财务数据关键指标变化 - 公司预计杠杆自由现金流在布伦特原油约47美元时实现盈亏平衡[18] - 截至2020年12月31日，公司流动性为2.73亿美元，杠杆比率为1.8:1.0[23] - 公司目标是保持长期杠杆比率在1.0x - 2.0x或更低[25] - 2020年和2019年资本支出分别约为6900万美元和2.09亿美元[32] - 2021年资本支出预算预计约为1.2 - 1.3亿美元，预计石油产量占比89%[34] - 2020年封堵和废弃活动支出约1800万美元，2021年预计支出1900 - 2300万美元[36] - 2020年和2019年，公司平均日产油量分别为25.0 MBbl/d和25.3 MBbl/d，天然气分别为18.5 MMcf/d和20.0 MMcf/d，NGLs均为0.4 MBbl/d，总产量分别为28.5 MBOE/d和29.0 MBOE/d[61] - 截至2020年12月31日，公司全年平均产量约为28.5 MBoe/d，其中约88%为石油，约80%来自加州[58] - 2020年12月31日，公司估计总探明储量为95 MMBoe，较2019年12月31日的138 MMBoe减少31.16%，约91%的减少是由于计算探明储量时使用的价格降低[65] - 2020年，油价下降34%，天然气价格下降23%，导致公司探明储量在当年生产影响前减少26%[65][75] - 截至2020年12月31日，公司探明储量的标准化折现未来净现金流和约为5.16亿美元，PV - 10约为5.2亿美元，约91%的探明储量和约97%的PV - 10价值来自加州资产[66] - 2020年12月31日，PDP储量为50 MMBoe，占总探明储量的53%；PDNP储量为6 MMBoe，占6%；PUD储量为39 MMBoe，占41%[68] - 2020年，公司总资本支出估计为4.67亿美元，其中PDP为2400万美元，PDNP为1300万美元，PUD为4.3亿美元[68] - 2020年布伦特原油和亨利中心天然气的平均价格分别为每桶43.21美元和每百万立方英尺2.03美元[82][101] - 2020 - 2018年，公司钻的油井数量分别为45口、338口、232口，未钻天然气井和干井[111] - 2020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[208] - 公司预计2021年不会有需重大资本支出的环境问题或索赔，也不会对财务状况、经营成果或现金流产生重大影响[208] - 公司主要市场风险来自商品价格和利率波动，会影响业务、财务状况、经营成果和现金流[575] - 公司最重大市场风险与石油、天然气和NGL价格有关，能源价格波动会影响收入、成本和现金流[576] 各条业务线数据关键指标变化 - 2020年加州产量同比增长超1%，犹他州和科罗拉多州产量同比下降13%[32] - 2021年预计在加州使用最多3台钻机，钻170 - 200口开发井和10 - 15口轮廓井[37] - 2020年12月31日，公司加州已探明储量约占总已探明储量的91%，全年平均日产量为22.9 MBoe/d，占比80%[44] - 2020年12月31日，公司尤因塔盆地已探明储量约占总已探明储量的8%，全年平均日产量为4.3 MBoe/d，占比15%[51] - 2020年12月31日，公司皮申斯盆地已探明储量约占总已探明储量的1%，全年平均日产量为1.3 MBoe/d，占比5%[55] - 2020年，公司在加州的探明储量减少27 MMBoe（24%），犹他州减少6 MMBoe，主要因油气价格下降[75] - 2020年，公司从扩展和发现中仅在加州增加了1 MMBoe的探明储量[76] - 2020年，公司在加州的净负价格修正为20 MMBoe，犹他州为10 MMBoe[77] - 2020年加利福尼亚州有8MMBoe负技术储量修订，落基山脉有4MMBoe正技术储量修订[80] - 2020年加利福尼亚州已探明未开发储量减少15MMBoe，犹他州已探明未开发储量因商品价格下降全部减记[82] - 2020年公司从延伸和发现中增加1MMBoe已探明未开发储量[83] - 2020年公司在加利福尼亚州和犹他州已探明未开发储量的净负价格修订分别约为11MMBoe和2MMBoe，加利福尼亚州净负性能相关修订为6MMBoe[84] - 截至2020年12月31日，公司有大约808个总（805个净）与已探明未开发储量相关的钻探地点，较2019年减少；有9,565个总（9,533个净）未证实钻探地点，较2019年略有减少[91][94] - 2020年SJV Midway Sunset油田石油产量为5,933MBbls，SJV Belridge Hill油田石油产量为1,280MBbls[101] - 截至2020年12月31日，公司共有3,953个总（3,763个净）生产井，约96%为油井，平均工作权益约为95%[102] - 截至2020年12月31日，公司拥有权益的油井总数为3783口，其中加州2801口、犹他州982口；气井总数为170口，均在科罗拉多州[105] - 