财务数据和关键指标变化 - 2022年按当前期货价格计算公司将产生近2.5亿美元的杠杆自由现金流，超过当前市值的30% [26] - 第三季度资本支出为3800万美元，符合计划，略低于第二季度，且在全年预算范围内 [22] - 第三季度运营费用平均为每桶油当量17.18美元，较第二季度降低1%，2021年运营费用保持平稳且低于往年 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 油气生产业务 - 第三季度产量持续环比增长，日均产量达27400桶油当量，9月产量为全年最高，达27900桶/日，且第四季度继续增长 [17][18] - 第三季度在加州平均使用2.5台钻机，钻了54口生产井和2口勘探井，专注于Midway - Sunset油田的蒸汽驱扩展项目 [18] - 原计划第三季度的高影响水平井钻探计划因供应链问题推迟至第四季度，第四季度已有6口此类井投产，多数初始产量（IP）在150 - 200桶/日，超顶级水平，目前正在钻探另外12口水平井 [19] - 全年开发计划收益率超80%，修井作业收益率超100% [20][21] - 预计第四季度达到全年产量平台，且退出率高于去年，全年预计钻约190口井，进行约280次修井作业 [21][22] 天然气业务 - 目前已获得Kern河中游天然气管道约15500 mmbtu/日的使用权，2022年5月将增至近48000 mmbtu/日，部分协议长达15年 [28] - 出售Placerita资产后，在获得当前管道全部产能使用权时，每日天然气需求缺口约为5000 mmbtu [29] - 已对2022年4月前的天然气敞口进行套期保值，最高价格约为6美元/mmbtu [29] 并购与剥离业务 - 收购C&J油井服务公司并成功整合其业务 [31] - 出售Placerita资产，该资产年产量约800桶，第三季度略低于750桶，每桶售价略低于20000美元，减少资产弃置义务（ARO）约2000万美元 [53] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球石油需求持续增长且预计数十年内将继续增加，但长期供应因多年全球投资不足而受限，全球石油产能迅速下降 [9] - 未来几个月，受供需失衡影响，尤其是西海岸地区，天然气价格预计将维持高位 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 董事会批准股东回报模式，将通过可变现金股息、股票回购和债务偿还等方式为股东提供显著回报，预计年回报率超20%，该模式将于本季度公布细节并于2022年开始实施 [11][15] - 专注于加州的经济适用能源生产和销售核心业务，通过提高运营效率和控制成本来增强竞争力 [8] - 评估太阳能项目以降低碳排放强度，探索碳捕获与储存（CCS）可行性，以实现ESG目标 [37][38] - 利用C&J油井服务公司的业务，参与封堵和废弃孤儿井项目，减少温室气体排放，同时拓展业务增长机会 [35][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期油价上涨为公司带来特殊机遇，与以往周期不同，行业基本面发生根本性变化，公司有望在未来多年产生可观的杠杆自由现金流 [8][9][14] - 公司在安全、环境和运营方面表现出色，生产持续增长，资本支出和运营费用控制良好，对第四季度和全年业绩充满信心 [16][23] - 监管方面，公司有能力应对潜在的法规变化，如设定井距后退规定和高压循环蒸汽相关规定，预计对公司影响较小 [46][47][49] 其他重要信息 - 出售Placerita资产后，公司在加州的运营集中在Kern县，该县人口密度低，政治和监管环境对公司运营风险较小 [33][34] - 公司有望在2021年底前将自身温室气体排放量较2020年至少降低15% [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股东回报模式是否为公式化模型，是否按季度向股东回报，生产增长部分如何融入该模型 - 公司希望该模式具有公式化，利用可预测的成本结构、套期保值的油价和期货价格，让投资者可预测超额杠杆自由现金流 [42] - 大部分回报将以现金形式支付，股票回购和债务偿还比例相当，公司将按季度评估该模式 [43][44] - 公司会保留一定比例的资金用于选择性用途，如小规模收购和有机增长 [43] 问题2: 监管方面的最新情况，包括高压力循环蒸汽研究结果和当前井距后退规定对Kern县的影响 - 井距后退规定进入规则制定流程，预计需1.5 - 2年或更长时间，最终规则将在解决公共健康问题的同时允许行业运营，对公司在Kern县的影响预计较小 [47][48][49] - 高压力循环蒸汽问题仍在州长办公室，公司继续提醒州长该技术无实施障碍，并在第四季度进行创造性井测试，以利用现有热量提高产量 [50][51] 问题3: Placerita资产的出售价格，CCS项目的情况 - Placerita资产年产量约800桶，第三季度略低于750桶，每桶售价略低于20000美元，减少资产弃置义务约2000万美元 [53] - CCS项目包括减少热电联产产生的二氧化碳排放和利用地下储层提供二氧化碳储存服务，公司将在ESG报告中披露相关信息，目标是学习他人经验，实施经济可行的CCS项目 [58][59][61] 问题4: 能否提供Placerita资产的活动水平细节，如井数和过去几年的资本支出 - Placerita资产的资本支出呈下降趋势，该资产并非公司回报率最高的资产，公司将大部分资本转移至回报率更高的资产 [62] - 该资产拥有公司最大的42兆瓦热电联产设施，出售后天然气使用量大幅下降 [63] 问题5: C&J油井服务公司的最终收购价格、未来一年EBITDA预测以及如何影响公司财务报表 - 收购价格为4300万美元，约为过去三年EBITDA的1.2倍，过去几年EBITDA较为稳定，预计未来不会恶化 [65] - 该业务将在财务报表中单独列示，并进行选择性汇总，同时会突出与C&J相关的一般及行政费用（G&A），以避免与油气业务成本结构混淆 [67][68] 问题6: C&J油井服务公司的业务是否与公司现有业务相关，以及其业务活动的侧重情况 - 目前公司不是C&J的客户，收购C&J的目的是保留其管理团队和现有客户，并拓展新业务 [68][69] - 现有客户对公司收购C&J表示满意，认为有助于保持服务团队的稳定性 [70] - 公司将竞争新业务以实现增长，C&J的封堵和废弃（P&A）业务占其当前业务的20%，公司计划将其作为战略业务拓展，吸引政府和其他实体作为客户 [71][72]

公司业务收购与出售 - 2021年10月1日公司以约4300万美元完成对Basic Energy Services公司加州业务线的收购[97] - 公司已达成出售位于加州洛杉矶县文图拉盆地的Placerita油田物业的协议，该交易于2021年10月完成且无减值[100] 费用资本化情况 - 公司约10%的现金一般及行政费用被资本化，显著低于行业规范[109] 能源价格数据 - 2021年第三季度，公司购买燃料气支付的价格最高为每百万英热单位15.31美元，最低为3.83美元，平均为5.79美元[117] - 2021年第三季度，布伦特原油平均价格为每桶73.23美元，WTI原油为每桶70.63美元[117] - 2021年第三季度，Kern Delivered天然气平均价格为每百万英热单位5.75美元，Henry Hub天然气为每百万英热单位4.35美元[117] 原油进口情况 - 加州炼油厂约65% - 70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[117] 股息与回购情况 - 2021年第一季度公司恢复季度股息，第三季度提高股息并回购库藏股[114] 油价对比情况 - 2021年9月30日止三个月的平均油价高于2021年6月30日止三个月和2020年9月30日止三个月[116] 天然气业务情况 - 公司购买用于加州蒸汽驱和热电联产设施的天然气远多于在落基山脉生产和销售的天然气[119] 生产安全情况 - 2020年公司生产运营的总可记录事故率为0.5，创2017年初现任管理团队接管以来的公司最低纪录，低于美国所有行业平均水平3.0[124] 行业政策法规 - 2021年4月23日，加州州长要求相关部门在2024年前停止发放新的油井增产处理许可证，并评估到2045年逐步淘汰石油开采的监管途径[126][128] - 2021年5月，CalGEM发布预规则制定草案，禁止2024年1月1日后授权油井增产处理；7月拒绝一组水力压裂许可证申请；9月和10月，相关方分别提起法律挑战[129] - 