财务数据和关键指标变化 - 调整后EBITDA总计5900万美元，与2022年第四季度相比减少24%，原因是油价和产量下降以及燃料气采购价格上涨 [14] - 2023年第一季度租赁运营费用增加，因燃料成本上升，且因天气相关服务和租赁维护成本产生约200万美元一次性费用 [15] - 假设布伦特原油年均价格为每桶85美元，20%的调整后自由现金流预计通过可变股息返还给股东 [16] - 第一季度资本支出略低于计划，因设施项目时间安排和钻井作业效率提高 [12] - 上周董事会批准每股0.12美元的第一季度固定股息，按当前股价计算，年化固定股息收益率超过6% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - E&P业务预计年度资本支出在9500万至1.05亿美元之间，C&J油井服务业务预计支出800万美元 [6] - C&J服务业务第一季度需求良好，P&A设备全部投入使用，但受天气影响收入略有下降，预计后续季度将弥补损失 [32][58] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司通过Kern River管道可获取落基山脉的天然气，历史上该地区天然气价格低于加利福尼亚州，且已对2023年剩余时间约80%的天然气采购进行套期保值，互换价格约为每百万英热单位5.34美元 [42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2023年将约1.3亿美元（近20%的当前市值）返还给投资者，优先通过每股0.12美元的固定季度股息和可变股息为股东提供高额现金回报 [4][40] - 公司将继续专注于控制运营和财务变量，通过裁员和其他成本节约措施，预计2023年调整后的G&A费用比2022年减少约10%，并降低运营费用，实现年化节约300万美元 [5] - 公司认为当前行业环境有利于并购机会，特别是在成熟的加利福尼亚市场，公司有能力成为整合者，目标是收购能产生运营协同效应的生产性资产 [29][45] - 公司计划增加侧钻项目的比重，减少新井钻探，以适应许可流程的变化 [22] - 公司将继续评估成本结构，全年寻找并实施其他成本降低机会，同时保持卓越运营和高安全标准 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计全年业绩符合预期，第一季度受恶劣天气影响的产量已在3月完全恢复，第二至四季度产量应略高于第一季度 [38][48] - 公司认为当前监管环境有利于C&J服务业务的修井和P&A机会，公司希望抓住这一市场 [32] - 公司认为当前环境有利于生产性资产的整合和收购，公司有能力成为机会主义整合者 [38] - 公司对2023年产生强劲自由现金流和为股东提供高额回报充满信心，基于近期价格走势，有望向投资者返还约1.3亿美元或近20%的当前市值 [46] 其他重要信息 - 公司约95%的2023年总产量预计来自现有生产井，其余产量来自资产优化和在已获CEQA批准地区的钻探作业 [11] - 公司继续获得侧钻和修井许可，并预计在已获CEQA批准地区获得新的钻探许可 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年季度产量进展如何？ - 第一季度产量受加利福尼亚州和犹他州恶劣冬季天气影响严重，但3月已完全恢复到预期产量，第二至四季度产量应略高于第一季度，全年产量将在2月提供的年度指导范围内 [48] 问题2: 修井计划进展如何，与过去相比有何变化？ - 2023年加利福尼亚州的修井计划在资金和活动方面与2022年相似，犹他州计划的修井数量低于去年，但无重大意外情况 [50] 问题3: 并购市场需要满足什么条件才能达成交易？ - 公司认为加利福尼亚州未来需要整合，当前监管环境趋紧使更多团体愿意就并购进行对话，公司正积极寻找能产生运营协同效应的生产性资产收购机会 [29][52] 问题4: C&J业务第一季度收入下降但设备全部投入使用，如何理解？ - C&J业务受天气影响，无法按时开展作业，导致收入下降，但预计后续季度将弥补损失 [58] 问题5: 如果布伦特原油价格维持在73 - 75美元区间，对公司计划有何影响？ - 公司制定计划时布伦特原油价格约为85美元，近期价格下跌，但公司不会每日调整计划，预计下半年价格可能回升，公司将通过控制成本等措施实现承诺的现金流目标 [60][61] 问题6: 油服业务是否有扩张机会？ - 公司因P&A设备短缺，正考虑扩张油服业务，未来有增长机会，但目前暂无具体进展 [67] 问题7: 公司是否会进行股票回购？ - 公司会根据情况考虑股票回购，第一季度是每年营运资金使用最多的季度，现金生成较少，随着时间推移，公司将更关注调整后自由现金流的使用 [73]

