 2022年和2021年第三季度油气销售衍生品结算损失分别为2900万美元和3200万美元，名义交易量分别为15万桶/日和14万桶/日[222] - 2022年和2021年第三季度油气销售衍生品按市值计价非现金收益分别为1.43亿美元和100万美元[222] - 2022年和2021年第三季度天然气购买衍生品收益分别为2900万美元和1500万美元[232] - 2022年前九个月油气销售衍生品损失为8823.7万美元，较2021年同期减少5178.4万美元，降幅37%[243] - 2022年前九个月天然气购买衍生品收益为4733.5万美元，较2021年同期减少701.4万美元，降幅13%[250][257] 公司费用及收入情况 - 2022年第三季度总费用和其他费用为1.66011亿美元，较上一季度减少3384.9万美元，降幅17%[200] - 2022年第三季度净收入为1.9166亿美元，较上一季度增加1.48306亿美元，增幅342%[200] - 2022年第三季度运营费用每桶油当量为26.46美元，较上一季度增加0.49美元，增幅2%[200] - 2022年第三季度服务成本为3800万美元，较上一季度增加100万美元，增幅3%[206] - 2022年第三季度折旧、损耗和摊销为4000万美元，较上一季度增加4%[211] - 2022年第三季度除所得税外的其他税费每桶油当量为3.10美元，较上一季度减少1.60美元，降幅34%[200][212] - 2022年第三季度总费用和其他费用为1.66011亿美元，较2021年的1.26521亿美元增加3949万美元，增幅31%[225] - 2022年第三季度税前收入为2.02544亿美元，较2021年的907.8万美元增加1.93466亿美元，增幅2131%[225] - 2022年第三季度净利润为1.9166亿美元，较2021年的983.6万美元增加1.81824亿美元，增幅1849%[225] - 2022年第三季度套期保值基础上运营费用为每桶油当量26.46美元，较2021年增加9.28美元，增幅54%[228] - 2022年第三季度服务成本为3800万美元，2021年同期无此项成本[230] - 2022年第三季度一般及行政费用增至约2300万美元，较2021年增加600万美元，增幅33%[234] - 2022年第三季度除所得税外的其他税费降至每桶油当量3.10美元，较2021年减少2.23美元，降幅42%[238] - 2022年第三季度有效税率约为5%，2021年同期为-8%[241] - 2022年前九个月租赁运营费用为2.1472亿美元，较2021年同期增加4596.4万美元，增幅27%[250] - 2022年前九个月服务成本为1.07809亿美元，因2021年10月1日收购业务，无上年同期数据[250][255] - 2022年前九个月净收入为1.78204亿美元，较2021年同期增加2.02571亿美元，增幅831%[250] - 2022年前9个月一般及行政费用增加1900万美元，即37%，达到约7000万美元[260] - 调整后的一般及行政费用增加1700万美元，即42%，2022年前9个月达到5700万美元[261] - 2022年前9个月折旧、损耗及摊销增加1200万美元，即11%，达到约1.17亿美元[262] - 2022年前9个月除所得税外的其他税项降至每桶油当量3.51美元，降幅25%[263] - 2022年前9个月利息费用较2021年同期下降5%[265] - 2022年和2021年前9个月有效税率均为5%[267] - 2022年前9个月调整后EBITDA为3.0244亿美元，2021年同期为1.51751亿美元[278] - 2022年前9个月自由支配现金流为1.43963亿美元[281] - 2022年第三季度自由支配现金流为5300万美元，低于第二季度的7400万美元[282] 公司财务指标情况 - 截至2022年9月30日，调整后净收入为45,515千美元，基本每股收益为0.58美元，摊薄后每股收益为0.55美元[285] - 截至2022年9月30日，调整后的一般及行政费用为19,107千美元[288] 公司流动性及信贷安排情况 - 截至2022年9月30日，公司流动性为2.56亿美元，包括4800万美元现金、1.93亿美元2021 RBL信贷安排可用借款额度和1500万美元2022 ABL信贷安排可用借款额度[290] - 公司有4亿美元本金总额7%的2026年到期高级无抵押票据未偿还[290] - 2021 RBL信贷安排初始借款基数为2亿美元，2022年5月增至2.5亿美元[293][296] - 2021 RBL信贷安排要求公司维持季度末杠杆比率不超过3

业绩总结 - 第二季度每股分红为0.62美元，其中固定分红为0.06美元，变动分红为0.56美元[8] - 调整后EBITDA为1.1亿美元（包括C&J Well Services）[8] - 2022年第二季度的自由现金流为111,241,000美元，资本支出为32,135,000美元，固定分红为4,726,000美元[15] - 自2018年首次公开募股以来，公司已向股东支付固定和变动分红约1.51亿美元，回购股票超过2.25亿美元[12] - 年度自由现金流约为2.5亿美元，折合每股约3美元[33] - 预计2022年每股现金回报为1.60至1.90美元[12] 用户数据 - 总生产量为26,200桶油当量/天，其中92%为原油，约24,000桶油当量/天[8] - 加州的生产量为21,000桶/天[8] - 2022年中期生产指导的日均产量约为26,500桶油当量（boe）[33] - 2022年第二季度，Berry公司的生产中92%为原油，2021年生产中约88%为原油[67] 未来展望 - 60%的自由现金流（约1.5亿美元）将通过股息和债务回购返还给股东[34] - 40%的自由现金流（约1亿美元）用于有机增长、股票回购和资本保留[34] - Berry公司计划在Hill租赁地和Poso Creek安装太阳能项目，预计总装机容量在4到10兆瓦之间[65] - Berry公司识别出超过800英亩的土地可用于太阳能光伏发电，年均可用阳光小时为1881小时[65] 新产品和新技术研发 - Berry公司在2021年的水处理和销售项目正在实施中，旨在为农业提供清洁水[63] - Berry公司在加州的碳市场中，利用低碳燃料标准、限额与交易及补贴，成功管理其碳排放[63] 市场扩张和并购 - 公司在2021年收购C&J Well Services后，杠杆率为1.1，低于2.0[17] - Berry公司在2021年收购了加州最大的井服务企业，预计每年可处理超过2,000口井，相当于减少超过3,000辆汽车和卡车的排放[64] - 自2017年以来，公司选择性剥离非核心资产，专注于高回报的盆地，增加了约1100万桶的PDP储量[19] 负面信息 - 加州炼油厂约70%的供应来自水路进口，其中约50%来自非美国来源[50]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度公司产生7400万美元的可自由支配现金流，可变股息为4400万美元，即每股0.56美元，加上每股0.06美元的固定股息，本季度每股股息合计0.62美元，是上一季度回报的3倍多 [10][8] - 公司预计2022财年现金股息在每股1.60 - 1.90美元之间，股东回报模式基于可自由支配现金流，60%以现金可变股息形式分配，40%用于可自由支配资本，包括股票回购 [9] - 第二季度公司回购200万股，花费2300万美元，董事会批准的股票回购授权总计1.5亿美元，过去几年已回购超750万股，约占公司已发行股份的10% [11] - 