截至2020年12月31日，公司拥有权益的已开发总面积为56160英亩，其中加州7344英亩、犹他州及其他地区48816英亩；未开发总面积为95486英亩，其中加州12792英亩、犹他州及其他地区82694英亩[107] - 截至2020年12月31日，公司签订的待处理天然气量约为7170 Mcf/d，将于2021年3月降至4560 Mcf/d，并于2023年2月结束；公司的固定管道容量约为35000 MMBtu/d，于2021年2月降至约30000 MMBtu/d，持续至2023年9月[112] - 公司运营的油井平均工作权益为95%，运营控制权为96%[114] - 公司的热采项目油井深度一般在300 - 2500英尺，每口井的钻探和完井成本约为37.5万美元[117] - 公司拥有五座天然气燃烧热电联产厂，总发电装机容量约为108 MW，2020年平均每天生产约37000桶蒸汽[118][129][131] - 公司加州水力压裂项目每口井预计用水约15万加仑、用砂约30万磅，远低于美国其他地区水平[121] - 2020年，公司向马拉松石油、菲利普斯66和克恩石油精炼公司的销售额分别约占总销售额的44%、20%和12%；截至2020年12月31日，这三家客户的应收账款分别约占总应收账款的38%、15%和11%[133] - 公司约86%的加州原油产量通过原油管道连接到加州市场，2020年所有石油生产均通过短期合同销售[124] 资产相关数据 - 截至2020年12月31日，公司在资产范围内确定了10,373个总钻井位置[62] - 公司目前持有圣华金盆地约15,000净英亩土地，其中91%通过生产和产权权益持有，约15%位于联邦土地上，且100%通过生产持有[42] - 公司目前持有尤因塔盆地约93,000净英亩土地，其中82%通过生产持有，约31%位于联邦土地上，其中60%通过生产持有[50] - 公司目前持有皮申斯盆地约7,000净英亩土地，100%通过生产持有，无租赁自BLM的土地[54] - 公司运营约96%的生产井，截至2020年12月31日，未来三年到期租约覆盖的净面积约占总净面积的12%，其中11%在犹他州[63] - 截至2020年12月31日，公司总毛面积为151,646英亩，净面积为114,699英亩，净面积占比84%[64] 行业竞争与风险 - 石油和天然气行业竞争激烈，公司在获取资产、签约服务和招聘人员方面面临竞争，还受钻机和设备供应短缺影响，同时面临替代能源间接竞争[137] 运营影响因素 - 季节性天气影响公司钻井和生产活动，可能导致设备、物资和人员短缺，增加成本或延误作业[138] - 公司购买天然气用于生产，通过出售多余电力和套期保值减轻天然气价格波动影响，电力销售夏季通常更高[139] 法规政策影响 - 公司运营受严格环境法规监管，需满足多项要求，如获取许可、进行环境分析、安装控制设备等[140][142] - 2019年4月加州实施新闲置井法规，公司提交管理计划并履行义务[147] - 2019年加州多项立法影响公司运营，包括审查排放、扩大监管职责、规范租赁等[148] - 2019年4月CalGEM实施新地下注入控制法规，公司2019年末至2020年钻井许可获取延迟[149] - 2019年11月CalGEM宣布三项行动，新高压循环蒸汽井审批暂停，仅未开发热硅藻土资产受影响[150] - 2020年2月法院裁决使克恩县部分环境影响报告无效，公司新许可获取延迟，补充报告预计2021年上半年完成[152] - 2020年9月和10月加州州长发布行政命令，2021年2月提出参议院法案467，最终结果不确定[153][154] - 加州碳排放上限交易计划要求到2030年将温室气体排放量降至1990年水平以下40%[165] - 加州承诺到2045年使用100%零碳电力并实现全经济碳中和[166] - 公司加州和犹他州净面积分别约15%和31%位于联邦土地上[177] - 科罗拉多州新规则将新油气开发的退距从500英尺提高到2000英尺并消除常规天然气燃烧和排放[178] - 加州SB 467法案拟从2022年1月1日起禁止发放水力压裂等增产措施许可证，2027年1月1日起全面禁止实施这些措施[178] - 现有和未来法律法规可能限制油气及凝析油产量，增加经营成本，影响资本支出、收益和竞争地位[155] - 美国环保局已针对温室气体排放制定规则，包括对特定大型固定源的建设和运营许可审查等[164] - 联合国《巴黎协定》要求成员国自2020年后每五年提交非约束性减排目标，美国重新加入协定[167] - 拜登发布行政命令加强对油气行业甲烷排放监管，暂停联邦土地新油气开发租赁[168] - 水力压裂过程受州和联邦监管，相关法规变化可能影响公司在尤因塔盆地等地区的运营[174] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，并于2018年完成达标/未达标指定[189] - 2016年2月，美国鱼类和野生动物管理局发布最终政策，改变濒危和受威胁物种关键栖息地的识别方式[186] - 2016年4月，EPA发布联邦实施计划，对部落土地上的石油和天然气生产及加工进行小型新源审查[189] - 