公司概况 - Berry公司是一家专注于西部美国的独立上游能源公司，主要关注加利福尼亚州圣华金盆地和犹他州Uinta盆地的传统油气储量[30] 股东回报 - 自2018年IPO以来，Berry公司已向股东返还3.42亿美元，占IPO收益的311%，其中包括2.38亿美元的固定和浮动股息以及1.04亿美元的股票回购[30] - Berry公司的股东回报模型基于调整后的自由现金流，计划每季度支付0.12美元的固定股息[33] - 调整后的自由现金流的80%用于债务或股票回购等战略增长，20%用于变动股息[34] - Berry公司通过绩效限制股奖励和短期激励计划来展示对股东回报的关注[34] 业务运营 - Berry公司通过监控生产、E&P现场运营效率、HSE结果、一般和行政费用以及井务和废弃业务的表现来评估业务[32] - 石油和天然气生产是Berry公司运营绩效的关键驱动因素，对业务成功至关重要[34] - 公司的运营受到严格的联邦、州和地方法律法规的影响，包括钻井、完井、运营、维护或废弃井或设施等方面[40] 商品价格影响 - Berry公司的运营和财务结果受商品价格的影响，包括全球地缘政治、经济条件和市场因素的波动[36] - 平均布伦特原油价格在2023年第一季度较2022年第四季度和2022年第一季度分别下降7%和16%[39] - 加州石油价格受布伦特影响，主要通过当地供需动态和第三方运输确定[38] - 加州燃气购买价格取决于洛矶山区和SoCal Gas城市门指数，2023年第一季度平均购买价格为20.74美元/mmbtu[39] 财务状况 - 2023年第一季度，公司总资本支出约为2,100万美元，其中92%用于加利福尼亚运营，8%用于犹他运营[46] - 2023年第一季度，公司平均日产量为24.3万桶油当量，较2022年同期下降2.4%[47] - 2023年第一季度，公司总收入和其他收入达到25.5亿美元，较2022年同期增长31%[51] 财务指标 - 调整后的EBITDA、调整后的自由现金流、调整后的净收入（亏损）和调整后的总部及行政费用是公司管理和外部用户使用的补充非GAAP财务指标[66] - 调整后的EBITDA为59337千美元，较2022年12月31日的77508千美元下降[69] - 调整后的自由现金流为-26681千美元，较2022年12月31日的55803千美元下降[70] - 2023年3月31日，调整后的净收入为5,307千美元，每股0.07美元[73] 资本结构 - 公司目前预计用经营活动现金流资助2023年的资本支出，截至2023年3月31日，公司拥有179百万美元的流动性[75] - 公司于2018年2月发行了4亿美元的7.0%到期于2026年的优先无抵押债券[77] - 公司于2020年2月启动了7,500万美元的债务回购计划[77]

财务数据关键指标变化 - 2022年调整后自由现金流为2亿美元，其中1.89亿美元以股息和股票回购形式返还给股东，包括1.19亿美元可变现金股息、0.19亿美元固定现金股息和0.51亿美元股票回购[121] - 2023年2月初更新股东回报模型，将季度固定股息提高一倍至每股0.12美元，调整后自由现金流分配为80%用于机会性债务或股票回购，20%用于可变股息[122] - 截至2022年12月31日，公司流动性为2.52亿美元，包括0.046亿美元现金、1.93亿美元2021年RBL信贷额度可用借款和0.013亿美元CJWS 2022 ABL信贷额度可用借款，杠杆比率为1.2:1[126] - 自2018年IPO至2022年12月31日，公司通过股息和股票回购向股东返还约3.28亿美元，占IPO收益的298%，回购约14%的流通股，目前有2亿美元授权用于未来股票回购，董事会授权最多0.75亿美元用于机会性回购2026年票据[128] - 2022年公司宣布每股总计1.54美元的可变股息和0.24美元的固定股息，自IPO以来共向股东返还3.28亿美元，包括2.24亿美元固定和可变股息以及1.04亿美元用于回购1050万股股票，占2022年12月31日流通股的14%[133] - 2022年和2021年公司总资本支出分别约为1.53亿美元和1.33亿美元，2022年E&P和企业支出为1.45亿美元，2021年为1.32亿美元，2022年约61%和39%的资本支出分别用于加州和犹他州业务[159] - 公司计划将60%以现金可变股息形式按季度支付，40%用于机会性增长[152][153] - 2023年勘探与生产运营和企业活动资本支出预算在9500万至1.05亿美元之间，不包括约800万美元的CJWS相关支出[188] - 2022年12月31日，布伦特原油和亨利中心天然气的未加权算术平均月初价格分别为每桶100.25美元和每百万英热单位6.40美元[179] - 2022年12月31日，未加权算术平均首月价格为布伦特原油和NGLs每桶100.25美元、亨利枢纽天然气每百万英热单位6.40美元[210] - 2022年公司向PBF Holding、Tesoro Refining and Marketing和Phillips 