自2018年7月上市至8月支付每股0.62美元股息，公司以股息和股票回购形式向股东返还超2.25亿美元，是首次公开募股净收益1.1亿美元的两倍多，其中今年已宣布返还9200万美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 剔除1月科罗拉多州资产剥离影响，第一季度到第二季度产量基本持平，今年迄今已完成169次修井作业，项目回报率超100% [14][15] - 非能源运营费用环比增加，主要受通胀压力和额外活动影响；能源运营成本环比每桶油当量下降2.19美元，主要因第二季度实现额外天然气套期保值 [16][17] - 目前公司三分之二的需求以每百万英热单位4美元的价格进行套期保值，计划在第四季度对大部分需求进行套期保值；克恩河管道新增天然气输送能力，可满足公司高达80%的天然气总需求 [17][18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于利用现有井筒提高资本效率，预计全年资本支出处于指导范围低端，计划在2022年剩余时间维持当前修井活动节奏 [13][17] - 公司实施强大的监测计划，包括加强数据收集和油藏管理，以提高油田石油采收率、增加修井范围和优化新井布局 [15] - 公司致力于减少碳足迹，已与主要碳捕获和封存项目运营商签署意向书，计划捕获加州当前直接运营二氧化碳排放量的80% [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2022年生产将保持相对稳定，可自由支配现金流将保持强劲，预计全年资本支出处于指导范围低端 [13] - 公司有信心在2022年剩余时间及未来几年提供强劲的派息，为投资者提供现金流的可预测性和透明度 [19][22] 其他重要信息 - 公司C&J油井服务团队因2021年安全记录获得能源劳动力和技术委员会V组金奖，该团队在过去23年中20次获此奖项 [24] - 公司两口新水平井的热硅藻土生产早期测试取得令人鼓舞的初步成果，该开发概念利用现有油藏能量，无需新的蒸汽注入 [26][27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 热硅藻土新开发计划对生产的影响及适用地点数量是否可确定 - 目前确定对整体生产的影响还为时过早，但如果持续成功，将为公司在硅藻土区域带来数百个井位机会 [29] - 前两口井的结果令人鼓舞，正在生产石油并收集大量数据，下一阶段开发计划正在筹备中 [30] 问题2: 开发更多热硅藻土测试井在当前监管环境下的路径及面临的挑战 - 公司希望解除高压循环蒸汽禁令，以增加蒸汽注入能力，同时认为这与热硅藻土开发活动可并行开展 [31] - 该区域已通过加州环境质量法案（CEQA）审批流程，在克恩县环境影响报告（EIR）重新进入监管程序期间，可获得新的钻井位置 [32] 问题3: 加州的许可证情况 - 克恩县EIR处于最后阶段，有望获法院批准重新进入监管程序，从而推动中央盆地特别是克恩县的新钻井机会 [34] - 目前公司可获得所有修井、侧钻、封堵和废弃井的许可证，已知有超2000口井有修井机会；北中途日落地区已获CEQA覆盖，可获得新的钻井位置，包括波特砂岩和热硅藻土区域 [35] 问题4: 若许可证流程放宽，今年是否有潜在上行空间 - 钻井活动将有上行空间，但新井产量提升可能需要一段时间，上行空间将延续到2023年初及以后 [36] 问题5: 热硅藻土工艺是公司自主开发还是与他人合作，是否可申请专利 - 该工艺由公司内部开发，是加强油藏监测和表征的成果，利用了油藏内储存的能量和迁移路径 [37] 问题6: 全年现金股息预期范围每股1.60 - 1.90美元所使用的油价假设 - 公司仍根据套期保值头寸和当前期货曲线来考虑 [39]

公司业务板块 - 公司自2021年10月1日起运营开发与生产和油井服务与废弃两个业务板块[109] 股息与股东回报 - 公司2022年5月宣布基于第一季度自由现金流的每股0.13美元可变股息，7月宣布基于第二季度自由现金流的每股0.56美元可变股息[112][114][120] - 截至2022年7月31日，公司2022年已向股东返还9200万美元，包括6900万美元固定和可变股息以及2300万美元股票回购；自IPO以来已返还2.26亿美元，包括1.51亿美元固定和可变股息以及7500万美元股票回购，占IPO收益的205%[114] - 公司2022年前两季度普通股每股固定现金股息为0.06美元，一季度每股可变股息为0.13美元，二季度每股可变股息为0.56美元，自2018年三季度股息计划实施以来已宣布约1.51亿美元股息，与7500万美元股票回购合计，资本回报率达205%[290] - 2022年二季度公司回购200万股，花费约2300万美元，截至6月30日共回购752.8704万股，花费约7500万美元，4月董事会批准增加1.02亿美元股票回购授权，总额达1.5亿美元，截至6月30日剩余授权为1.27亿美元[291][292] 自由现金流定义 - 公司定义的自由现金流为运营现金流减去定期固定股息和维持产量持平所需资本[114][120] 运营表现评估指标 - 公司使用调整后息税折旧摊销前利润、自由现金流等指标管理和评估运营表现[117] 运营费用相关 - 公司运营费用用于衡量运营效率，D&P业务运营费用包括租赁运营、发电等费用[122] - 公司监控现金一般及行政费用，不到10%的此类成本被资本化[126] 环境、健康与安全绩效监控 - 公司通过多种措施监控环境、健康与安全绩效，员工短期激励计划包含相关指标[125] 衍生品对冲 - 公司利用衍生品对冲部分预测油气产量和天然气采购，以减少价格波动风险[130] - 公司利用衍生品对冲部分预测油气产量和天然气采购，以减少油气价格波动风险[133] - 公司通过商品套期保值计划保护2022 - 2024年预期现金流，包括原油生产和天然气采购的套期保值[284] 闲置油井与资金获取 - 加利福尼亚州估计约有35000口闲置油井，公司认为CJWS有能力获取州和联邦资金修复孤儿闲置油井[111] 油气价格情况 - 2022年第二季度油气价格大幅上涨，布伦特油价最高达123美元，截至2022年6月30日的三个月布伦特油价较截至3月31日和2021年6月30日的三个月分别高14%和62%[132] - 2022年第二季度加州燃料气购买价格最高9.69美元/百万英热单位，最低5.15美元/百万英热单位，平均7.30美元/百万英热单位[136] 原油进口情况 - 2022年加州炼油厂约70%的原油需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口[136] 产量计划 - 预计公司2022年计划产量超90%来自基础生产[146] - 2022年石油产量预计占总产量的92%，2021年为88%[151] 资本支出情况 - 截至2022年6月30日的三个月和六个月，公司合并资本支出分别约为3400万美元和6200万美元[150] - 截至2022年6月30日的六个月，约54%和35%的资本支出分别用于加州石油和犹他州业务[150] - 2022年D&P业务和公司活动资本支出预算约为1.25 - 1.35亿美元，不包括C&J Well Services的800万美元[151] 热电联产设施 - 公司两座热电联产设施所生产电力按合同销售，合同期限至2022年12月至2026年12月[141] 业务法规影响 - 公司加州油气业务需遵守《加州环境质量法》，新井许可证发放延迟且流程更耗时和成本更高[143][145] 降低价格波动影响措施 - 公司通过向第三方出售热电联产多余电力、对冲天然气采购、签订管道运输协议等方式降低天然气价格波动影响[138][148] 封堵和废弃活动支出与业务量 - 2022年全年计划在封堵和废弃活动上支出约2100 - 2400万美元，涉及280 - 320口井[153] - 截至2022年6月30日的三个月和六个月，封堵和废弃活动分别支出约600万美元和1100万美元[153] - 