2016年5月，EPA最终确定将多个小型地表站点汇总为单一空气源的规则，适用于石油和天然气行业[191] - 2016年6月，EPA最终确定新的废水预处理标准，禁止陆上非常规油气开采设施将废水送往公共污水处理厂[194] - 2016年12月，EPA与多个环保组织达成同意令，解决其未及时评估RCRA副标题D标准法规的问题[184] - 2018年4月，EPA提议修订联邦实施计划以简化流程[189] - 2019年4月，EPA签署决定，认为此时无需修订相关法规[184] - 2019年5月，一项规则将联邦实施计划扩展到尤因塔盆地臭氧未达标地区的印第安人区域[189] - 2020年9月，EPA最终确定对法规的修订，将传输和存储环节从油气源类别中移除，并撤销生产和加工设施的甲烷特定要求[190] 公司人员情况 - 2020年12月31日，公司有347名员工，目前无员工受集体谈判/工会协议覆盖[209] 公司发展历程 - 2016年5月11日，公司前身Berry LLC向美国德克萨斯南区破产法院提交重组申请[211] - 2017年2月28日，Berry LLC从破产中走出，成为Berry Corp全资子公司[211] - 2017年2月，Berry Corp在特拉华州注册成立[211] - 2018年7月26日起，Berry Corp普通股在纳斯达克全球精选市场以“BRY”为代码交易[211] - 2018年9月28日，法院下达最终判决，结束破产重组程序[211] 财务指标解释 - PV - 10是一种非GAAP财务指标，代表估计的未来石油和天然气探明储量现金流入现值，按10%的年利率折现，不考虑衍生品交易或估计的未来所得税[72] 储备估计情况 - 储备估计由独立工程师DeGolyer和MacNaughton（“D&M”）编制，符合美国证券交易委员会（SEC）指南[88]

业绩总结 - 2020年第三季度加州的日产量为22,200桶油当量（Boe/d），其中100%为原油[19] - 2020年第三季度的调整后EBITDA为6200万美元，87%为石油收入[42] - 2020年第三季度的运营费用为3.94美元/桶[36] - 2020年第三季度的资本支出为7600万美元[42] - 2020年第三季度的债务与调整后EBITDA比率为1.5倍[40] - 2020年第三季度的利息覆盖率为8.2倍[40] 用户数据 - 2020年预计生产中约90%为原油，第三季度生产中87%为原油[12] - 加州的石油生产量为每月1290万桶，位居美国第七[21] - 2019年加州的石油储量替代率为299%[23] - 2019年加州的总证明储量为1483百万桶[23] 未来展望 - 公司计划在Brent油价达到50美元/桶时重新考虑恢复股息[14] - 2020年计划钻探井的70-75%将在180天内达到峰值生产[49] - 公司目标在商品价格周期内保持净债务与EBITDA比率在1.0至2.0倍或更低[14] 新产品和新技术研发 - Berry公司在2020年2月推出新标志和名称以反映其在动态油气行业中的进步[64] 市场扩张和并购 - 公司在加州的高回报钻探位置超过30年[19] - 当前生产未受新开采井禁令影响[48] - 新钻探许可证不受新开采井禁令影响[48] 负面信息 - 加州立法中，AB 3214法案已签署成为法律，影响中等[58] - 2020年加州立法会的最后一天为8月31日[63] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划通过有机增长和多余的自由现金流进行去杠杆化[14] - 2020年第三季度的Brent油价为63.15美元，Henry Hub天然气价格为2.62美元[7] - 2020年第四季度的布伦特原油对冲价格为59.85美元/桶[38] - 2019年1P（已探明储量）为138百万桶油当量（MMBoe），PV-10值为18亿美元[19] - 2019年公司员工的伤害和疾病发生率为0.63，为三年来最低[17] - 加州的钻探活动按井类型分布为：热硅土生产者19口，沙石生产者9口，其他2口，合计30口[56] - 单井产量为14桶油当量/天[50] - 沙石注入器的单井产量为38桶油当量/天[52] - 热硅土的单井产量为39桶油当量/天[54] - 加州的石油生产历史显示出显著的投资回报，生产量在1970年代末至1980年代初期增长了两倍[24]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度杠杆自由现金流为4800万美元，目前现金余额约为6000万美元，预计2020年杠杆自由现金流将超过1亿美元 [28] - 第三季度每桶油当量运营成本为16.97美元，较第二季度降低1.14美元，全年运营成本预计远低于年度指引 [21] - 第三季度资本支出为400万美元，年初至今为5700万美元，2020年全年资本支出预计为7200万美元（不包括资本化间接费用） [22] - 年初至今封堵和废弃成本为1400万美元，全年预计为1600 - 