66的销售额分别约占总销售额的33%、16%和10%；截至2022年12月31日，来自这三家客户的应收账款分别约占总应收账款的33%、16%和13%[233] - 2022年公司在加州和犹他州的净正价格修订储量均为100万桶油当量[242] - 2022年公司将约200万桶油当量的未开发已探明储量转为已开发已探明储量，为此投入约3000万美元资本[245] 各条业务线数据关键指标变化 - 产量相关 - 2022年基础产量占总产量的94%，公司目标是保护基础产量并将其下降率降至最低，以维持年产量相对稳定[124] - 2022年底加州已探明储量约占公司总已探明储量的76%，2022年平均日产量为2.13万桶油当量，占比82%[148] - 2022年底尤因塔盆地已探明储量约占公司总已探明储量的24%，2022年平均日产量为4800桶油当量，占比18%[165] - 2023年预计石油产量约占总产量的92%，与2022年一致[188] - 2022年和2021年平均日产量：2022年石油2.4万桶/日、天然气1020万立方英尺/日、NGLs 0.04万桶/日，总计2.61万桶油当量/日；2021年石油2.42万桶/日、天然气1710万立方英尺/日、NGLs 0.04万桶/日，总计2.74万桶油当量/日[202] - 2022年SJV Midway Sunset石油产量为5630千桶，SJV Belridge Hill石油产量为1551千桶[221] - 2022年圣华金和文图拉盆地、尤因塔盆地石油钻探数量分别为72口和13口，总计85口；2021年分别为181口和10口，总计191口；2020年圣华金和文图拉盆地为45口，总计45口[225] - 公司预计2023年计划产量的超90%将来自基础产量，其余来自修井、侧钻等现有井筒相关活动以及少量已获或预计获得许可的新井[287] 各条业务线数据关键指标变化 - 储量相关 - 截至2022年底，公司估计总已探明储量为1.1亿桶油当量，较2021年底的9700万桶油当量增加2300万桶油当量，增幅24%，2022年储量替换率为236%[177] - 2022年加州有700万桶油当量的负其他修订，主要因北中途日落油田热硅藻土开发计划变更[184] - 2022年加州已探明未开发储量增加900万桶油当量，主要因扩展，部分被修订抵消，有800万桶油当量的负其他修订[185] - 2022年12月31日，公司总探明储量为1.1亿桶油当量，其中PDP为5300万桶油当量占49%、PDNP为900万桶油当量占8%、PUD为4800万桶油当量占43%[208] - 2022年，公司从扩展项目中增加了2500万桶油当量的探明未开发储量[214] - 公司整体已探明储量在开采前增加2300万桶油当量，增幅24%，新增储量替换率为236%[242] - 2022年2月公司收购羚羊溪，在犹他州新增700万桶油当量的已探明储量[243] 各条业务线数据关键指标变化 - 资产相关 - 公司加州已探明未开发储量预计单井回报率约为100%，目前运营约97%的生产井，预计对已确定的总钻井位置保持该控制水平，加州91%的土地由生产和产权持有[137] - 加州炼油厂约70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口，公司州内生产和低成本原油运输选择，加上受布伦特原油价格影响的定价，有望在典型商品价格周期内实现正现金利润率[138] - 公司目前在克恩县圣华金盆地持有约1.5万英亩净土地，其中91%由生产和产权持有，约12%的加州土地位于联邦土地上，100%由生产持有，加州资产平均工作权益为97%[146] - 公司通过CJWS运营72台修井机及相关设备，致力于减少全州逃逸性排放[158][168] - 公司运营约97%的生产井，截至2022年底，未来三年到期租约覆盖的净面积约占总净面积的2%，其中55%在犹他州[174] - 截至2022年12月31日，公司确定了9813个已证实和未证实的总钻井位置[203] - 公司水物流业务拥有247辆水物流卡车和约1370件租赁设备[199] - 公司约92%的加州原油产量通过管道连接加州市场，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[230] - 公司四个热电联产设施的总铭牌发电容量约为66兆瓦[231] - 公司确定的总钻探位置（毛）为9813个，其中PUD钻探位置（毛）为935个，未证实钻探位置（毛）为8878个[251] - 公司拥有权益的油井总数中，蒸汽驱和水驱注入井共406口，其中加州395口，犹他州11口[254] - 已开发油井方面，毛井数加州7135口、犹他州46987口，共计54122口；净井数加州7110口、犹他州45227口，共计52337口。