2022年井服务和废弃部门预计为第三方客户封堵和废弃约2500 - 3000口井[153] 各地区销售与运营收入 - 截至2022年6月30日，圣华金等地区石油、天然气和天然气液体销售额为2.04706亿美元，运营收入为6360.8万美元[156] - 截至2022年6月30日，犹他州尤因塔盆地石油、天然气和天然气液体销售额为3533.8万美元，运营收入为2057.9万美元[156] 产量与价格数据（按时间对比） - 2022年6月30日，平均日产量为2.62万桶油当量，2022年3月31日为2.67万桶油当量，2021年6月30日为2.73万桶油当量[159] - 2022年6月30日，未套期保值的石油加权平均实现销售价格为105.7美元/桶，套期保值后为83.78美元/桶[159] - 排除收购和剥离影响，2022年6月30日止三个月平均日产量较3月31日止三个月减少0.9万桶油当量[162] - 2022年上半年平均日产量：石油24.2万桶/日、天然气1130万立方英尺/日、NGL 0.4万桶/日，总计26500桶油当量/日；2021年同期分别为23.9万桶/日、1720万立方英尺/日、0.4万桶/日和27200桶油当量/日[166] - 2022年上半年总产量：石油437.9万桶、天然气20.37亿立方英尺、NGL 7.2万桶，总计479.1万桶油当量；2021年同期分别为433.4万桶、31.13亿立方英尺、6.6万桶和491.9万桶油当量[166] - 2022年上半年未套期保值石油加权平均实现销售价格为98.95美元/桶，套期保值后为80.31美元/桶；2021年同期分别为60.83美元/桶和45.61美元/桶[166] - 2022年上半年天然气加权平均实现销售价格为6.55美元/千立方英尺，NGL为51.90美元/桶；2021年同期分别为5.62美元/千立方英尺和28.30美元/桶[166] - 2022年上半年按运营区域划分平均日产量：加利福尼亚州21600桶油当量/日、犹他州4700桶油当量/日、科罗拉多州200桶油当量/日；2021年同期分别为21800桶油当量/日、4200桶油当量/日和1200桶油当量/日[168] - 剔除收购和剥离业务影响后，2022年上半年加利福尼亚州产量为21600桶油当量/日，较2021年同期增长3%；犹他州产量基本持平[171] 二季度与一季度数据对比 - 2022年第二季度与第一季度相比，油气和NGL销售增加29720万美元，增幅14%；服务收入增加6342万美元，增幅16%；电力销售增加2000万美元，增幅37%；油气销售衍生品损失减少121200万美元，降幅75%；营销及其他收入减少214万美元，降幅64%；总收入及其他增加159048万美元，增幅169%[174] - 2022年第二季度与第一季度相比，租赁运营费用增加9331万美元，增幅15%；服务成本增加3237万美元，增幅10%；电力生产费用增加1659万美元，增幅37%；运输费用减少50万美元，降幅4%；营销费用减少299万美元，降幅100%；一般及行政费用增加241万美元，增幅1%；折旧、损耗和摊销减少1722万美元，降幅4%；除所得税外的税费增加4609万美元，增幅70%；天然气购买衍生品损失增加39715万美元；其他运营费用减少3416万美元，降幅91%；总费用及其他增加53305万美元，增幅36%[181] - 2022年第二季度与第一季度相比，利息费用减少54万美元，降幅1%；其他净费用增加29万美元，增幅223%；总其他费用增加83万美元，增幅1%[181] - 2022年第二季度与第一季度相比，所得税前收入增加105660万美元，增幅176%；所得税费用增加5496万美元，增幅164%；净利润增加100164万美元，增幅176%[181] 二季度相关费用与收入变化 - 2022年第二季度套期保值基础上，运营费用每桶油当量增加0.33美元，即1%，达到25.97美元[185] - 截至2022年6月30日的三个月，未套期保值的租赁运营费用每桶油当量增加4.12美元，即16%，达到30.37美元[186] - 2022年服务成本增加300万美元，即10%，达到3700万美元[186] - 截至2022年6月30日的三个月，发电费用约增加38%，达到每桶油当量2.57美元[187] - 截至2022年6月30日的三个月，天然气采购衍生品亏损1100万美元，而2022年3月31日止三个月盈利2900万美元[188] - 2022年第二季度与第一季度相比，折旧、损耗和摊销减少3800万美元，即4%[193] - 截至2022年6月30日的三个月，除所得税外的其他税费每桶油当量增加1.96美元，即72%，达到4.70美元[194] - 截至2022年6月30日的三个月，其他运营费用减少300万美元，降至40万美元[195] - 截至2022年6月30日的三个月，石油、天然气和NGL销售额增加9200万美元，即62%，达到约2.4亿美元[199][200] - 截至2022年6月30日的三个月，电力销售增加约100万美元，即8%，达到约700万美元[199][201] - 2022年第二季度运营费用按对冲基准计算为每桶油当量25.97美元，较2021年同期的17.31美元增加50%，即每桶油当量增加8.66美元[208] - 2022年第二季度未对冲租赁运营费用为每桶油当量30.37美元，较2021年同期的18.33美元增加66%，即每桶油当量增加12.04美元[209] - 2022年第二季度服务成本为3700万美元，2021年同期无此项成本，因公司于2021年10月1日收购了油井服务和废弃业务[210] - 2022年第二季度天然气购买衍生品损益为亏损1100万美元，2021年同期为盈利1200万美元[212] - 2022年第二季度运输费用降至每桶油当量0.46美元，2021年同期为0.70美元，主要因2022年第一季度出售了皮西恩斯业务[213] - 2022年第二季度一般及行政费用增加700万美元，即44%，至约2300万美元[215] - 2022年第二季度折旧、损耗和摊销费用增加约200万美元，至3800万美元[218] - 2022年第二季度除所得税外的其他税费增加1%，至每桶油当量4.70美元[219] - 2022年第二季度总收入及其他收入为3.47212亿美元，较2021年同期的1.9345亿美元增加79%，即1.53762亿美元[225] - 2022年第二季度有效税率约为5%，2021年同期为1%，受递延所得税资产估值备抵变动影响[222] 上半年相关数据变化 - 2022年上半年油气和NGL销售额增加1.67亿美元，增幅59%，达约4.5亿美元[227] - 2022年上半年电力销售额减少400万美元，降幅24%，降至1300万美元[228] - 2022年和2021年上半年油气销售衍生品结算损失分别为8200万美元和6600万美元，2022年上半年名义交易量从19万桶/日降至13万桶/日[229] - 2022年上半年总费用和其他费用为3.46415亿美元，较2021年上半年增加1.35167亿美元，增幅64%[232] - 2022年上半年净亏损为1345.6万美元，较2021年上半年减少2074.7万美元，降幅61%[232] - 2022年上半年套期保值基础上运营费用增至每桶油当量25.80美元，较2021年上半年增加9.93美元，增幅63%[235] - 2022年上半年未套期保值租赁运营费用增至每桶油当量28.30美元，较2021年上半年增加6.38美元，增幅29%[236] - 2022年上半年天然气购买衍生品收益为1800万美元，2021年上半年为3900万美元[239] - 2022年上半年一般及行政费用增至约4600万美元，较2021年上半年增加1300万美元，增幅39%[243] - 2022年上半年折旧、损耗和摊销费用增至约7800万美元，较2021年上半年增加800万美元，增幅12%[245] - 2022年上半年除所得税外的其他税费降至每桶油当量3.72美元，较2021年同期的4.30美元下降13%，其中 severance税增长43%，从0.98美元涨至1.40美元，从价税和财产税下降25%，从2.00美元降至1.50美元，温室气体排放配额费用下降38%，从1.32美元降至0.82美元[246] - 2022年和2021年上半年其他运营费用分别为400万美元和100万美元，2022年包括200万美元特许权使用费审计费用和超100万美元皮克