2000万美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为27600桶，其中87%为石油产量，80%的总产量来自加利福尼亚州的油田，与上一季度相比下降5%，全年产量预计与2019年持平或下降2% [20] - 计划在第四季度钻探22口井，2021年将继续扩大在波特趋势的活动，并在蒂勒里砂岩地层和君主砂岩趋势进行钻探 [22][23] - 计划在2021年开展连续的修井和再完井资本计划 [24] 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 - 公司愿景是参与能源转型，目标包括增加本地油气产量、发展多元化能源、促进加州气候目标以及安全运营 [11][13] - 为能源转型做准备，公司设立战略倡议和合作角色，创建积极的工作小组以提高ESG报告的透明度 [14][15] - 公司积极寻求增长机会，考虑进行增值和增厚股东权益的交易，同时注重核心业务发展，加强与政府和监管机构的关系 [16] - 行业需要整合，投资者要求规模和成本节约，公司专注于常规生产，寻找合适的机会以提高规模和创造价值 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为油气将是可靠、经济和公平的能源未来的长期组成部分，本地生产的油气更具环境和社会效益 [9][12] - 尽管2021年经济形势存在不确定性，但预计下半年油价将因全球应对COVID - 19能力的提升而走强 [26] - 公司能够快速调整业务规模，计划在2021年保持产量相对平稳，通过运营现金流和手头现金为发展提供资金 [27] 其他重要信息 - 公司已聘请新的首席运营官Fernando Araujo，他拥有丰富的国际和技术经验 [10] - 公司与CalGEM - 劳伦斯利弗莫尔国家实验室就高压循环蒸汽生产工艺的研究进行积极沟通，预计报告将在年底前完成，2021年计划不包括新的热硅藻土开发 [25] - 公司暂时暂停季度股息，每季度节省近1000万美元现金，将在油价前景更明朗时考虑恢复股息 [29] - 秋季重新确定信贷额度时，预计当前2亿美元的承诺额度不变，但5000万美元的限制将被取消，预计2021年不会使用循环信贷协议 [30] 问答环节所有提问和回答 问题1: 请介绍加利福尼亚州的监管动态以及未来可能的立法情况 - 公司拥有200多个砂岩目标钻探许可证，与CalGEM关系良好，2021年无新的热硅藻土项目计划 [35] - 劳伦斯利弗莫尔国家实验室的研究预计将在明年第一季度完成审核，之后运营商将与相关方讨论影响 [35][36] - 即将到来的立法会议可能会提出反压裂法案，公司和行业已做好应对准备 [36][37] 问题2: 公司正在寻找什么样的交易机会 - 公司会继续关注小规模的附加交易，同时也在寻找能改变公司规模和影响力的重大生产机会 [39] 问题3: 2021年保持产量平稳需要什么样的活动安排 - 目前加利福尼亚州有2台钻机在工作，未来几周将停用1台，2021年计划保持产量平稳，可能会使用几台钻机，具体资本投入正在规划中 [41] 问题4: 加利福尼亚州监管机构是否推动行业整合 - 加利福尼亚州有400多个运营商，运营方式差异较大，整合有助于实现盈利的井废弃和本地石油生产增长，州政府对此概念持接受态度 [45] 问题5: 波特趋势的库存情况如何 - 目前已钻探几口井本周将投产，明年初将钻探几口划定井以确定库存水平，目前预计约有40口井，具体数量可能会根据划定结果增加 [46] 问题6: 2021年产量平稳是与2020年整体相比还是与2020年末产量相比 - 是指2019 - 2021年三年的年产量总体保持平稳 [48]

公司运营影响因素 - 公司2020年运营和财务结果受新冠疫情和外国油气生产商行动影响，大宗商品价格恶化且长期疲软[107] - 公司运营受复杂严格的联邦、州和地方法律法规约束，法规变化可能对运营产生重大影响[128] - 季节性天气条件会影响公司的钻井和生产活动，可能导致成本增加或运营延迟[139] 原油及天然气价格情况 - 2020年第二季度布伦特原油价格在4月中旬跌至近20美元/桶的历史低点[112] - 2020年第三季度布伦特原油合约价格在39.61 - 45.86美元/桶之间[119] - 2020年9月30日、6月30日、2019年9月30日及2020年和2019年截至9月30日的九个月，布伦特原油均价分别为43.34美元、33.39美元、62.03美元、42.53美元、64.75美元；WTI原油均价分别为40.87美元、28.42美元、56.33美元、38.55美元、57.03美元；Kern交付天然气均价分别为2.84美元、1.45美元、2.50美元、2.15美元、3.19美元；Henry Hub天然气均价分别为2.00美元、1.70美元、2.38美元、1.87美元、2.62美元[122] - 2020年第三季度公司购买燃料气的价格在1.37 - 12.69美元/MMBtu之间，平均为2.84美元/MMBtu[121] - 