2021年10月6日，高等法院裁定克恩县必须立即停止发放石油和天然气运营许可证，并暂停依赖补充环境影响报告来满足新许可证的CEQA合规要求至2022年4月底[130] 资本支出情况 - 截至2021年9月30日的三个月和九个月，公司资本支出分别约为3800万美元和1.05亿美元，其中九个月支出中约78%用于加州石油业务，15%用于犹他州业务[136] - 公司2021年计划资本支出预算约为1.2亿至1.3亿美元，预计资本支出将使产量同比基本持平，2021年的期末产量高于2020年[137] 产量结构情况 - 预计2021年石油产量约占总产量的89%，2020年为88%[137] 封堵和废弃活动支出 - 2021年全年，公司计划在封堵和废弃活动上支出约1600万至2000万美元，第三季度和前三个季度分别支出约500万美元和1200万美元[139] 产量数据对比 - 2021年第三季度平均日产量为27.4 mboe/d，较二季度增加0.1 mboe/d，较2020年同期降低0.2 mboe/d（1%）[145][147][148][149] - 2021年前九个月平均日产量为27.3 mboe/d，较2020年同期降低6% [152][154][155] 各地区产量情况 - 2021年第三季度加州平均日产量为21.8 mboe/d，较二季度增加0.1 mboe/d [147][148] - 2021年第三季度犹他州平均日产量为4.4 mboe/d，与二季度持平 [147] - 2021年第三季度科罗拉多州平均日产量为1.2 mboe/d，与二季度持平 [147] 营收及收入数据对比 - 2021年第三季度油气及NGL销售额约为1.61亿美元，较二季度增加1300万美元（9%） [158][159] - 2021年第三季度电力销售额约为1200万美元，较二季度增加500万美元（80%） [158][160] - 2021年第三季度油、气销售衍生品损失为3086.4万美元，较二季度减少2478.9万美元（45%） [158] - 2021年第三季度营销及其他收入为84.9万美元，较二季度增加61万美元（255%） [158] - 2021年第三季度总营收及其他收入约为1.43亿美元，较二季度增加4416.5万美元（44%） [158] - 2021年第三季度油气及NGL销售额约1.61亿美元，较2020年同期增加6900万美元，增幅75%[182][183] - 2021年第三季度电力销售额约1200万美元，较2020年同期增加360万美元，增幅41%[182][184] - 2021年第三季度油气销售衍生品亏损3086.4万美元，较2020年同期增加1930万美元，增幅167%[182] - 2021年第三季度营销及其他收入84.9万美元，较2020年同期增加51.9万美元，增幅157%[182] - 2021年第三季度总营收和其他收入为1.43414亿美元，较2020年同期增加5366.5万美元，增幅60%[182] - 2021年前九个月油气及NGL销售额约4.44亿美元，较2020年同期增加1.59亿美元，增幅56%[205][206] - 2021年前九个月电力销售额为2900万美元，较2020年同期增加1000万美元，增幅54%[205][207] - 2021年前九个月营销及其他收入为345.9万美元，较2020年同期增加233.1万美元，增幅207%[205] 衍生品结算及收益情况 - 2021年第三季度油气销售衍生品结算损失为3200万美元，较第二季度的4000万美元有所下降；第三季度按市值计价非现金收益为100万美元，而第二季度非现金损失为1600万美元[161] - 2021年第三季度营销及其他收入较第二季度增加约100万美元，因天然气价格上涨[162] - 2021年第三季度天然气采购衍生品收益为1500万美元，上季度为1200万美元；结算收益分别为1400万美元（每桶油当量5.60美元）和200万美元（每桶油当量0.77美元）[171] - 2021年前九个月油气销售衍生品结算损失9600万美元，2020年同期为收益1.19亿美元；2021年前九个月衍生品名义交易量降至17万桶/日，2020年同期为22万桶/日[208] - 2021年前九个月天然气购买衍生品收益为5434.9万美元，较2020年同期增加5152.5万美元，增幅1825%[205][211] 费用变化情况 - 2021年第三季度多项费用有变化，如租赁运营费用6.093亿美元，较上季度增加1538.7万美元，增幅34%；电力生产费用712.8万美元，较上季度增加241.6万美元，增幅51%等[164] - 2021年第三季度税前收入为907.8万美元，上季度亏损1295.3万美元，增长2203.1万美元，增幅170%；净利润为983.6万美元，上季度亏损1288.1万美元，增长2271.7万美元，增幅176%[164] - 2021年第三季度套期保值基础上，运营费用降至每桶油当量17.18美元，较上季度减少0.13美元，降幅1%[168] - 2021年第三季度未套期保值租赁运营费用增至每桶油当量24.20美元，较上季度增加5.87美元，增幅32%；未套期保值平均燃料采购价格每百万英热单位增长75%[169] - 2021年第三季度电力生产费用增至每桶油当量2.83美元，较上季度增加0.93美元，增幅49%，因天然气成本上升[170] - 2021年第三季度一般及行政费用增至1760万美元，较上季度增加150万美元，增幅10%；调整后一般及行政费用基本持平，为1340万美元[173][175] - 2021年第三季度除所得税外的其他税费增至每桶油当量5.33美元，较上季度增加0.66美元，增幅14%[177] - 2021年第三季度套期保值基础上，运营费用为每桶油当量17.18美元，较2020年同期增加0.21美元，增幅1%[188][191] - 2021年第三季度未套期保值租赁运营费用为每桶油当量24.20美元，较2020年同期增加6.37美元，增幅36%[188][192] - 2021年第三季度电力生产费用为每桶油当量2.83美元，较2020年同期增加1.17美元，增幅70%[188][193] - 2021年第三季度天然气采购衍生品收益为1500万美元，2020年同期为1600万美元[194] - 2021年第三季度除所得税外的其他税费为每桶油当量5.33美元，较2020年同期增加1.42美元，增幅36%[188][200] - 2021年第三季度有效税率约为(8)%，2020年同期为10%[203] - 2021年前九个月租赁运营费用为1.68756亿美元，较2020年同期增加3202.9万美元，增幅23%[205][211] - 2021年前九个月总运营费用降至每桶油当量16.31美元，较2020年同期减少2.04美元，降幅11%[205][211][214] - 2021年前九个月一般及行政费用降至约5100万美元，较2020年同期减少700万美元，降幅11%[205][211][219] - 2021年前9个月除所得税外的税费从每桶油当量3.10美元增至4.65美元，增长1.55美元，增幅50%[224] - 2021年和2020年前9个月其他运营费用分别为500万美元和300万美元[225] - 2021年和2020年前9个月利息费用相当[226] - 2021年和2020年前9个月有效税率分别为5%和 - 1%[227] 关键财务指标对比 - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月调整后EBITDA分别为5932.4万美元、4059.9万美元、6151.5万美元、15175.1万美元、19074.8万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月杠杆自由现金流分别为869.2万美元、 - 1429.8万美元、4720.6万美元、1069.3万美元、9287.6万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月净收入（亏损）分别为983.6万美元、 - 1288.1万美元、 - 1886.4万美元、 - 2436.7万美元、 - 19906.5万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月经营活动提供的净现金分别为2239.9万美元、2142.9万美元、5799.7万美元、8225.8万美元、14441.9万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月利息费用分别为781万美元、821.7万美元、839.1万美元、2451.3万美元、2598.7万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月所得税（收益）费用分别为 - 75.8万美元、 - 7.2万美元、 - 219万美元、 - 120.6万美元、153.6万美元[237][238] 公司流动性情况 - 截至2021年9月30日，公司流动性为2.43亿美元，包括4300万美元现金和2亿美元RBL信贷额度[246] 调整后财务指标 - 2021年9月30日调整后净收入为1.1536亿美元，2021年6月30日为亏损6293万美元，2020年9月30日为1.3452亿美元[241] - 2021年9月30日调整后基本每股收益为0.14美元，2021年6月30日为亏损0.08美元，2020年9月30日为0.17美元[241] - 2021年9月30日调整后一般及行政费用为1.3442亿美元，2021年6月30日为1.3302亿美元，2020年9月30日为1.3888亿美元[244] 资金来源与套期保值计划 - 公司预计用运营现金流为2021年资本支出提供资金[246] - 公司已对部分产量进行套期保值，2021年剩余时间约4500桶/日，价格为52美元/桶；2022年13800桶/日，价格为60美元/桶；2023年11400桶/日，价格为53美元/桶；2024年6500桶/日，价格为50美元/