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度，公司通过新的可变股息和固定股息，实现了每股0.19美元的创纪录回报，是上一季度的三倍 [8] - 2022年，公司预计现金回报将达到自2018年7月首次公开募股以来向股东返还的约1亿美元股息的120% - 150%，相当于每股约1.60 - 1.90美元，回报率为中到高位的十几% [9] - 第一季度，由于季度后半段油价上涨，公司应收账款余额暂时增加，导致营运资金使用高于预期 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油生产占公司当前总产量的91%，且石油生产有良好的套期保值，使公司在未来两年多内能够清晰了解杠杆自由现金流情况 [14] - 第一季度，C&J油服业务实现了略超300万美元的EBITDA，公司全年EBITDA指导为2700万美元 [38] - 第一季度，公司运营平均使用1.5台钻机，共钻了26口井，其中加利福尼亚州22口，犹他州4口；完成了76次修井作业，该项目回报率超过100% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 由于各种市场因素，天然气成本持续上涨，公司近期改善了2022年天然气采购套期保值头寸 [13] - 截至5月1日，公司从落基山脉到加利福尼亚州的克恩河天然气管道的接入量增加，可满足其每日天然气需求的80% [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司新的股东回报模式将60%的可自由支配自由现金流主要以现金可变股息的形式分配，其余40%用于机会性的可自由支配资本，包括股票回购 [9] - 公司计划通过钻新井填补6%的产量缺口，通过对现有井进行修井作业填补4%的缺口，以保持年产量持平 [11] - 公司持续致力于减少碳足迹，通过运营效率提升、资产交易活动和ESG倡议，截至2021年底和2022年初，已将碳足迹减少了13%，超过20.5万公吨，并降低了1400万美元的运营成本 [12] - 公司收购的C&J油服已完全融入公司，计划在2022年封堵加利福尼亚州约2000口第三方闲置油井 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2022年第一季度的业绩感到满意，认为公司处于良好的发展态势，有望实现出色的年度表现 [7] - 公司新的股东回报模式具有可预测性、透明度和简单性，使公司有望成为同行中资本回报率最高的公司之一 [8] - 公司运营执行出色，达到了生产目标，且有信心在2022年及未来几年通过股东回报模式实现强劲的派息 [10][26] 其他重要信息 - 公司计划在当天晚些时候提交10 - Q报告，并在其网站上发布本次电话会议的重播链接和文字记录 [5] - 公司正在与州政府合作，在人口密集、常处于困境的社区封堵废弃油井，这是实现该州在高危人群附近安全减排目标的关键组成部分 [30] - 加利福尼亚州似乎准备在今年采取行动，将碳捕获和封存（CCS）作为向低碳经济转型的必要策略，目前有几项相关法案正在立法过程中推进 [32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在过去几个月是否从州政府获得了石油钻探许可证，目前是否拥有2022年项目所需的全部许可证？ - 公司正在获得根据《加利福尼亚环境质量法》（CEQA）处理的许可证，目前拥有可维持到6月底的许可证，并预计很快会获得另一批许可证，但尚未获得全年活动所需的所有许可证 [34][35] 问题2: 公司二氧化碳封存试点项目有何具体进展？ - 公司与一家公司签订了意向书，该公司正在研究接收公司热电联产机组产生的二氧化碳，并将其用于另一个盆地的项目；公司还定期与CRC联系，将作为二氧化碳来源参与埃尔克山的项目 [37] 问题3: C&J油服业务第一季度EBITDA略超300万美元，而全年指导为2700万美元，公司对实现该指导目标的信心如何，以及如何解释近期的业绩缺口？ - 公司仍对实现指导目标充满信心，第一季度通常是C&J业务最慢的季度，该业务面临一些通胀压力，如提高了现场员工工资和燃料成本上升，但收入实际上比预期更好，目前招聘人员仍然是一个挑战 [39] 问题4: C&J油井封堵业务的机会与去年相比有何变化，该机会是在2023年还是更晚的时间会变得更大更好？ - 该业务有两个组成部分，一是处理州政府负责的数万个废弃油井，C&J在这方面具有独特优势；二是围绕二氧化碳封存领域的油井封堵业务，这将是一个不断增长的业务。此外，州政府在提供大量油井封堵招标方面变得更加积极，封堵业务在收购C&J时占其全部业务的约20%，未来可能会继续增长 [44][45] 问题5: 公司可变股息的计算方式与其他公司不同，是在营运资金调整后计算的，第一季度营运资金扩张或消耗的原因是什么，第二季度这种调整是否会归零甚至反转？ - 第一季度营运资金消耗较高的主要原因是3月份油价上涨导致应收账款增加约2500万美元，此外，第一季度和第三季度需支付债券的半年利息费用，第一季度还需支付向埃克森美孚支付的年度特许权使用费（平均约1500万美元）和年度奖金。随着这些因素在第二季度不再重复，营运资金调整不仅会归零，还可能反转 [48][49][50] 问题6: 公司财务报表中油气衍生品数字为何包含在收入中，第一季度1.61亿美元的衍生品损失是购买远期合约还是按市值计价，是否为现金损失？ - 衍生品包含在收入中是为了让大家看到公司实际收到的商品价格，第一季度的1.61亿美元衍生品损失是该季度套期保值账簿的按市值计价损失，并非现金损失，只有在价格大幅波动时才会出现这种情况 [52][53] 问题7: 公司在加利福尼亚州的运营是否面临水资源或干旱问题？ - 公司在获取水资源方面没有问题，其运营中使用的大部分水是自产和循环利用的，主要问题是处理未使用的产出水，公司有多种处理方法，包括使用处理井。此外，公司正在就出售其在圣华金河东岸一个油田产出的纯净水与一个为加利福尼亚州农业提供用水的水区进行谈判 [54][55] 问题8: 公司运营成本的情况如何，非能源运营成本相对于全年指导的情况，以及第一季度活跃的修井作业对运营成本的影响和全年运营成本的趋势？ - 自2019年以来，公司历史上能够将非能源运营成本每桶油当量降低约2美元，这一趋势在2021年和2022年持续。公司预算中考虑了由于通胀导致的非能源运营成本略有增加，但第一季度实际每桶油当量成本低于计划。公司预计能源运营成本不会超出计划，与去年相比增幅在5%以上。总体而言，公司对非能源运营成本的指导范围仍有信心，能源运营成本较高，但通过天然气套期保值和接入克恩河管道，公司有能力控制成本 [57][58] 问题9: 公司热电联产设施的二氧化碳捕获试点项目是否现实，这些设施是否有能力捕获二氧化碳，捕获的二氧化碳是用于封存还是其他用途？ - 捕获二氧化碳的技术是存在的，公司有能力进行捕获，但问题在于将捕获的二氧化碳运输到地下注入地点，这涉及到加利福尼亚州尚未解决的监管问题。公司的二氧化碳排放源主要是蒸汽发生器和热电联产机组，公司每年产生约140万公吨二氧化碳，第一季度已完成减排20.5万公吨。公司计划将捕获的二氧化碳用于纯封存，没有计划用于二氧化碳驱油以增加油气产量 [61][62][64] 问题10: 公司可自由支配资本的40%部分，如何在股票回购、有机库存增长和其他选项之间进行平衡，考虑到股票回购计划的增加和每桶100美元的油价？ - 这是一个综合考量的过程，在加利福尼亚州的增长受限于许可证获取情况。公司对当前基于许可证的指导感到满意，在羚羊溪的收购取得了良好成效，但不会大幅占据这40%的份额。公司也在关注其他可能的收购机会，同时会在合适的时机进行股票回购，以实现股东总回报最大化 [66] 问题11: 如果未来营运资金变化方向相反，可变股息是基于流入资金计算，还是会留存用于未来季度平衡？ - 为了保持计算简单，公司认为可变股息会随着季度情况有所波动，但总体上仍对每股1.60 - 1.90美元的股息回报范围有信心，长期投资者将受益于营运资金的周期性变化，第二、三、四季度的营运资金情况预计相对稳定 [68]