2020年第三季度末未套期保值的石油加权平均实现销售价格为39.88美元/桶，2020年第二季度末为28.98美元/桶，2019年第三季度末为57.92美元/桶[161] 产量及生产活动情况 - 公司2020年第二和第三季度产量下降，主要因4月暂停钻井活动及进行维护和油井管理活动[118] - 公司2020年10月中旬重启钻井活动，若财务状况和市场条件允许，预计持续到2021年[118] - 预计2020年总产量与上年持平，石油产量占比约88%，高于2019年的87%[152] - 2020年第三季度末平均日产量为27.6千桶油当量/天，2020年第二季度末为29.1千桶油当量/天，2019年第三季度末为29.6千桶油当量/天[161] - 2020年第三季度末平均日产量较2020年第二季度末减少1.5千桶油当量/天，降幅5%[164] - 2020年第三季度末平均日产量较2019年第三季度末减少7%[165] - 2020年前九个月平均日产量较2019年前九个月增加3%[169] 套期保值情况 - 公司2020年剩余时间预计石油产量几乎全部以近60美元/桶的价格进行套期保值，2021年上半年预计石油产量的大部分和下半年预计产量不到一半也进行了套期保值，2020年10月还对2021年落基山脉12500MMBtu/d的天然气产量以近3美元/MMBtu进行了套期保值[117] - 公司2020年第四季度预计石油产量基本全部以近60美元/桶的价格进行了套期保值，2021年上半年约1.9万桶/日、下半年约1.1万桶/日以近46美元/桶的价格进行了套期保值[267] - 截至2020年9月30日，公司石油套期保值头寸的公允价值约为4500万美元[267] - 2020年10月，公司对2021年落基山脉天然气产量的1.25亿立方英尺/日以近3美元/百万英热单位的价格进行了套期保值[267] - 2020年第四季度、2021年上半年和下半年，固定价格石油互换（布伦特）的套期保值量分别为2208千桶、3438千桶和2084千桶，加权平均价格分别为59.85美元/桶、45.82美元/桶和46.17美元/桶[277] - 2020年10月，公司增加了12500百万英热单位/天的固定价格天然气销售互换，平均价格为2.96美元，期限为2021年1月1日至12月31日[277] 资本支出情况 - 2020年全年资本支出预计约为7200万美元，不包括资本化间接费用[118] - 2020年截至9月30日的三个月和九个月，公司资本支出分别约为400万美元和5700万美元，分别排除约150万美元和450万美元的资本化间接费用[150] - 2020年截至9月30日的九个月，约90%的总资本用于加州石油业务[150] - 2020年资本支出较原指引削减约50%，全年预计约7200万美元，不包括约700万美元资本化间接费用[151] - 2020年计划在封堵和废弃活动上支出约1600 - 2000万美元，前三季度已花费1400万美元[153] 收购及资产相关情况 - 2020年5月以约500万美元收购北中途日落油田约740净英亩土地，记录600万美元资产报废义务负债[155] - 截至2020年9月30日，应收账款净额较2019年12月31日减少2300万美元，主要因销售下降[286][293][294] - 截至2020年9月30日，衍生工具资产较2019年12月31日增加5300万美元，反映衍生品市值净增值等因素[293][295] - 截至2020年9月30日，财产、厂房及设备净额较2019年12月31日减少3.16亿美元，主要因2020年第一季度油气资产减值2.89亿美元及折旧费用[293][296] - 资产报废义务长期部分从2019年12月31日的1.24亿美元增加至2020年9月30日的1.36亿美元，增加了1200万美元[300] - 资产报废义务增加原因包括700万美元的增值、600万美元的新增负债以及因预算支出和监管要求变化从流动部分重分类的1200万美元[300] - 期间结算的1200万美元负债部分抵消了资产报废义务的增加[300] - 其他非流动负债增加是由于定期排放导致的温室气体负债增加和价格略有上涨[302] - 权益减少1.98亿美元，原因是净亏损1.99亿美元和已宣告的普通股股息1000万美元[302] - 基于股票的激励性权益奖励（税后净额）1100万美元部分抵消了权益的减少[302] 销售额情况 - 2020年第三季度末石油、天然气和天然气液体销售额为8159.2万美元，2020年第二季度末为6294.3万美元，2019年第三季度末为12454万美元[158] - 截至2020年9月30日的三个月，石油、天然气和NGL销售额约为9200万美元，较上一季度增加2200万美元，增幅31%[172][173] - 截至2020年9月30日的三个月，电力销售额约为900万美元，较上一季度增加400万美元，增幅79%[172][174] - 2020年第三季度石油、天然气和NGL销售额降至约9200万美元，减少4900万美元，降幅35%[197][198] - 2020年第三季度电力销售额增至约900万美元，增加130万美元，增幅17%[197][199] - 