未开发油井方面，毛井数加州12286口、犹他州64943口，共计77229口；净井数加州7988口、犹他州56267口，共计64255口[255] - 公司拥有62台完全许可的常规蒸汽发生器，其运行数量取决于实现目标注入率所需的蒸汽量以及天然气价格与石油产量和销售油价的对比[260] - 公司一座热电联产设施生产的电力根据加州公共事业委员会批准的长期电力购买协议出售给太平洋燃气与电力公司，协议将于2026年11月到期[264] - 公司在尤因塔盆地持有约10.1万净英亩土地，其中92%由生产持有[194] 各条业务线数据关键指标变化 - 运营相关 - 2023年公司资本计划重点是已获许可或已完成加州环境质量法案分析的新井钻探，以及现有井筒的修井和其他活动，也可能利用资本灵活性进行增值收购[143] - 2022年全年，公司平均每天向电网出售约1005兆瓦时热电联产电力，平均每天为租赁业务消耗约293兆瓦时热电联产电力，四个热电联产设施平均每天生产约24000桶[263] - 2022年12月中旬，加州天然气价格一度高达每百万英热单位50.79美元，公司通过临时关闭一个热电联产设施和减少其他业务中的蒸汽生产来降低天然气消耗[266] - 公司将大部分天然气液体出售给第三方，采用基于市场的定价，销售一般依据加工合同或短期销售合同[262] 政策与风险相关 - 2024年起，《降低通胀法案》的甲烷排放收费将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[277] - 加州要求到2045年实现全州范围内的碳中和以及使用100%零碳电力，州长要求分析到2045年逐步淘汰该州石油开采的途径，但2022年最终规划确定因运输部门对化石燃料的持续需求，完全淘汰不可行[289] - 2020年10月，加州州长发布行政命令，设定到2030年保护至少30%加州土地和沿海水域的目标[308] - 公司可能无法使用部分净运营亏损结转和其他税收属性来减少未来美国联邦和州所得税义务，这可能对现金流产生不利影响[299] - 公司业务需要持续的资本支出，但可能无法筹集资金[300] - 通胀可能对公司控制成本的能力产生不利影响[300] - 公司对冲活动限制了其从大宗商品价格上涨中充分受益的能力，且可能无法完全抵御价格下跌[300] - 公司现有债务协议的限制性条款可能限制其增长、财务灵活性和开展某些活动的能力，贷款人可能减少可供投资的资金[300] - 公司可能无法产生足够现金来偿还债务[300] - 大宗商品价格下跌、预期资本开发变化、运营成本增加或油井性能不利变化可能导致资产账面价值减记[300] - 公司在加州克恩县开展油气活动获取许可证存在重大不确定性，可能影响财务状况和经营成果[303] - 2022年上半年原油价格上涨部分归因于俄乌冲突对全球大宗商品和金融市场的影响，冲突停止可能导致大宗商品价格下跌，减少公司油气生产收入[313]

财务数据和关键指标变化 - 2022财年公司产生2亿美元调整后自由现金流，其中5600万美元（占比28%）来自第四季度；全年返还1.38亿美元固定和可变股息，回购5100万美元股票，股东回报总额达1.89亿美元 [13] - 2023年公司预计布伦特原油价格为每桶85美元，将产生近1亿美元调整后自由现金流，扣除固定股息后，有潜力向投资者返还约1.3亿美元，占当前市值近20% [20] - 2023年1月1日起，调整后自由现金流分配为80%主要用于股票回购和债务偿还，20%用于可变股息 [37] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年公司实现236%的储量替代率，94%的全年总产量来自现有油井（基础产量） [9][10] - 2021 - 2022年，公司热硅藻土资产在无额外开发钻井情况下，通过创新完井和优化蒸汽注入策略保持产量平稳；南贝里奇资产采用类似策略也取得良好效果 [33] - C&J油井服务公司作为Berry子公司运营首年实现健康利润率，预计2023年将继续稳定增长 [34] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年布伦特原油平均价格为每桶99美元 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2023年公司将加大在加州寻找战略补充性生产机会的力度，同时继续进行钻探；当前计划因克恩县许可程序法律挑战，预计年产量同比略有下降 [17][18] - 公司认为自身资产质量高、含油量高，拥有低个位数的递减曲线，相比其他能源公司具有竞争优势 [10] - 公司计划成为运营地区最具成本效益的生产商，同时保持运营质量和安全；将谨慎管理开支，战略运用套期保值，并维持或降低杠杆率 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年公司在财务和运营方面表现良好，展示了资产质量和应对加州监管环境的能力 [7] - 尽管2023年产量预计略低于2022年，但在许可问题解决前，较低的资本需求将完全抵消现金流影响 [19] - 