业绩总结 - 第一季度每股分红为0.19美元，其中固定分红为0.06美元，变动分红为0.13美元[8] - 调整后EBITDA为9600万美元[8] - 预计2022年每股现金回报为1.60至1.90美元[16] - 2021年末的杠杆率为1.5倍，低于2.0倍的目标[17] - 预计2022年自由现金流约为2.5亿美元[36] - 自2018年首次公开募股以来，董事会已授权向股东支付约1亿美元的固定和变动分红[14] 用户数据 - 总生产量为26,700桶油当量/天，其中91%为原油，约24,400桶油当量/天[8] - 加州的生产量为22,200桶/天[8] - 预计2022年每日生产量约为26,500桶油当量[36] - 加州第一季度的生产量为22,200桶油当量/天，100%为原油[40] - 2021年实现的石油生产为267,900桶油当量/日，80%来自加州[70] 未来展望 - 预计2022年现金回报将达到前述累计约1亿美元现金支付的120%至150%[14] - 60%的资金通过股息和债务回购返还给股东，约为1.5亿美元[37] - 40%的资金用于有机增长、股票回购和资本保留，约为1亿美元[37] 新产品和新技术研发 - Berry公司计划在Poso Creek和Hill租赁地建设4至10兆瓦的太阳能发电项目，预计每年可获得1881小时的可用阳光[65] - Berry公司识别出超过800英亩的土地可用于太阳能光伏发电，年均阳光天数为270天[65] 市场扩张和并购 - Berry公司在2021年收购了加州最大的井服务企业，预计每年可处理超过2,000口闲置井，减少温室气体排放，相当于移除超过3,000辆汽车和卡车[64] 负面信息 - 加州炼油厂约70%的原料来自水路进口，其中50%来自非美国来源[53] - Berry公司在加州的运营成本中，蒸汽成本占比超过三分之一[68] 其他新策略和有价值的信息 - Berry公司的总证明储量为15亿美元，储量替代率为120%[71] - Kern River管道系统的日处理能力为21.7亿立方英尺，覆盖4个州[57] - 2022年第二季度的布伦特原油对冲合约为每日15,000桶，价格为77.10美元[54] - 2022年第二季度的天然气对冲合约为每日33,297百万英热单位，价格为4.00美元/百万英热单位[59] - Berry公司的自由现金流为运营现金流减去固定股息和维持生产所需的资本，约为每年1.25亿美元[37] - 加州的油气资产中，86%的土地为生产持有状态，91%的油价受加州布伦特油价影响[40] - 2021年加州的1P储量为79百万桶油当量，油气比例为92%[40] - Berry公司在加州的工作权益达到97%，在加州的工作权益更是高达99%[68]

股东回报与资本返还 - 公司自2018年首次公开募股至2022年4月30日，通过股息和股票回购向股东返还1.39亿美元资本[104] - 2022年初公司实施新股东回报模式，拟将大量可自由支配现金流用于支付可变季度现金股息[113] - 公司预计将60%的自由支配现金流主要用于支付现金可变股息和机会性债务回购，其余40%用于机会性增长[214] - 新股东回报模型自2022年1月1日起生效，公司计划将可自由支配现金流按季度分配，60%用于可变现金股息和机会性债务回购，40%用于机会性增长等[230] - 2022年第一季度和第二季度公司批准普通股每股0.06美元的常规现金股息，基于第一季度业绩批准每股0.13美元的可变股息[246] - 截至2022年4月30日，公司自2018年第三季度股息计划开始以来已支付约8600万美元股息，加上5200万美元股票回购，代表IPO净收益125%的资本回报[248] - 2022年4月公司董事会批准增加1.02亿美元股票回购授权，使总授权达到1.5亿美元[249] 资产剥离与业务结构 - 公司2022年1月剥离了科罗拉多州皮斯安斯盆地的天然气资产[102] - 公司业务分为开发与生产、油井服务与废弃处理两个业务板块[102] 行业数据与市场情况 - 第三方数据显示，加利福尼亚州估计有3.5万口闲置油井[103] - 2022年第一季度布伦特原油价格较2021年第四季度和2021年第一季度呈上升趋势[124] - 2022年第一季度平均油价高于2021年第四季度和2021年第一季度[127] - 2022年第一季度，公司购买燃料气的价格在每百万英热单位3.70美元至8.00美元之间，平均为每百万英热单位6.30美元[128] - 2022年3月31日、2021年12月31日和2021年3月31日三个月末，布伦特原油平均价格分别为每桶97.90美元、79.66美元和61.32美元；WTI原油平均价格分别为每桶94.54美元、76.89美元和57.82美元[128] - 加利福尼亚州炼油厂约70%的石油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[128] 业务运营指标与计划 - 公司管理和评估运营使用的指标包括杠杆自由现金流、调整后息税折旧摊销前利润等[109] - 公司油井服务与废弃处理业务为加州油气生产公司提供服务，包括油井维护、废弃处理和水物流等[103] - 2022年公司约6%的生产计划来自新井钻探，约4%来自现有井修井，现有生产井预计贡献90%的基础产量[139] - 截至2022年3月31日的三个月，公司合并资本支出约为2800万美元，其中约53%和35%分别用于加利福尼亚州石油和犹他州业务[142] - 2022年公司D&P业务和企业活动的资本支出预算约为1.25亿至1.35亿美元，不包括C&J Well Services的800万美元[143] - 2022年公司预计石油产量约占总产量的92%，2021年为88%[143] - 2022年全年，公司计划在封堵和废弃活动上花费约2100万至2400万美元，包括280至320口井[145] - 2022年第一季度，公司在封堵和废弃活动上花费约500万美元[145] - 2022年公司油井服务和废弃部门预计为第三方客户封堵和废弃约2000口井[145] 产量与收入数据变化 - 2022年3月31日止三个月平均日产量为26.7 mboe/d，较2021年12月31日止三个月减少1.2 mboe/d，较2021年3月31日止三个月降低1.5%（0.4 mboe/d）[151][153][154][155] - 2022年第一季度加州产量为22.2 mboe/d，较2021年第四季度减少0.5 mboe/d [154] - 2022年3月31日止三个月油气及NGL销售额约2.10351亿美元，较2021年12月31日止三个月增加2897.4万美元（16%） [158][159] - 2022年第一季度服务收入约4000万美元，较2021年增加400万美元（11%） [158][160] - 2022年3月31日止三个月电力销售约541.9万美元，较2021年12月31日止三个月减少88.9万美元（14%） [158][161] - 