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为4100万美元，符合预期 [32] - 截至目前，公司已返还相当于首次公开募股（IPO）收益115%的资本，即1.27亿美元，其中包括7700万美元的股息 [37] - 董事会批准将第三季度股息提高50%，至每股0.06美元 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 二季度石油产量平均为2.73万桶/日，较一季度增长1%，预计2021年近90%的总产量为石油 [22] - 加利福尼亚州的石油产量占总产量的80%，季度环比基本持平 [22] - 二季度在加利福尼亚州钻探了50口井，其中21口（42%）将于三季度投产；在犹他州钻探了8口井，其中5口（62.5%）将于三季度投产 [14] 天然气业务 - 由于冬季风暴“尤里”的影响，2021年第一季度落基山脉地区的天然气销售额几乎与2020年全年持平，为一季度调整后EBITDA增加了1000万美元 [32] 各个市场数据和关键指标变化 石油市场 - 油价较去年上涨了近30美元 [10] - 美国的石油需求正在增加，车辆行驶里程已恢复到新冠疫情前的水平，整体航空旅行也在恢复正常 [11] - 美国的石油供应较疫情前水平下降了约15%，目前稳定在每天约1120万桶 [11] 天然气市场 - 天然气价格已恢复到更具季节性的水平 [32] - 公司在10月前有良好的天然气套期保值，并将为明年增加更多套期保值 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过产生自由现金流来满足现金需求，并有可能逐步增加股息 [16] - 战略收购仍是公司的优先事项，公司希望通过增值并购来扩大规模 [16] - 公司认为当前资本的最佳用途是保持产量平稳，以便返还资本并增加股东回报 [16] - 公司在加利福尼亚州和犹他州的常规油藏中通过钻探创造价值，其钻探计划风险低且可重复 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业出现积极迹象，油价上涨，需求增加，供应下降，公司处于有利地位满足不断增长的需求 [10][11][13] - 公司的商业模式简单、持久且有韧性，能够在各种市场环境中产生自由现金流 [8] - 公司预计下半年产量将略有增长，第四季度的产量退出率将高于去年 [25] - 基于当前成本结构和当前期货价格，公司预计在约2.5年内实现无债务 [36] 其他重要信息 - 公司在安全和环境方面取得了优异成绩，接近500天无可记录事故和800天无损失工时事故 [21] - 公司自2019年以来，已将运营成本（OpEx）每桶油当量（boe）降低了超过3美元，其中非能源OpEx每boe降低了超过2美元 [27][28] - 公司已获得2021年和2022年在加利福尼亚州执行资本计划所需的足够许可证，并已提交2022年剩余钻探计划和部分2023年计划的申请 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于监管情况的进展，特别是劳伦斯利弗莫尔研究以及召回选举的影响 - 公司只能按照加州油气管理局（CalGEM）的指示行事，高压循环蒸汽暂停是由于另一家运营商未满足加州监管要求导致的，公司现有生产未受影响，且当前预算和计划中的井也不受影响 [49] - CalGEM表示其工作受召回选举的政治环境影响，需等待选举结果，目前公司未受立法会议影响，与相关组织关系良好，且该州逐渐认识到油气对向绿色环境过渡的必要性 [50][51] - 关于井刺激的相关规定对公司无影响 [52] 问题2: 关于并购机会的最新情况 - 公司在并购方面非常活跃，但交易必须对公司和现有股东有吸引力 [55] - 公司目前的现状非常有吸引力，但估值低于资源类公司，公司会在满足条件的情况下抓住并购机会 [56][57] 问题3: 关于未来股息增加的可能性 - 公司认为在股权市场未给予公司更合适估值的情况下，随着水下套期保值的到期和现金流的增加，公司可能会大幅提高股息，这一说法是合理准确的 [59][60] 问题4: 关于第三季度资本支出（CapEx）的情况 - 公司的CapEx支出呈钟形曲线，第二和第三季度支出较多，第一和第四季度较少，第三季度CapEx应与第二季度相似 [60] - 公司7月中旬在加利福尼亚州增加了第三台钻机，第三季度将使用三台钻机作业，第四季度将减少到两台 [61] 问题5: 关于抵消运营商对公司生产影响的详细情况以及类似情况的存在性 - 问题主要是由于抵消运营商导致公司水库下游的取水量减少和上游的蒸汽注入率降低，从而使含水层侵入水库，导致早期突破和水库温度降低 [64] - 公司工程师已采取纠正措施，生产下降已得到控制，且公司其他资产中不存在类似情况 [65] - 波索溪（Poso Creek）是一个小油田，平均日产量约1000桶，指出该问题是为了向市场展示公司资本效率和透明度 [66][67] 问题6: 关于犹他州尤因塔盆地（Uinta Basin）的目标和成果 - 公司喜欢犹他州开发计划的灵活性，目前该地区的油井初始产量（IP）优于加利福尼亚州的油井，目标是实现三位数的IP，目前三口投产油井已达到该目标 [70] - 犹他州是可预测的常规油藏，将是2022年开发计划的一部分 [70] 问题7: 关于2022年现金流量状况下对4亿美元现有票据的处理方式 - 该决策具有灵活性，公司认为合适的杠杆对业务有帮助，该票据具有高收益、低成本资本和宽松契约等优点 [73] - 公司会考虑如何通过整体自由现金流为股东创造最大价值，是降低债务还是返还更多资本，目前该票据尚未到期，且已过赎回保护期，有一定操作空间 [73] 问题8: 关于信贷额度的承诺金额 - 目前基于5亿美元的总循环信贷额度，公司选择了2亿美元的承诺金额，这样做是为了避免支付未使用额度的费用，且从评级机构的流动性角度来看，2亿美元较为合适 [74] 问题9: 关于犹他州油井的石油类型、定价动态和市场需求 - 犹他州的油主要是黑蜡油，主要在当地市场销售，目前价格约为西德克萨斯中质原油（WTI）的88% - 90% [78] - 当地市场对石油需求旺盛，公司与当地炼油厂签订了长达一年的供应合同，且由于公司在该市场保持稳定的生产，能够获得更长期的合同和更好的价格 [79] 问题10: 关于加利福尼亚州业务中水电发电量低、电价上涨以及公司的受益情况和用水风险 - 公司自身生产和处理的水足以满足蒸汽生产需求，约40%的总水产量用于产生蒸汽，其余用于水驱和第三方处置 [84] - 目前是公司电力销售的旺季，电价和需求可能会上涨，但尚未出现去年那样的停电和限电情况，天然气价格上涨可能是推动因素，该情况具有季节性，有潜在上行空间但无下行风险 [86][87]