公司有信心根据当前期货价格产生强劲自由现金流并为股东带来丰厚回报，2023年预计调整后自由现金流与2022年的差异主要受油价、营运资金时间和固定股息翻倍影响 [43] 其他重要信息 - 公司修改了运营成本披露方式，但运营结构未变 [38] - 公司仍有大量联邦净运营亏损和其他税收抵免，预计2023年无需缴纳联邦税，但需根据加州税收制度缴纳约500 - 600万美元州税 [56] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年补充性收购机会有何变化，是否与许可困难有关 - 行业需捕捉运营和企业层面的协同效应，在监管收紧环境下，这一点愈发重要，因此更多人开始关注，市场上有更多资产可供选择 [48] 问题2: 公司是否计划获取新井许可，以及补充作业与新井钻探的回报率对比 - 目前计划基于2023年不会获得额外新井许可的假设，较为保守；当天早上公司又获得7个补充作业许可，且去年在类似环境下也能获得补充作业和侧钻许可 [50] - 补充作业因资本密集度低，回报率通常超过100%；加州新井由于定价环境和低成本钻探及完井，回报率也约为100%，2023年也按此假设 [28] 问题3: 公司如何看待近期资本计划关注的作业库存长度 - 补充作业有大量机会，目前有超过500口停产油井可供考虑；侧钻虽机械和油藏风险略高，但也有一批停产油井可供选择 [55] 问题4: 2024年能否复制资本效率，其可持续性如何 - 公司相信法院将支持克恩县的环境影响报告，恢复相关程序后，公司在加州资产仍有大量新井钻探机会 [78] 问题5: 股票回购与股息政策变化的考虑因素 - 与投资者和投资界沟通后发现，对于公司产生的回报规模，市场更倾向于股票和债务回购；同时保留一定可变股息也很重要，公司目标是基于市值实现高个位数现金收益率 [79] 问题6: 2023 - 2024年所得税税率和递延税款预计情况 - 公司仍有大量联邦净运营亏损和其他税收抵免，预计2023年无需缴纳联邦税，但需根据加州税收制度缴纳约500 - 600万美元州税 [56]

业绩总结 - 第三季度每股分红为0.47美元，其中固定分红为0.06美元，变动分红为0.41美元[8] - 调整后EBITDA为9700万美元（包括C&J Well Services）[8] - 2022年第三季度的调整后EBITDA为3400万美元，92%的产量为原油[74] - 自2018年首次公开募股以来，公司已向股东支付固定和变动股息约1.88亿美元[13] - 自2018年首次公开募股以来，公司已回购约9400万美元的股票，总资本回报超过2.82亿美元[13] - 年度自由现金流约为2.5亿美元[35] - 每股自由现金流约为3美元，基于7680万股[35] 用户数据 - 第三季度总产量为25,800桶油当量/天，其中92%为原油，约23,700桶油当量/天[8] - 加州的原油产量为20,800桶/天[8] - 2022年日均产量约为26,500桶油当量[35] - 加州第三季度的产量为20,800桶油当量/天，100%为原油[39] 未来展望 - 预计2022年每股现金回报为1.60至1.75美元[15] - 预计2022年资本支出为4100万美元，其中170万美元用于C&J收购[74] - 2022年预计的自然气购买对冲价格为每百万英热单位约4.00美元，覆盖约75%的日常需求[8] 新产品和新技术研发 - 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[69] 市场扩张和并购 - 公司在2021年收购C&J Well Services的交易金额约为4300万美元[20] - 加州的油气市场与美国其他地区隔离，导致油价优势[55] - 公司在加州的闲置井管理市场潜在价值约为60亿美元[67] 负面信息 - 截至2022年9月30日，公司的杠杆率为1.0倍，低于2.0倍的目标[20] 其他新策略和有价值的信息 - 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[36] - 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[36] - 截至2022年10月31日，第四季度的布伦特原油对冲价格为78.24美元/桶[56] - 截至2022年10月31日，Q4 2022的Henry Hub消费者保护合约名义量为40,000 mmbtu，价格为$4.00/$2.75[61] - 2021年总证明储量的现值（PV10）为15亿美元，主要位于加州的油气富集盆地[75] - 2021年储量替代比率为120%[75] - Kern River管道系统的日处理能力为2.17亿立方英尺[59] - 自2022年5月1日起，合同总量为48,200 mmbtu/d，满足公司高达80%的天然气需求[57]

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