2022年3月31日止三个月油气销售衍生品损失1.61858亿美元，较2021年12月31日止三个月增加1.4548亿美元（888%） [158] - 2022年3月31日止三个月营销及其他收入33.4万美元，较2021年12月31日止三个月减少60.5万美元（64%） [158][163] - 2022年第一季度未套期保值的石油价格上涨3800万美元，部分被石油销量减少600万美元、天然气价格和销量减少200万美元所抵消 [159] - 2022年第一季度平均衍生品固定价格升至69.78美元，而2021年第四季度为50.33美元 [162] - 2022年3月31日止三个月按市值计价的非现金损失为1.28亿美元，2021年12月31日止三个月按市值计价的非现金收益为3000万美元 [162] - 2022年第一季度油气及NGL销售额约2.10亿美元，较2021年同期增加7500万美元，增幅56%[185][186] - 2022年第一季度服务收入4000万美元，该业务于2021年10月1日收购[185][186] - 2022年第一季度电力销售额约500万美元，较2021年同期减少500万美元，降幅46%[185][187] - 2022年第一季度油气销售衍生品亏损1.62亿美元，较2021年同期增加1.08亿美元，增幅203%[185] - 2022年第一季度营销及其他收入33.4万美元，较2021年同期减少203.7万美元，降幅86%[185][189] 费用与成本数据变化 - 2022年第一季度总费用和其他费用为1.46555亿美元，较上一季度的1.891亿美元减少4254.5万美元，降幅22%[165] - 2022年第一季度服务成本为3347.2万美元，较上一季度的2833.9万美元增加513.3万美元，增幅18%[165] - 2022年第一季度电力生产费用为446.3万美元，较上一季度的366万美元增加80.3万美元，增幅22%[165] - 2022年第一季度天然气购买衍生品收益为2905.4万美元，上一季度亏损1577.2万美元，变动4482.6万美元[165] - 2022年第一季度所得税前亏损6016.1万美元，上一季度盈利1144.4万美元，变动7160.5万美元，降幅626%[165] - 2022年第一季度每桶油当量运营费用为25.64美元，较上一季度的22.46美元增加3.18美元，增幅14%[165] - 2022年第一季度总能源运营费用为12.06美元/桶油当量，较上一季度的9.05美元增加3.01美元，增幅33%[165] - 2022年第一季度一般及行政费用为2294.2万美元，较上一季度的2235.7万美元增加58.5万美元，增幅3%[165] - 2022年第一季度除所得税外的其他税费为2.74美元/桶油当量，较上一季度的4.65美元减少1.91美元，降幅41%[165] - 2022年第一季度运营费用每桶油当量25.64美元，较2021年同期增加11.24美元，增幅78%[191] - 2022年第一季度服务成本3300万美元，2021年同期无此项成本[191][196] - 2022年第一季度天然气采购衍生品收益2900万美元，较2021年同期增加130万美元，增幅5%[191][198] - 2022年第一季度运输费用每桶油当量0.48美元，较2021年同期减少0.17美元，降幅26%[191][199] - 2022年第一季度一般及行政费用约2300万美元，较2021年同期增加600万美元，增幅34%[191][201] - 2022年第一季度调整后的一般及行政费用增至1900万美元，较2021年同期的1300万美元增长46%[203] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用增至4000万美元，较2021年第一季度增加约600万美元[204] - 2022年第一季度除所得税外的其他税费降至每桶油当量2.74美元，较2021年同期的3.93美元下降30%，其中 severance税增长27%，从0.99美元增至1.26美元；从价税和财产税下降25%，从2.01美元降至1.51美元；温室气体排放配额费用下降103%，从0.93美元降至 - 0.03美元[205] - 2022年第一季度其他运营费用为400万美元，2021年同期其他运营收入为100万美元[206] - 2022年第一季度和2021年第一季度利息费用相当[207] 关键财务指标变化 - 2022年第一季度有效税率约为5%，上一季度为23%[183] - 2022年第一季度有效税率约为5%，2021年同期为2%[208] - 2022年3月31日调整后EBITDA为9571.2万美元，2021年12月31日为6039.5万美元，2021年3月31日为5182.9万美元[2022] - 2022年3月31日杠杆自由现金流为5518.1万美元，2021年12月31日为2047.3万美元，2021年3月31日为1630.1万美元[2022] - 2022年3月31日调整后净收入为4287.1万美元，2021年12月31日为1020.4万美元，2021年3月31日为562.7万美元[2023] - 2022年第一季度经营活动提供现金4.853亿美元，较2021年同期增加约1000万美元[252] - 2022年第一季度投资活动使用现金3.656亿美元，较2021年同期增加1700万美元，主要因收购现金使用增加[252][255] - 2022年融资活动使用现金929.3万美元，主要用于支付股息500万美元和股权奖励税400万美元；2021年主要用于股权奖励税100万美元[252][256] - 2022年第一季度公司总收入2.16104亿美元，总费用1.35487亿美元，净亏损5652.4万美元[261] 财务状况与契约 - 截至2022年3月31日，调整后的一般及行政费用为1903.8万美元，开发和生产部门及公司费用为1596.8万美元，油井服务和废弃部门费用为307万美元[226] - 2022年第一季度，经营现金流为4853万美元，减去维护资本2643.7万美元和固定股息523.6万美元后，可自由支配现金流为1685.7万美元[227] - 截至2022年3月31日，公司流动性为2.13亿美元，包括2000万美元现金和1.93亿美元可借款额度，还有4亿美元本金的7%高级无抵押票据将于2026年2月到期[229] - 2021 RBL信贷安排初始借款基数为2亿美元，2022年5月进行第二次修订，对股息、投资、套期保值等方面进行了调整[232] - 若2021 RBL信贷安排下未偿还本金和信用证总额超过借款基数，公司有30天时间采取行动弥补差额，且每周现金余额超过2000万美元需用于提前还款[234] - 2021 RBL信贷安排下的未偿还借款利率根据借款基数利用率而定，还需支付0.5%的季度承诺费，公司有权提前还款无罚金[235] - 截至2022年3月31日，公司杠杆比率为1.7:1.0，流动比率为2.4:1.0，符合2021 RBL信贷安排的所有财务契约[236] - 截至2022年3月31日，公司无未偿还借款，有700万美元信用证未偿还，2021 RBL信贷安排下可用借款额度约为1.93亿美元[240] 套期保值计划 - 公司通过商品套期保值计划保护2022 - 2024年预期现金流，包括原油和天然气生产及天然气采购的套期保值[242] - 2022年Q2 - FY2024布伦特互换套期保值量分别为136.05万桶、138万桶、128.8万桶、343.3528万桶、191.7万桶，加权平均价格分别为77.10美元/桶、77.73美元/桶、76.07美元/桶、73.06美元/桶、75.52美元/桶[244] 资产负债表项目变化 - 截至2022年3月31日，应收账款较2021年12月31日增加2600万美元，主要因原油价格上涨使销售增加2300万美元，以及油井服务和废弃业务销售增加300万美元[263][265] - 截至2022年3月31日，净衍生品负债较2021年12月31日增加1.02亿美元，从4700万美元增至1.49亿美元[266] - 其他流动资产减少900万美元，主要因预付许可费退款300万美元、过渡服务调整300万美元、信用证抵押退款300万美元和预付费用支出400万美元，部分被预付财产税和其他费用增加300万美元抵消[267] - 财产、厂房和设备增加22