业绩总结 - 2021年第二季度加州的日产量为21,700桶油当量（Boe/d），其中100%为原油[19] - 2021年第二季度生产中88%为原油，预计2021年生产中约89%为原油[11] - 2021年第二季度，公司的资本支出为4300万美元，生产量为27.3 Mboe/d，调整后的EBITDA为4100万美元[49] - 2021年第一季度，公司的资本支出为2400万美元，生产量为27.1 Mboe/d，调整后的EBITDA为5200万美元[50] - 2021年第二季度，公司的运营费用为11.00美元/桶[34] - 公司的债务与调整后EBITDA的比率为1.9倍，利息覆盖率为6.2倍[46] 用户数据 - 2020年1P储量为9500万桶油当量（MMBoe），PV-10价值为5.2亿美元[19] - 公司的总债务为4.21美元/桶的已探明储量[46] - 每口井的日产量为48桶油当量（boe/d）[60] - 加州的石油生产量为113,000桶/月，位居美国第七[25] 市场展望 - 预计未来30年内有超过10,000个高回报钻探位置[19] - 加州的高油价和稳定的运营成本使得油利差较高[11] - 加州的石油市场与美国其他地区隔离，约60%的炼油厂原料来自水上来源[33] 新产品与技术研发 - 2021年各类井的钻探活动数量：热力二氧化硅生产者58口，砂岩生产者45口，注入井36口，勘探井8口[60] - 加州的UIC许可证、钻探许可证和AE许可证已在开发区获得，扩展区的许可证进展如预期[60] 负面信息 - 2021年加州立法的潜在影响：AB 3214（油污、罚款）已于2020年签署成为法律，影响程度为中等[61] - SB 467（禁止新或续期的水力压裂等许可证）在SNR委员会失败[61] - 加州立法会的两年会议期将于2022年8月结束，2021年1月开始[63] 其他策略与信息 - 公司目标是将净债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率维持在1.0至2.0倍或更低[12] - 公司计划通过有意义的季度分红向股东返还资本，目标是达到顶级的股息收益率[12] - 公司致力于通过有吸引力的有机和战略增长来回报资本给股东[9] - Berry公司在COVID-19期间成立了跨职能响应团队，确保员工和社区的健康与安全[68] - Berry公司实施了临时灵活的居家办公协议，以支持员工照顾家庭[68] - Berry公司每年最高匹配员工捐款500美元，以支持社区[68] - Berry公司承诺在持续的疫情中保持信息灵通，确保安全运营[68]

财务数据关键指标变化 - 公司约10%的现金一般及行政费用被资本化，远低于行业标准[90] - 2021年第一季度公司恢复季度股息，并在第三季度提高了股息[96] - 2021年上半年，公司资本支出分别为约4300万美元（三个月）和约6700万美元（六个月）[117] - 公司2021年资本支出预算计划约为1.2亿至1.3亿美元，大部分将在二、三季度支出[118] - 2021年全年，公司计划在封堵和废弃活动上支出约1900万至2300万美元[120] - 2021年第二季度总营收及其他收入为9924.9万美元，较第一季度增加504.8万美元，增幅5%[145] - 2021年第二季度油气和NGL销售额约1.48亿美元，较第一季度增加1300万美元，增幅9%，主要因未套期保值的石油价格和销量分别增加1700万美元和200万美元，部分被未套期保值的天然气价格下降700万美元抵消[146] - 2021年第二季度电力销售额约700万美元，较第一季度减少300万美元，降幅32%，因第一季度天然气价格因冬季风暴Uri需求激增而异常高，第二季度恢复正常季节性水平[148] - 2021年第二季度油气销售衍生品结算损失4000万美元，较第一季度增加1400万美元，因第二季度油价高于衍生品固定价格；第二季度按市值计价非现金损失1600万美元，较第一季度减少1200万美元[149] - 2021年第二季度营销及其他收入较第一季度减少200万美元，因第一季度冬季风暴Uri需求激增导致单位价格异常高[150] - 2021年第二季度总运营费用较第一季度增加20%，即每桶油当量增加2.91美元，绝对值增加800万美元[156] - 截至2021年6月30日的三个月，未对冲的租赁运营费用每桶油当量降至18.33美元，较上一季度减少28%，即每桶油当量减少7.25美元[157] - 2021年第二季度电力生产费用降至每桶油当量1.90美元，较上一季度减少约39%[158] - 截至2021年6月30日的三个月，天然气采购衍生品收益为1200万美元，上一季度为2800万美元[159] - 2021年第二季度运输费用略增至每桶油当量0.70美元，上一季度为0.65美元[161] - 2021年第二季度营销费用较上一季度每桶油当量减少0.90美元[161] - 截至2021年6月30日的三个月，一般及行政费用降至1610万美元，较上一季度减少100万美元，即6%[162] - 截至2021年6月30日的三个月，折旧、损耗和摊销增加200万美元，即6%，至约3600万美元[164] - 截至2021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0.74美元，即19%，至4.67美元[165] - 2021年第二季度油气及NGL销售约1.48亿美元，较2020年同期增加7700万美元，增幅110%[171][172] - 2021年第二季度电力销售约700万美元，较2020年同期增加200万美元，增幅41%[171][173] - 2021年第二季度油气销售衍生品结算损失4000万美元，2020年同期为收益5900万美元[174] - 2021年第二季度总营收及其他为9924.9万美元，较2020年同期增加6579.6万美元，增幅197%[171] - 2021年第二季度运营费用降至每桶油当量17.31美元，较2020年同期减少0.80美元，降幅4%[177][180] - 2021年第二季度未套期保值租赁运营费用为每桶油当量18.33美元，较2020年同期增加2.96美元，增幅19%[177][181] - 2021年第二季度电力生产费用增至每桶油当量1.90美元，较2020年同期增加0.76美元，增幅67%[177][182] - 2021年第二季度天然气采购衍生品收益1200万美元，2020年同期为损失100万美元[183] - 2021年第二季度一般及行政费用降至约1600万美元，较2020年同期减少300万美元，降幅14%[177][185] - 2021年第二季度除所得税外的其他税费增至每桶油当量4.67美元，较2020年同期增加0.73美元，增幅19%[177][189] - 2021年上半年油气及NGL销售额约2.83亿美元，较2020年同期增加9000万美元，增幅47%[194][195] - 2021年上半年电力销售额为1700万美元，较2020年同期增加700万美元，增幅64%[194][196] - 2021年上半年油气销售衍生品亏损1.09亿美元，2020年同期盈利1.69亿美元，变动额为2.78亿美元[194] - 2021年上半年营销及其他收入为261万美元，较2020年同期增加181万美元，增幅227%[194] - 2021年第二季度有效税率约为1%，2020年同期为26%[192] - 2021年上半年总运营费用为2.11亿美元，较2020年同期减少3.2亿美元，降幅60%[200] - 2021年上半年净亏损3420万美元，较2020年同期减少1.46亿美元，降幅81%[200] - 2021年上半年套期保值基础上运营费用降至每桶油当量15.87美元，较2020年同期减少3.11美元，降幅16%[200][203] - 2021年上半年天然气采购衍生品收益为3900万美元，2020年同期亏损1300万美元[206] - 2021年上半年一般及行政费用降至约3300万美元，较2020年同期减少500万美元，降幅13%[200][208] - DD&A在2021年上半年降至约7000万美元，较2020年同期减少300万美元，降幅4%；每桶油当量的DD&A从13.37美元增至14.17美元，增加0.80美元[211] - 2021年上半年，除所得税外的其他税费每桶油当量增至4.30美元，较2020年同期的2.72美元增加1.58美元，增幅58%；其中， severance税增幅38%，从0.71美元增至0.98美元；从价税和财产税增幅44%，从1.39美元增至2.00美元；温室气体配额费用增幅113%，从0.62美元增至1.32美元[213] - 2021年上半年其他经营收支为净支出100万美元，主要包括约300万美元的补充财产税评估、特许权使用费审计费用和油罐租赁成本，部分被200万美元的员工留用抵免所抵消[214] - 2021年和2020年上半年的利息费用相当[215] - 2021年和2020年上半年的有效税率分别为1%和 - 2%[216] - 2021年6月30日结束的季度净亏损为1288.1万美元，2020年同期为6490.1万美元；2021年上半年净亏损为3420.3万美元，2020年同期为1.80201亿美元[217] - 2021年6月30日结束的季度调整后EBITDA为4059.9万美元，2020年同期为5743.3万美元；2021年上半年调整后EBITDA为9242.8万美元，2020年同期为1.29233亿美元[217] - 