2020年前九个月石油、天然气和NGL销售额降至约2.85亿美元，较2019年同期减少1.24亿美元，降幅30% [223][224] - 2020年前九个月电力销售额降至1900万美元，较2019年同期减少300万美元，降幅15% [223][225] 费用及亏损情况 - 截至2020年9月30日的三个月，石油衍生品亏损为1156.4万美元，较上一季度减少3070.3万美元，减幅73%[172] - 截至2020年9月30日的三个月，总营收和其他收入为8974.9万美元，较上一季度增加5629.6万美元，增幅168%[172] - 截至2020年9月30日的三个月，租赁运营费用为4524.3万美元，较上一季度增加451万美元，增幅11%[178] - 截至2020年9月30日的三个月，电力生产费用为421.7万美元，较上一季度增加119.5万美元，增幅40%[178] - 截至2020年9月30日的三个月，总费用和其他支出为1.02409亿美元，较上一季度减少988.6万美元，减幅9%[178] - 截至2020年9月30日的三个月，净亏损为1886.4万美元，较上一季度减少4603.7万美元，减幅71%[178] - 截至2020年9月30日的三个月，一般及行政费用为1900万美元，较上一季度增加40万美元，增幅2%[178][189] - 截至2020年9月30日的三个月，折旧、损耗和摊销费用为3600万美元，较上一季度减少200万美元，减幅4%[178][191] - 2020年第三季度除所得税外的税费降至每桶油当量3.91美元，减少0.03美元，降幅1%[192] - 2020年第三季度其他运营费用为200万美元，2020年第二季度其他运营收入为100万美元[193] - 2020年9月30日和6月30日结束的三个月利息费用均为800万美元[194] - 2020年第三季度和第二季度有效税率分别约为10%和26%[195] - 2020年第三季度运营费用降至每桶油当量16.97美元，减少1.93美元，降幅10%[204][207] - 2020年第三季度租赁运营费用降至每桶油当量17.83美元，减少0.91美元，降幅5%[204][208] - 2020年第三季度电力生产费用增至每桶油当量1.66美元，增加0.27美元，增幅19%[204][209] - 2020年第三季度天然气购买衍生品收益为1600万美元，2019年同期亏损300万美元[210] - 2020年第三季度运输费用降至每桶油当量0.69美元，较2019年同期减少0.07美元[211] - 2020年第三季度营销费用降至每桶油当量0.13美元，较2019年同期减少13% [211] - 2020年第三季度一般及行政费用增至约1900万美元，较2019年同期增加300万美元，增幅17% [212] - 2020年第三季度折旧、损耗和摊销费用增至约3600万美元，较2019年同期增加800万美元，增幅30% [215] - 2020年第三季度除所得税外的其他税费增至每桶油当量3.91美元，较2019年同期增加15% [217] - 2020年前九个月石油衍生品收益增至1.57398亿美元，较2019年同期增加1.49852亿美元 [223][226] - 2020年前九个月总运营费用降至每桶油当量18.35美元，较2019年同期减少1.93美元，降幅10% [229][232] - 2020年前9个月租赁运营费用降至每桶油当量17.12美元，较2019年同期的20.31美元减少16%或3.19美元[233] - 2020年前9个月发电费用降至每桶油当量1.40美元，较2019年同期的1.91美元减少约27%[234] - 2020年前9个月天然气采购衍生品收益为300万美元，2019年同期亏损1000万美元；2020年结算损失为1200万美元（每桶油当量1.55美元），2019年为200万美元（每桶油当量0.25美元）[235] - 2020年前9个月运输费用降至每桶油当量0.67美元，较2019年同期的0.77美元减少13%[236] - 2020年前9个月营销费用降至每桶油当量0.13美元，较2019年同期的0.22美元减少41%[237] - 2020年前9个月一般及行政费用增加约1000万美元，增幅22%；调整后一般及行政费用为4300万美元，2019年为3800万美元[239][240] - 2020年前9个月折旧、损耗和摊销（DD&A）增加3300万美元，增幅43%，达到约1.09亿美元；每桶油当量增加3.78美元至13.62美元[241] - 2020年前9个月公司对犹他州和加州部分地区的油气资产计提2.89亿美元非现金税前减值费用[242] - 2020年前9个月除所得税外的其他税费降至每桶油当量3.10美元，较2019年同期的3.72美元减少0.62美元，降幅17%[243] - 2020年前9个月和2019年前9个月的有效税率分别为 -1%和28%[248] 现金流及财务指标情况 - 截至2020年9月30日，公司运营活动提供的净现金为5799.7万美元，调整后EBITDA为6151.5万美元，杠杆自由现金流为4769.8万美元[260] - 截至2020年9月30日，公司净亏损为1886.4万美元，调整后净收入为1345.2万美元[261] - 截至2020年9月30日，公司一般及行政费用为1917.3万美元，调整后一般及行政费用为1388.8万美元[264] - 截至2020年9月30日，公司流动性为1.92亿美元，包括银行现金4900万美元和RBL信贷安排下的借款额度1.43亿美元[266] - RBL信贷安排目前的借款基数为2亿美元，选定承贷额为2亿美元，在2020年11月半年度借款基数重新确定前，借款额度为1.5亿美元[266][272] - 公司预计2020年及到2021年底的两年下行周期内，即使大宗商品价格低迷，运营仍将产生正的杠杆