产量相关数据 - 公司基础产量平均占年度总产量的90%，剩余10%来自新井钻探或现有井修井；公司年度递减率约为13%[18][19] - 2021年最后一个季度的产量比2020年最后一个季度高5%；2021年钻了191口井，其中181口在加州，10口在犹他州[36][37] - 2021年平均净产量约27.4 mboe/d，其中约88%为石油，约80%来自加州[66] - 2021年和2020年平均净日产量对比：2021年为27.4 mboe/d，2020年为28.5 mboe/d，石油占比均为88%[68] - 2021年日均石油产量24.2万桶，2020年为25.0万桶；天然气日均产量17.1百万立方英尺，2020年为18.5百万立方英尺；NGLs日均产量0.4万桶，与2020年持平；总产量27.4千桶油当量/天，2020年为28.5千桶油当量/天[71] - 2022年预计石油产量占总产量的92%，高于2021年和2020年的88%[38] - 2021年SJV Midway Sunset石油产量为5666千桶，SJV Belridge Hill石油产量为1505千桶[113] - 2021年公司在加利福尼亚州钻了181口油井，犹他州钻了10口油井，共计191口油井[123] - 2021年公司出售约38.3万兆瓦时/天的热电联产电力到电网，平均每天消耗约29.1万兆瓦时用于租赁运营，四个热电联产厂平均每天生产约2.5万桶蒸汽[140] - 公司2022年约10%的生产计划预计来自新井钻探和现有井修井，现有生产井预计贡献另外90%[159] 储量相关数据 - 公司加州已探明未开发储量单井回报率预计约为60%，当前期货价格比2021年储量计算价格高15%以上[22] - 截至2021年12月31日，加州探明储量约占总探明储量的81%，日均产量22.0 mboe/d，占比80%[49] - 截至2021年12月31日，犹他州尤因塔盆地探明储量约占总探明储量的15%，日均产量4.2 mboe/d，占比15%[55] - 2021年科罗拉多州皮申斯盆地探明储量约占总探明储量的4%，日均产量1.2 mboe/d，占比4%，2022年1月已剥离该地区资产[58] - 截至2021年12月31日，公司估计总探明储量为9700万桶油当量，较2020年的9500万桶油当量有所增加，增幅13%，产量替换率为120%[75] - 截至2021年12月31日，探明储量的标准化折现未来净现金流和约为12亿美元，PV - 10值约为15亿美元，较上一年末显著增加[76] - 截至2021年12月31日，约81%的探明储量和91%的PV - 10值来自加州资产，约15%的探明储量和8%的PV - 10值来自犹他州尤因塔盆地，约4%的探明储量和1%的PV - 10值来自科罗拉多州皮申斯盆地（2022年1月已剥离）[76][78] - 公司整体已探明储量在开采前增加1200万桶油当量，增幅13%，储量替换率达120%[87] - 2021年公司加利福尼亚州已探明未开发储量减少700万桶油当量，主要因重新归类为已开发储量[93] - 截至2021年12月31日，公司有大约719个总（715个净）与已探明未开发储量相关的钻探地点，较2020年减少[102] - 截至2021年12月31日，公司确定了9695个总（9596个净）未证实钻探地点，较2020年增加[105] - 2021年公司从加利福尼亚州和犹他州的物业扩展中增加300万桶油当量的已探明储量[88] - 2021年公司在加利福尼亚州、犹他州和科罗拉多州的总净正价格修正分别为900万、600万和300万桶油当量[89] - 2021年公司在加利福尼亚州有1000万桶油当量的负技术修正，部分被落基山脉100万桶油当量的正技术修正抵消[90][91] - 2021年公司将约500万桶油当量的已探明未开发储量转移至已开发类别[96] - 公司2021年开发计划将年初已探明未开发储量中的450万桶油当量进行转化，花费约4800万美元资本[96] 资本结构与流动性 - 公司资本结构含普通股和4亿美元7.0%的2026年到期高级无担保票据；截至2021年12月31日，流动性为2.15亿美元，未对冲杠杆比率为2.0:1.0[24] 股东回报 - 2018年IPO至2021年12月31日，公司通过股息和股票回购向股东返还约1.34亿美元，占IPO收益的122%；截至2021年12月31日，回购约7%的流通股，花费约5200万美元，还有约4800万美元授权用于未来回购[28] - 2022年1月1日起实施的新股东回报模型，将按季度分配可自由支配现金流，60%用于现金可变股息和机会性债务回购，40%用于机会性增长等[28] 资本支出 - 2021年和2020年资本支出分别约为1.33亿美元和7600万美元，2021年约79%和12%的资本支出用于加州石油和犹他州业务[35] - 2022年勘探与生产运营和公司活动的资本支出预算约为1.25 - 1.35亿美元[38] - 2022年计划增加ESG项目资本支出，包括太阳能发电和设备效率改进[39] - 2022年预计在加州使用2 - 3台钻机，钻120 - 130口开发井和5 - 10口轮廓井，开发资本约80 - 85%在加州，15 - 20%在犹他州[40] - 2021年封堵和废弃活动支出约1900万美元，2022年预计支出2100 - 2400万美元[41] 业务运营资产 - 2021年末收购加州最大的上游油井服务和废弃业务之一C&J Well Services，运营73台修井机[59][60] - 水物流业务拥有276辆水物流卡车及相关资产，还有约1630件租赁设备[65] - 截至2021年12月31日，公司确定了10414个已证实和未证实的总钻井位置[72] - 公司运营约98%的生产井，91%的加州土地和85%的总净土地由生产和费用权益持有[72][74] - 未来三年到期租约覆盖的净土地面积约占总净土地面积的11%，其中91%在犹他州[72] - 截至2021年12月31日，公司共有3587口总生产井（3417口净生产井），约95%为油井，平均工作权益约为96%[114] - 截至2021年12月31日，公司签订的待处理天然气量约为4560千立方英尺/天，有效期至2023年2月[124] - 公司运营井平均工作权益为95%，运营控制权为98%[125] - 公司加利福尼亚州的热采项目油井深度为600 - 2500英尺，每口井钻探和完井成本约为40万美元[129] - 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[130] - 约92%的加利福尼亚州原油产量通过管道连接到当地市场，加利福尼亚州炼油厂约65% - 70%的需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[132] - 公司通过两个热电联产厂向两家加州公用事业公司出售电力，相关长期购电协议将于2022 - 2026年到期[141] 市场价格 - 2021年布伦特原油和亨利中心天然气的平均价格分别为每桶70.95美元和每百万立方英尺3.89美元[71][83] - 2021年未加权算术平均首月价格：布伦特原油和NGLs为每桶69.47美元，亨利中心天然气为每百万英热单位3.64美元；物业生命周期内的体积加权平均价格：石油和凝析油为每桶65.10美元，NGLs为每桶36.08美元，天然气为每百万立方英尺3.98美元[80][83] - 