2021年6月30日结束的季度杠杆自由现金流为 - 1429.8万美元，2020年同期为3205.7万美元；2021年上半年杠杆自由现金流为200.3万美元，2020年同期为4567万美元[217] - 2021年6月30日结束的季度经营活动提供的净现金为2142.9万美元，2020年同期为4193.9万美元；2021年上半年经营活动提供的净现金为5985.9万美元，2020年同期为8642.2万美元[217] - 截至2021年6月30日，公司流动性为2.68亿美元，包括7500万美元现金和1.93亿美元RBL信贷额度借款可用性[235] - 2021年6月30日，公司净亏损1288.1万美元，调整后净亏损629.3万美元[230] - 2021年6月30日，公司一般及行政费用为1606.5万美元，调整后为1330.2万美元[233] - 截至2021年6月30日，公司杠杆比率为2.1:1，流动比率为2.2:1，符合RBL信贷额度财务契约[239] - 2021年第一、二季度普通股现金股息为0.04美元/股，第三季度为0.06美元/股；截至2021年7月31日，自2018年第三季度IPO后股息计划已支付约7200万美元，占IPO资本的65%[249] - 2021年上半年经营活动提供现金5985.9万美元，2020年为8642.2万美元；投资活动使用现金6051.2万美元，2020年为6551.8万美元；融资活动使用现金498.6万美元，2020年为2090.4万美元[255] - 2021年上半年经营活动现金减少约2700万美元，主要因衍生品结算变化1.49亿美元和税收增加600万美元，部分被销售增加9900万美元等抵消[256] - 2021年上半年投资活动现金使用减少500万美元，主要因资本支出减少[257] - 2021年上半年融资活动现金使用减少1600万美元，2021年主要用于支付股息300万美元，2020年为1900万美元[258] - 2021年6月30日较2020年12月31日，应收账款增加1200万美元，净衍生品负债增加3300万美元，股东权益减少3500万美元[261][262][263][270] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第二季度布伦特原油合约价格在每桶62.15美元至76.18美元之间[98] - 2021年第二季度公司购买燃料气平均价格为每百万英热单位3.31美元，最高7.56美元，最低2.37美元[99] - 2021年第二季度末布伦特原油平均价格为每桶69.08美元，2021年3月31日为61.32美元，2020年6月30日为33.39美元[101] - 2021年第二季度末WTI原油平均价格为每桶66.03美元，2021年3月31日为57.82美元，2020年6月30日为28.42美元[101] - 2021年第二季度末Kern Delivered天然气平均价格为每百万英热单位3.23美元，2021年3月31日为7.99美元，2020年6月30日为1.45美元[101] - 2021年第二季度末Henry Hub天然气平均价格为每百万英热单位2.95美元，2021年3月31日为3.50美元，2020年6月30日为1.70美元[101] - 加州炼油厂约65% - 70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[101] - 截至2021年6月30日的六个月内，9月到期的电力销售合同占比不到30%[105] - 预计2021年石油产量约占总产量的89%，高于2020年的88%[118] - 截至2021年6月30日，圣华金盆地石油、天然气和天然气液体销售额为12912.8万美元[124] - 截至2021年6月30日，尤因塔盆地平均日产量为4400桶油当量/天，石油占总产量的52%[126] - 2021年第二季度公司平均日产量为27.3 mboe/d，较第一季度增加0.2 mboe/d，增幅1%；公司整体石油产量增加0.1 mboe/d，主要因犹他州开发资本增加使产量提升10%[134] - 2021年第二季度加州产量为21.7 mboe/d，较第一季度下降1%，因一处地点产量损失，预计明年年初恢复历史产量水平[135] - 2021年第二季度平均日产量较2020年同期下降6%，因2021年第一季度开发资本支出显著低于2020年第一季度，且2020年全年支出低于2019年[136] - 2021年上半年平均日产量较2020年同期下降9%，加州产量下降10%，主要因2020年开发不足和自然减产[142] - 2021年下半年公司每日石油套期保值量将减少约25%，固定价格略高于上半年[149] - 2021年第一季度和第二季度燃料采购的套期保值比例分别为85%和79%[156] - 2021年剩余时间约55%预期石油产量以约49美元/桶进行套期保值，2022年另有约3000桶/日石油销售以60美元/桶套期保值[236] - 2021年第三季度和第四季度，固定价格石油互换（布伦特）套期保值量均为131.8万桶，加权平均价格为48.66美元/桶；2022年为109.5万桶，加权平均价格为60美元/桶[244] - 2021年第三季度，固定价格天然气购买互换（科恩，交付）套期保值量为483万mmbtu，加权平均价格为2.83美元/mmbtu；第四季度为208.5万mmbtu，加权平均价格为2.95美元/mmbtu[244] - 2021年7月1日至12月31日，公司有12500mmbtu/d固定价格天然气销售互换敞口头寸，产生按市值计价收益100万美元[244] - 2021年6月30日，原油实现销售价格为64.72美元/桶，天然气采购价格为3.31美元/mmbtu；2021年3月31日，原油实现销售价格

财务数据和关键指标变化 - 一季度产生1600万美元杠杆自由现金流，季末现金近1亿美元，较去年底的8000万美元有所增长 [7][31] - 一季度EBITDA达5200万美元 [30] - 非能源运营成本每桶油当量较2020年第四季度下降11%，调整后一般及行政费用下降10% [26] - 一季度运营费用平均每桶油当量14.40美元，较2020年平均水平改善4.11美元 [21] - 一季度资本支出2400万美元，略低于预期，2021年资本计划维持在1.2亿 - 1.3亿美元 [23] - 截至季末，公司流动性为2.92亿美元，包括手头现金和循环信贷协议（RBL）借款额度 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 石油生产业务 - 一季度平均日产量27100桶油当量，较2020年第四季度增长2%；加州石油产量占比81%，环比增长3% [16] - 2021年预计近90%的总产量为石油 [14] - 二季度生产受热硅藻土井封堵和废弃活动以及新井投产时间影响，预计产量与一季度基本持平；下半年产量将略有增长，年底退出率高于去年 [17][33] 钻井业务 - 一季度大部分时间使用两台钻机，在加州热砂岩储层钻了45口新生产井和5口勘探井；4月在犹他州增加一台钻机，计划钻7 - 10口井；计划6月在加州增加第三台钻机，目标是更多热砂岩井 [18] 修井业务 - 一季度新重点修井活动使46口井恢复生产，回报率超过100%，计划全年保持积极的修井活动 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 一季度布伦特原油平均每桶61美元，油价持续上涨 [29] - 一季度天然气价格因冬季风暴出现历史峰值，公司85%的一季度天然气采购通过套期保值策略得到保护，套期保值价格低于每百万英热单位3美元，而市场价格曾超过每百万英热单位100美元 [26] - 一季度落基山脉天然气销售收入几乎与2020年全年持平 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续通过并购扩大规模，已量化砂岩储层超三十年的储量，以满足加州长期能源需求并为利益相关者创造价值 [13] - 设计ESG战略，专注对公司最重要且能为股东增值的举措，ESG报告将基于可衡量、可实现的领域及真实数据和科学 [35][36] - 认为能源转型成功需包含所有形式和来源的能源，公司将成为能源解决方案的一部分 [37] - 通过西部各州石油协会建立关系，与劳工及其他行业（如木材、农业和水行业）组成联盟，共同应对可能影响行业的立法 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管经营环境动态变化，但公司按承诺执行，专注创造价值的基本面，一季度表现出色 [7] - 流动性状况为公司增长和向股东返还资本提供灵活性，一季度重启股息，已获批二季度股息，预计在当前价格水平下股息将持续增长 [8] - 认为加州州长纽森2024年禁止水力压裂的提议对公司运营无重大影响，该禁令不利于加州实现2045年净碳中和目标，且会使该州能源供应转向不符合当地社会和环境标准的外国石油生产商 [9][10] - 公司今年将支付4000万美元温室气体信用额度，支持该州2045年碳中和目标，希望共同寻找公平的解决方案 [11] - 认为公司通过成本管理和天然气套期保值策略，成为加州低成本石油生产商，能实现最佳利润率 [34] 其他重要信息 - 劳伦斯利弗莫尔国家实验室关于热硅藻土储层高压循环蒸汽作业的技术研究已完成，正在等待加州地质能源管理局（CalGEM）发布研究结果，预计有机会与CalGEM合作获得未来热硅藻土作业的新许可 [25] - 克恩县3月重新认证环境影响报告后，恢复对石油和天然气及土地使用许可的责任，公司已申请2022年全部钻井计划的许可，等待批准 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细说明二季度生产情况及背后的运营动态 - 二季度生产预计与一季度基本持平，热硅藻土储层的封堵和废弃活动影响生产；4月在犹他州增加一台钻机，计划钻7 - 10口井，但产量要到6月才能体现；预计三季度随着在加州增加第三台钻机和完成二季度的封堵和废弃活动后优化基础生产，产量将增加；一季度完成46口修井作业，计划全年完成约200口，预计年底产量高于去年 [38][39][40][41] 问题2: 劳伦斯利弗莫尔研究的潜在时间更新以及对2500英尺缓冲区规定的看法和影响 - 与CalGEM关于许可的沟通活跃，克恩县环境影响报告提供了许可加速的清晰路径；CalGEM正在推动州长办公室对高压循环蒸汽研究的最终批准，公司不预测州长行动，且热硅藻土井不在当前计划内，有大量砂岩储层可供钻探；今年关于2500英尺缓冲区的参议院法案467已在委员会被否决，州长发布行政命令启动消除水力压裂的规则制定程序，目前未发现其他相关立法，且暂无重大影响石油生产的立法在推进 [42][43][44][46][47] 问题3: 2021年公司是否仍将并购作为关键重点，是否有信心今年达成交易 - 规模对公司很重要，公司会继续寻找合适的并购机会，一旦有进展会及时公布，并购是首要任务 [48][49] 问题4: 纽森的提议是否影响公司砂岩项目，是否有其他可能影响热砂岩的因素 - 纽森的提议对公司砂岩项目无影响，砂岩具有中等孔隙度和高渗透率，无需水力压裂；目前未发现可能影响热砂岩的因素，公司会持续监测 [51][53][54] 问题5: 加州石油生产商或其他行业是否有针对极端或过度进步政策的更广泛回应 - 不同行业因就业、监管环境等问题迅速组成联盟，如林业等行业都面临土地使用许可问题，对州长办公室的限制和禁令感到威胁；公司联合主席所在的B3K能源工作组包括可再生能源行业、县、工会、消防员、警察等，旨在实现克恩县2045年碳中和目标 [56][57][58] 问题6: 运营费用中的噪声因素，工作增加对租赁运营费用的影响，以及与全年指导的比较 - 修井作业主要进行资本化处理，不在运营费用中；租赁运营费用中的大项是未套期保值的燃料成本，这也是公司进行天然气套期保值的原因；一季度运营费用远低于年度指导，主要是因为冬季风暴导致电力销售异常增加，预计二季度电力销售将回归历史水平，三季度天然气供应紧张和炎热夏季可能导致价格波动，但公司已进行套期保值 [60][61][62][67][69] 问题7: 温室气体成本的支付情况，是否为现金支出以及未来是否持续 - 目前约4000万美元的温室气体成本支付是过去几年协商的延期付款，将在今年前三季度通过应付账款体现；正常情况下，温室气体成本属于其他税费和所得税项目 [70][71][72] 问题8: 请扩展说明公司与不同行业合作情况，以及对二季度和下半年生产的展望 - 公司希望扩大在加州的业务和产量，减少该州的外国石油进口，增加就业和税收；认为能源需要多元化来源以实现可负担、公平和可靠，加州有足够空间发展可再生能源和其他能源形式；公司有信心投资加州，维持或增加产量，且不会影响能源多元化 [73][74][76][77]

业绩总结 - 2021年第一季度加州的生产量为21,900桶油当量/天，100%为原油[18] - 2021年第一季度的调整后EBITDA为5200万美元[43] - 2021年第一季度的资本支出为2400万美元，钻井数量为50口，日产量为27.1 Mboe/d，其中81%来自加州，88%为原油[43] - 2020年1P储量为95百万桶油当量，PV-10价值为5.20亿美元[18] - 2021年第一季度的债务与调整后EBITDA比率为1.8倍，利息覆盖率为6.6倍[40] 用户数据 - 2021年第一季度的生产中，88%为原油，预计2021年将保持这一比例[11] - 预计2021年资本支出将由杠杆自由现金流资助[9] - 预计未来30年内将有超过10,000个高回报的钻探位置[18] - 加州市场的原油供应中，约60%来自水路进口，40%来自OPEC+国家[32] 财务状况 - 公司目标是将净债务与EBITDA的比率维持在1.0至2.0倍或更低[12] - 2021年第一季度的运营费用为19.06美元/桶，较2020年第四季度的11.00美元/桶有所上升[33] - 2021年第一季度，公司的油气对冲量为每日19 MBbl，价格为45.82美元/桶[36] - 2021年第一季度，公司的PV-10值为4.21美元/桶[40] 股东回报 - 公司计划通过有吸引力的季度分红向股东返还资本，目标是达到顶级的分红收益率[12] 其他信息 - 2020年总记录事故率为0.5，为公司历史最低[15] - Berry公司成立了COVID-19跨职能响应团队，定期评估工作状态和应对措施[63] - Berry公司实施了临时灵活的居家办公协议，以支持员工照顾家庭[63] - Berry公司承诺将继续安全运营并支持社区[63]

财务数据关键指标变化 - 公司约10%的现金一般及行政费用被资本化，远低于行业标准[89] - 2021年第一季度，公司资本支出约为2400万美元，其中约90%用于加州石油业务[125] - 公司2021年资本支出预算计划约为1.2亿至1.3亿美元，预计产量同比基本持平且2021年末产量高于2020年[126] - 2021年全年，公司计划在封堵和废弃活动上花费约1900万至2300万美元[129] - 2021年第一季度总费用和其他费用为1.07271亿美元，较上一季度的1.25629亿美元减少1835.8万美元，降幅15%[152] - 2021年第一季度净亏损为2132.2万美元，较上一季度的6383万美元减少4250.8万美元，降幅67%[152] - 2021年第一季度运营费用降至每桶油当量14.40美元，较上一季度的19.06美元减少4.66美元，降幅24%[152] - 2021年第一季度未对冲租赁运营费用增至每桶油当量25.58美元，较上一季度的20.25美元增加5.33美元，增幅26%[157] - 2021年第一季度天然气购买衍生品实现2800万美元收益，上一季度亏损400万美元[159] - 2021年第一季度一般及行政费用降至1710万美元，较上一季度减少330万美元，降幅16%[163] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销费用增至约3400万美元，较上一季度增加300万美元，增幅11%[165] - 2021年第一季度除所得税外的其他税费降至每桶油当量3.93美元，较上一季度的4.43美元减少0.50美元，降幅11%[166] - 2021年第一季度其他运营费用为100万美元，上一季度为300万美元[167] - 2021年第一季度和上一季度的利息费用均为800万美元[169] - 2021年第一季度油气及NGL销售额约1.35亿美元，较2020年同期增加1300万美元，增幅11%[171][172] - 2021年第一季度电力销售额约1000万美元，较2020年同期增加460万美元，增幅84%[171][173] - 2021年第一季度油气销售衍生品亏损5350.4万美元，2020年同期盈利2.11229亿美元，同比减少2.64733亿美元[171] - 2021年第一季度营销及其他收入237.1万美元，较2020年同期增加189.4万美元，增幅397%[171][175] - 2021年第一季度总营收9420.1万美元，较2020年同期减少2.45064亿美元，降幅72%[171] - 2021年第一季度运营费用降至每桶油当量14.40美元，较2020年同期减少5.41美元，降幅27%，绝对金额减少2000万美元[181] - 2021年第一季度未套期保值的租赁运营费用为每桶油当量25.58美元，较2020年同期增加7.44美元，增幅41%[182] - 