财务数据和关键指标变化 - 二季度实现正杠杆自由现金流且高于一季度，预计2020年杠杆自由现金流近1亿美元，当前现金余额约2000万美元，循环信贷额度（RBL）无未偿借款 [25][26] - 未对冲运营成本（OpEx）环比降16%，总运营成本每桶油当量（BOE）环比降9%，未对冲运营成本每BOE降16% [8][18] - 一季度温室气体（GHG）成本减少近600万美元，二季度市场稳定成本回归历史水平，预计未来保持在该范围 [28] - 6月底完成半年期银行重新评估后，将RBL选定承贷额度降至2亿美元，年节省100万美元 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 总销售体积环比降5%，预计2020年销量与2019年持平 [17] - 二季度资本支出1650万美元，计划10月启动一台钻机，2021年钻最多23口砂岩井 [20] - 截至目前已废弃79口井，年度计划目标是废弃约150 - 170口井 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州燃料使用量较4月初低点增长约33%，炼油厂开工率增长约13%，布伦特原油期货曲线较4月上涨约40% [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划应对2年下行周期，专注通过可持续长期成本削减、流程改进创造价值并产生自由现金流 [7] - 持续改善对冲头寸，2021年约三分之二的石油以约46美元/桶进行对冲 [8] - 积极把握有吸引力的收购机会，如收购北中途日落740英亩地块 [9] - 致力于成为加州领先的经济能源供应商，推进环境、社会和治理（ESG）倡议 [12] - 精简内部许可审查流程，推进2020年封堵和废弃计划，履行对州政府的义务 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年行业经营环境充满挑战，但公司凭借团队努力和“Berry First”原则，有望在低迷周期后实现增长和价值创造 [6] - 市场改善使公司有信心从2020年10月起至少运营一台钻机至2021年 [9] - 公司业务模式旨在任何周期创造价值，经验丰富的领导团队能应对市场波动，待市场回暖将处于有利地位 [15] 其他重要信息 - 首席运营官Gary Grove将于明年第一季度末退休，公司已启动高管搜寻工作 [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 6500万美元资本支出指导是否仍有效，以及生产方向如何 - 第三季度产量将继续下降，第四季度钻机投入使用后产量将趋于平稳，目前资本支出指导仍在约6500万美元范围内，公司可根据机会快速调整计划 [38][40] 问题2: 若2021年油价上涨、杠杆自由现金流增加，是否会增加钻机 - 2021年的重点是保持产量同比持平，若市场机会和现金流改善，会考虑增加资本投入或返还资本 [41][42] 问题3: 近期500万美元收购交易的情况，以及是否会关注附近破产公司的资产 - 此次740英亩收购是重要交易，是公司波特趋势的延伸，该地块此前有垂直井开发，计划2021年初先钻 delineation 井，再钻水平井；公司会持续关注行业重组机会，但需为股东创造价值 [43][45][48] 问题4: 10月重启的一台钻机的目标和重点区域 - 钻机将针对砂岩井，包括水平井和垂直井，分布在克恩县西侧或圣华金谷的贝里奇、中途日落和帝王砂等地 [50][51] 问题5: 此次748英亩500万美元的收购是否代表2020年下半年至2021年的机会趋势 - 此类小规模收购是正常业务，未来有望出现更大规模的收购机会，公司有能力把握市场机遇 [53][54] 问题6: 季度环比6%的产量下降原因，以及未来是否会有更高的下降率 - 年度公司产量下降率13% - 14%未变，二季度下降受一季度工作成果未延续、部分蒸汽关停和部分井因价格未复产等因素影响，这些情况未来有望改善 [58][59] 问题7: 2020年底现金余额预期，以及如何缓解营运资金拖累 - 年底现金余额将显著高于当前的2000万美元，营运资金不会出现大幅波动，应付账款方面还会带来一定益处 [60] 问题8: 运营成本从一季度下降1000万美元，其中可持续部分和因减少修井、蒸汽和热电联产导致的部分各占多少 - 大部分成本削减措施是可持续的，但由于市场条件变化，部分成本可能会有所增加，单位成本预计将稳定在当前水平附近 [61][64] 问题9: 温室气体成本在除所得税外的税收中，应如何从单位和百分比角度考虑 - 通常以每BOE为基础看待，一季度因有困境卖家而受益，历史指导为每BOE 4 - 4.5美元，目前价格下仍处于该范围 [66]