2021年12月31日，公司PV - 10值为15.13亿美元，减去未来所得税现值2.8亿美元后，标准化折现未来净现金流为12.33亿美元[86] - 2021年布伦特原油和亨利中心天然气平均价格分别为每桶70.95美元和每千立方英尺3.89美元[87][93] 销售情况 - 2021年公司对Tesoro Refining and Marketing、PBF Holding、Kern Oil & Refining和Phillips 66的销售额分别约占总销售额的30%、16%、14%和12%[142] - 2021年12月31日，来自三个客户的应收账款分别约占公司应收账款的28%、13%和11%[142] 监管与法律风险 - 2015年克恩县监事会认证了涵盖当地油气运营的环境影响报告，2020年该报告部分内容被法院判定无效，2021年补充环境影响报告获批后又被暂停使用[158] - 2021年2月，生物多样性中心起诉CalGEM，称其依赖克恩县环境影响报告进行油气决策违反CEQA，该诉讼仍在进行中[162] - 2019年4月，CalGEM敲定新的地下注入控制（UIC）法规，影响特定类型的井[164] - 2021年9月，美国环保署致信加州相关机构，要求其在2022年9月前采取行动，否则将采取额外措施[164] - 加州是美国油气运营监管最严格的州之一，现有法律法规可能限制公司井的数量和位置、开发资产和开展运营的能力，增加成本[151][152] - 加州UIC法规的不确定性导致公司获取相关许可证延迟，影响钻探和开发计划[165][167] - 2019年加州更新闲置油井法规，公司提交管理计划并履行义务[168][169] - 2020年加州州长发布行政命令，旨在减少化石燃料供需，公司评估其影响[171][173] - 2020 - 2022年，加州对高压循环蒸汽井和水力压裂实施限制，公司近短期计划未受重大影响[180] - 若拟议的退缩规则最终确定，公司约29%的土地面积可能受影响[173] - 若BLM关于水力压裂的规则恢复，公司在犹他州约22%位于联邦土地和74%位于部落土地的探明储量可能受影响[181] - 美国联邦、州和地方机构对健康、安全和环境事务有重叠监管权，加利福尼亚州法律通常比联邦法律更严格[186] - 公司发展和生产运营面临与化石燃料生产、加工及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和财务风险[191] - 气候相关的政治、诉讼和金融风险可能导致公司限制或取消油气生产活动、承担基础设施损坏责任或影响经济运营能力[200] 土地情况 - 截至2021年12月31日，公司在加州和犹他州净土地面积分别约13%和32%位于联邦土地上，分别占总探明储量的约14%和22%，PUD位置的约19%和28%[175] - 截至2021年12月31日，公司在犹他州约74%的净土地面积位于部落土地上，占总探明储量的约74%，PUD位置的约72%[176] 环境目标 - 加利福尼亚州的温室气体排放总量上限将逐年下降，到2030年比1990年水平降低40%[193] - 美国设定目标，到2030年将经济范围内的净温室气体排放量比2005年水平降低50 - 52%[195] - 美国和欧盟宣布到2030年将全球甲烷排放量比2020年水平至少降低30%[195] - 格拉斯哥净零金融联盟超450家公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[199] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有1224名员工，均位于美国，其中889人于2021年第四季度随收购CJWS加入[203] - 目前公司员工均未受集体谈判或工会协议覆盖[203] - 董事会女性占比约33%，执行团队女性占比17%，高级管理团队女性占比30%，全体员工女性占比约18%[210] 市场风险与套期保值 - 公司主要市场风险来自大宗商品价格和利率波动[604] - 公司最重大市场风险与石油、天然气和NGL价格有关[605] - 公司历史上对大部分预期原油和天然气产量及天然气采购需求进行套期保值[606] - 公司使用掉期、看涨期权、看跌期权和领子期权等衍生品进行套期保值[606] 公司管理与文化 - 公司激励薪酬计划与安全、环境责任和财务监管方面的公司绩效挂钩[206] - 公司通过多种渠道促进员工与管理层的沟通[207] - 公司定期对员工进行调查以评估敬业度和满意度驱动因素[207] - 公司禁止工作场所的非法骚扰和歧视行为[208] - 公司促进安全第一的文化，健康和安全考量融入日常运营和决策过程[211]

财务数据和关键指标变化 - 2022年预计现金回报为上市三年半以来已返还8200万美元的160% - 190%，约合每股1.60 - 1.90美元 [6] - 2021年和2022年初碳足迹减少13%，超过20.5万公吨，运营成本降低1400万美元 [8] - 2021年运营费用同比下降7%，2022年受通胀压力影响预计在5% - 10% [13] - 2022年预计产生约2亿美元可自由支配现金流 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第四季度收购C&J Well Services，为行业提供标准井服务，加速减少逃逸排放 [8] - 2022年石油强度将提高到92% [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前油价上涨，全球基本面支持持续强劲定价 [16] - 2022年预计天然气价格每百万英热单位上涨1.50美元 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年目标是维持产量，保持产量同比持平 [7] - 实施新的股东回报模式，将60%的可自由支配现金流主要以现金和可变股息形式分配给股东 [6] - 专注于从低衰减、可预测的常规油藏安全开采盈利性石油 [13] - 持续寻找增值机会，优化资产组合 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年将是公司的好年份，新的股东回报模式有望带来行业领先的回报 [6][21] - 行业需要展示产量控制和资本返还的纪律，以吸引投资者 [24] 其他重要信息 - 2021年公司安全业绩创历史最佳，全年无记录或损失工时事故 [10] - 2022年资本支出预算在1.25亿 - 1.35亿美元之间，不包括约800万美元的C&J Well Services支出 [12][14] - 公司正在推进多项ESG项目，包括减少碳排放、提高能源效率、处理生产用水等 [8][18][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司从增长模式转向维持资本支出模式的考虑因素和决策时机 - 公司考虑投资者基础，认为行业需要展示产量控制和资本返还的纪律，以吸引投资者 [24] - 公司业务有灵活性，若情况允许可随时增加钻探和修井机会以提高产量，今年明确专注于维持产量和向股东返还现金 [25] 问题: 上一季度并购和剥离活动的详细信息，特别是科罗拉多州天然气资产剥离和犹他州业务情况 - 羚羊溪资产是犹他州的优质附加资产，预计运营成本节省约10%，有低产量衰减和可预测地质，现有10口井待完成，修井活动有显著上行潜力 [27] - 科罗拉多州皮西恩斯气田为100%天然气生产，运营成本高、增长机会少、价格低，剥离避免了约2600万美元的未来弃井成本和基础设施升级成本 [28] - 出售普拉塞里塔资产被羚羊溪资产收购抵消，出售皮西恩斯气田使产量减少约1000桶油当量/天，公司石油占比从88%提高到约92% [30]