2021年第一季度电力生产费用增至每桶油当量3.14美元，较2020年同期增加1.73美元，增幅123%[183] - 2021年第一季度天然气采购衍生品收益2800万美元，2020年同期亏损1200万美元[184] - 2021年第一季度一般及行政费用降至约1700万美元，较2020年同期减少200万美元，降幅12%[188] - 2021年第一季度DD&A减少100万美元，降幅4%，降至约3400万美元，主要因销量较2020年同期下降13% [190] - 2021年第一季度每桶油当量DD&A从12.63美元增至13.90美元，增加1.27美元，因2021年第一季度消耗率上升 [190] - 2021年第一季度除所得税外的其他税费每桶油当量从1.56美元增至3.93美元，增幅152% [191] - 2021年第一季度其他运营费用为100万美元，主要是为应对2020年全球石油储存问题获得的额外储存容量费用；2020年同期为200万美元，主要是超额废弃成本 [192] - 2021年第一季度和2020年第一季度利息费用相当 [193] - 2021年第一季度有效税率约为2%，2020年同期为 - 30% [194] - 2021年3月31日调整后EBITDA为5182.9万美元，2020年12月31日为5368.2万美元，2020年3月31日为7180万美元 [206] - 2021年3月31日杠杆自由现金流为1630.1万美元，2020年12月31日为3121.5万美元，2020年3月31日为1361.3万美元 [206] - 2021年3月31日调整后净收入为562.7万美元，2020年12月31日为858万美元，2020年3月31日为1817.5万美元 [208] - 2021年3月31日调整后净收入基本每股收益和摊薄每股收益均为0.07美元，2020年12月31日为0.11美元，2020年3月31日为0.23美元 [208] - 截至2021年3月31日，公司流动性为2.92亿美元，包括银行现金9900万美元和RBL信贷安排下1.93亿美元的借款额度[211] - 2021年4月，公司完成RBL信贷安排下的半年期借款基数重新确定，借款基数确认为2亿美元[211][213] - 公司有4亿美元本金、利率7%的2026年到期高级无抵押票据未偿还[211] - 截至2021年3月31日，公司杠杆比率和流动比率分别为1.9:1和2.3:1，符合RBL信贷安排的财务契约要求[215] - 2021年第一季度和第二季度，公司董事会批准普通股每股0.04美元的定期现金股息，截至2021年4月30日，公司自2018年第三季度股息计划启动以来已支付约6900万美元股息[224] - 公司股票回购计划授权回购最高1亿美元普通股，截至2019年12月31日已回购约500万股，价值约5000万美元，剩余约5000万美元额度[225] - 公司债券回购计划授权最高花费7500万美元回购2026年到期票据，尚未进行回购[226] - 2021年第一季度，公司经营活动提供现金3843万美元，投资活动使用现金1993.7万美元，融资活动使用现金168.8万美元，现金及现金等价物净增加1680.5万美元[230] - 与2020年第一季度相比，2021年第一季度经营活动提供的现金减少约600万美元，主要因石油衍生品结算收入减少5000万美元和其他税费增加500万美元[231] - 2021年第一季度投资活动所用现金较2020年同期减少2300万美元，2021年为1993.7万美元，2020年为4303.8万美元[232] - 2021年第一季度融资活动所用现金与2020年基本持平，2020年主要用于支付1000万美元股息，2021年主要用于支付股权奖励税款[233] - 截至2021年3月31日，现金及现金等价物为9736.2万美元，较2020年12月31日的8055.7万美元增加1680.5万美元[236] - 净衍生负债从2020年12月31日的2100万美元增至2021年3月31日的4700万美元，增加2700万美元[237] - 其他流动资产增加600万美元，主要因预付财产税增加400万美元和预付许可证增加300万美元，部分被材料库存减少100万美元抵消[238] - 财产、厂房及设备减少700万美元，主要因折旧费用3100万美元，部分被资本投资2400万美元抵消[238] - 股东权益减少2200万美元，主要因净亏损2100万美元、宣布普通股股息400万美元和股权奖励税款代扣100万美元，部分被基于股票的股权奖励400万美元抵消[242] - 截至2021年3月31日，总合同义务为5273.2万美元，其中1年内到期2357.3万美元，1 - 3年到期2395.4万美元，3 - 5年到期310.2万美元，之后到期210.3万美元[251] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第一季度布伦特原油合约价格在每桶51.09 - 69.63美元之间[97] - 2021年第一季度公司购买燃料气平均价格为每百万英热单位7.99美元，最高超100美元，最低2.37美元[98] - 2021年3月31日、2020年12月31日和2020年3月31日三个月，布伦特原油平均价格分别为每桶61.32美元、45.26美元和50.82美元[100] - 2021年3月31日、2020年12月31日和2020年3月31日三个月，WTI原油平均价格分别为每桶57.82美元、42.66美元和46.35美元[100] - 2021年3月31日、2020年12月31日和2020年3月31日三个月，Kern Delivered天然气平均价格分别为每百万英热单位7.99美元、3.38美元和1.97美元[100] - 2021年3月31日、2020年12月31日和2020年3月31日三个月，Henry Hub天然气平均价格分别为每百万英热单位3.50美元、2.52美元和1.91美元[100] - 加州炼油厂约65% - 70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[100] - 公司三座热电联产设施签订的长期售电合同，其中2021年7月到期的合同占售电比例不到25%[104] - 2021年第一季度，美国天然气价格因冬季风暴Uri需求激增而大幅上涨，公司天然气和电力销售收入显著增加[123] - 2021年公司预计石油产量约占总产量的89%，2020年该比例为88%[126] - 2021年第一季度公司平均日产量增加0.5 mboe/d，增幅2%；全公司石油产量增加0.6 mboe/d，增幅3%[141] - 2021年第一季度公司加州产量为21.9 mboe/d，较2020年第四季度增长3%[141] - 2021年3月31日止三个月平均日产量较2020年3月31日止三个月下降12%[142] - 2021年3月31日止三个月油气及NGL销售额约为1.35亿美元，较2020年12月31日止三个月增加4100万美元，增幅44%[145][147] - 2021年3月31日止三个月电力销售额约为1000万美元，较2020年12月31日止三个月增加300万美元，增幅50%[145][148] - 2021年3月31日止三个月油气销售衍生品亏损较2020年12月31日止三个月增加1388.7万美元，增幅35%[145] - 2021年3月31日止三个月营销及其他收入较2020年12月31日止三个月增加190万美元[145][150] - 2021年第一季度钻探50口井，其中5口为轮廓井，45口为生产井，较2020年第四季度的22口生产井显著增加[141] - 2021年3月31日，犹他州平均日产量为4.0 mboe/d，科罗拉多州为1.2 mboe/d，加州为21.9 mboe/d[135][140] - 2021年3月31日，未套期保值的石油加权平均实现销售价格为56.89美元/桶，天然气为7.96美元/mcf，NGL为26.81美元/桶[138] 法规政策影响 - 2019年4月，加州新的闲置油井法规生效，公司已提交所需计划以履行义务[109] - 2019年4月，CalGEM最终确定新的地下注入控制法规，公司加州开发和生产活动受此法规约束[110] - 2020年1月1日，2019年通过的立法生效，要求州机构审查闲置和废弃油井排放等[111] - 2021年1月1日，2020年通过的立法生效，包括扩大漏油处罚和新的挖掘及地下安装报告要求[115] - 2021年4月23日，州长纽森指示CalGEM到2024年停止发放新的水力压裂许可证，公司预计该指令不会对运营产生重大不利影响[118] 安全指标情况 - 2020年公司总可记录事故率（TRIR）为0.5，低于美国所有行业平均水平3.0[108] 法律诉讼及风险 - 2020年11月20日，Luis Torres对公司及部分董事和高管提起证券集体诉讼，目前无法合理估计可能损失[248] - 2006年公司与Encana签订协议，若未建路或获得替代通道许可需支付600万美元罚款，2019年已履行义务，但Encana继任者对此提出质疑，目前无法估计可能损失[247] 市场风险情况 - 截至2021年3月31日的三个月，公司在市场风险信息方面无重大变化[260] - 公司最重大的市场风险与石油、天然气和天然气液体价格有关，能源价格不可预测且可能波动[261] - 公司对冲了大部分预期原油产量和天然气购买需求以降低商品价格波动风险[262] - 2021年3月31日，公司对冲头寸的公允价值为净负债约4700万美元[264] - 2021年3月31日的石油和天然气指数价格上涨10%，净负债将达到约8900万美元[264] - 2021年3月31日的石油和天然气指数价格下降10%，净负债将达到约2900万美元

业绩总结 - 2020年第四季度加州的日产量为21,200桶油当量（Boe/d）[16] - 2020年第四季度生产量为26.6 Mboe/d，其中80%来自加州，88%为原油[37] - 2020年总记录事故率为0.5，为公司历史最低[14] - 2020年运营费用为每桶18.51美元，较2019年的20.32美元有所下降[29] - 2020年第四季度资本支出为1200万美元，调整后的EBITDA为5400万美元[37] - 2020年公司债务与调整后EBITDA的比率为1.6倍，利息覆盖率为7.1倍[36] 用户数据 - 2020年加州的1P储量占比为94%[16] - 2020年1P储量的PV-10价值为5.20亿美元[16] - 加州每月原油生产量为1290万桶，位居美国第七[21] - 德克萨斯州每月原油生产量为1599万桶，位居美国第一[21] - 2020年加州的OPEC+供应占比为42%[26] 未来展望 - 预计未来30年内有超过10,000个高回报钻探位置[16] - 公司目标是将净债务与EBITDA的比率维持在1.0至2.0倍或更低[12] - 2021年第一季度的布伦特原油对冲价格为每桶45.82美元[31] 新产品和新技术研发 - 2020年公司钻井活动中，热沉积岩生产井数量为19口[49] 负面信息 - 公司在2020年没有发生失时事故[14] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划通过有吸引力的季度分红向股东返还资本[12] - 加州炼油厂约70%的原料来自水路进口，其中超过50%来自非美国来源[26] - Berry公司成立了COVID-19跨职能响应团队，定期评估工作状态和应对措施[58] - Berry公司为员工提供了在线培训，以确保他们了解保护和预防病毒传播的信息[58]

财务数据和关键指标变化 - 2020年产生1.31亿美元杠杆自由现金流，年末银行现金超8000万美元，2021年持续现金积累，目前银行现金超1亿美元 [8][28] - 2020年非能源运营成本同比下降约9%，能源运营成本同比下降约13%，平均运营成本为每桶油当量18.51美元，较2019年改善1.81美元 [8][19] - 因SEC定价较低，2020年储量下降，预计2021年储量将大幅改善，当前期货价格比2020年储量计算所用的SEC价格高40%以上 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2020年加州石油产量占总产量约80%，较2019年增长1.3%，Q3到Q4产量下降3.6%，Q4平均日产量2.66万桶，年末日产量近2.7万桶 [17][18] - 2021年计划保持产量同比持平，年末产量较去年有积极增长，加州产量持续增长 [12][18] 运营成本业务 - 2020年平均运营成本为每桶油当量18.51美元，较2019年改善1.81美元，非能源运营成本下降9%，能源运营成本下降13% [19] - 预计2021年总运营成本约为每桶油当量18美元 [20] 资本业务 - 2020年Q4资本支出为1200万美元，全年为6900万美元，符合计划 [21] - 2021年资本预算在1.2亿 - 1.3亿美元之间，计划钻约185口开发井，进行约200次修井和重新完井作业 [23] 闲置井管理业务 - 2020年花费1700万美元废弃194口闲置井，超过规定的164口 [24] - 2021年计划封堵废弃约280口井，其中223口为规定数量，57口用于加速生产，总成本2000万美元 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年上半年约1.9万桶/日的石油销售对冲价格接近每桶46美元，下半年约1.4万桶/日，近期新增下半年3000桶/日、每桶58美元的对冲，Q3和Q4平均对冲价格提高到49美元 [33] - 天然气使用方面，截至今年10月有良好的对冲，全年将寻找机会建立2022年的对冲头寸 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司增长战略继续针对具有强劲现金流的传统低企业递减资产，注重扩大规模 [14] - 2021年专注于加州增值业务组合，保持公司整体产量同比持平，重点开展现有油井修井活动，继续降低成本 [12][13] - 行业内投资者寻求规模更大、成本更低、流动性更强、资产负债表更稳健的公司，公司认为并购整合对行业长期生存很重要 [41][53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年面临新冠疫情、OPEC+供应过剩和政治环境等挑战，但公司实现承诺，2021年处于有利增长地位 [7] - 2021年油价高于每桶50美元布伦特，董事会批准从第一季度开始恢复每股0.04美元的季度股息 [11] - 公司预计2021年是创造价值的一年，通过股息、提高资本效率、持续降低成本和理想的增值增长实现价值创造 [39] 其他重要信息 - 公司将在今年春季编制首份环境、社会和治理报告，作为年度报告的一部分 [37] - 新联邦政府上台，对公司影响较小，联邦钻探许可证临时暂停发放不影响公司当前活动 [38] - 2020年加州立法会议对公司无严重影响，2021年将继续与立法者和监管机构合作，确保州政策支持可靠、负担得起和公平的能源来源 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在并购方面是否确定潜在目标，是局限于加州还是更广泛搜索？ - 公司一直有确定的资产和机会，但买卖价差较大，仍在努力解决，规模对公司很重要，并购是优先事项，但要符合公司战略，战略重点是传统、低企业递减、含油且现金流强的资产，而非地理区域 [41][43] 问题2: 加州当前立法会议提出的新参议院法案（可能禁止压裂和循环蒸汽作业）情况如何，是否有实际影响？ - 该法案早有预期，其立法过程漫长，预计会有重大修改，公司正与行业和劳工团体合作，确保对公司和行业影响最小 [44] 问题3: 若能进行热硅藻土开发，是否会与2021年砂岩项目竞争，能否在2021年开展？ - 热硅藻土开发回报率有吸引力，能与其他项目竞争，若2021年下半年有机会会开展，但目前2021年计划不包括此项，预计2022年开展 [48] 问题4: 油价上涨是否使并购市场买卖价差扩大，加州市场是否有其他动态带来资产机会？ - 油价上涨不影响并购市场，投资者看重规模和现金流，行业整合是必要的，许多加州公司财务困难，资产可供选择，与油价关系不大 [51][53] 问题5: 公司为高管团队发放的限制性股票单位价值约35亿美元，股息分配约320万美元，如何向股东解释，未来资本分配计划如何？ - 长期激励计划（LTIP）相关股份发放同比将减少30%，低于合同要求，公司希望建立可持续股息，目前市场刚好转，需更多缓冲空间，也会考虑其他回报股东方式，此前已向投资者返还超1.2亿美元资本 [58][60] 问题6: 公司约4亿美元债务，利率7%，是否有机会重组债务，能否获得更好利率和更合理期限？ - 公司希望保持资产负债表简单，7%的无担保债务利率仍有吸引力，高收益市场对勘探与生产公司不太有吸引力，若有重大交易，可能会对资产负债表进行调整 [62] 问题7: 储量数据中，已开发探明储量（PDP）下降幅度超过产量，如何解释？ - 大部分下降是已开发未探明储量（PUD）下降，PDP下降主要在落基山脉地区，因SEC定价导致回报不佳，加州部分PUD损失与热硅藻土暂停和SEC五年要求有关，若劳伦斯利弗莫尔研究结果积极，且价格回升，储量将大幅恢复 [66][67] 问题8: 过去两个季度一般及行政费用（G&A）中有非经常性部分，还剩多少，持续多久？ - 本季度非经常性部分将很少，所有合同义务将完成 [70]