产量数据 - 公司2020年第二季度企业产量较第一季度下降约5%[110] - 2020年第二季度日均产量较第一季度下降5%，主要因4月停止钻探活动及蒸汽管理改进，加州产量下降6%[144] - 2020年第二季度日均产量较2019年同期增长6%，加州产量增长13%，犹他州和科罗拉多州产量下降14%[145] - 2020年上半年日均产量较2019年同期增长8%，加州产量增长15%，犹他州和科罗拉多州产量下降13%[151] - 2020年加州石油产量预计与之前年度指导一致，预计石油产量占总产量约88%，2019年为87%[132] - 2020年6月30日，加州日均产量为23.4 MBoe/d，犹他州为4.4 MBoe/d，科罗拉多州为1.3 MBoe/d[138] 能源价格数据 - 2020年第二季度布伦特原油合约价格在19.33 - 43.08美元/桶之间[110] - 2020年第二季度公司购买燃料气平均价格为1.45美元/百万英热单位，价格范围在1.25 - 2.10美元/百万英热单位[110] - 2020年4 - 6月布伦特原油平均价格为33.39美元/桶，2020年1 - 3月为50.82美元/桶，2019年4 - 6月为68.47美元/桶[112] - 2020年4 - 6月WTI原油平均价格为28.42美元/桶，2020年1 - 3月为46.35美元/桶，2019年4 - 6月为59.86美元/桶[112] - 2020年4 - 6月Kern Delivered天然气平均价格为1.45美元/百万英热单位，2020年1 - 3月为1.97美元/百万英热单位，2019年4 - 6月为2.07美元/百万英热单位[112] - 2020年4 - 6月Henry Hub天然气平均价格为1.70美元/百万英热单位，2020年1 - 3月为1.91美元/百万英热单位，2019年4 - 6月为2.57美元/百万英热单位[112] - 2020年6月30日，石油实现销售价格为每桶29.53美元，2020年3月31日为每桶48.38美元，2019年6月30日为每桶63.91美元[138] - 2020年上半年，无套期保值的石油加权平均实现销售价格为每桶38.59美元，有套期保值为每桶55.89美元[148] 原油进口与存储 - 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[112] - 公司到2021年6月有31.5万桶的存储容量[112] - 2020年第二季度公司获得额外31.5万桶存储和额外运输能力，预计近期不会停产[131] 资本支出 - 2020年第一季度末公司将2020年计划资本支出从最初指导值削减约50%，2020年资本支出指导值约为6500万美元，其中上半年已花费5600万美元[130] - 2020年第一、二季度资本支出分别约为1700万美元和5600万美元，约96%用于加州石油业务[129] - 2020年第二季度资本支出减少58%，并钻了四口生产井[144] - 2020年上半年在加州钻了23口井，其中15口为生产井，6口为勘探井，2口为注入井[151] 其他费用支出 - 2020年公司计划在封堵和废弃活动上花费约1500 - 2000万美元，上半年已花费1000万美元[134] - 2020年上半年约花费1000万美元用于封堵和废弃活动[151] - 2020年5月公司以约500万美元收购北中途日落油田约740净英亩土地，已支付200万美元，剩余300万美元按条件支付[135] 公司运营管理指标 - 公司使用“杠杆自由现金流”规划资本分配、确定套期保值需求，其定义为调整后EBITDA减去资本支出、利息费用和股息[120] - 公司使用调整后EBITDA、运营费用、环境健康与安全结果、一般及行政费用和产量等指标管理和评估运营表现[121] 公司运营影响因素 - 公司运营受天然气价格、热电联产设施表现、季节性天气、法律法规等因素影响[115][116][117][119] 公司一般及行政费用情况 - 公司一般及行政费用中资本化比例不到10%，远低于行业规范[127] 销售与营收数据 - 2020年6月30日，圣华金和文图拉盆地油气及凝析油销售额为62943000美元，运营收入为32469000美元[138] - 截至2020年6月30日的三个月，石油、天然气和NGL销售额降至约7100万美元，减少5200万美元，降幅42%[154][155] - 截至2020年6月30日的三个月，电力销售额降至约500万美元，减少100万美元，降幅11%[154][156] - 截至2020年6月30日的三个月，总营收和其他收入降至3345.3万美元，减少3.05812亿美元，降幅90%[154] - 与2019年第二季度相比，2020年第二季度油气和NGL销售减少6600万美元，降幅48%，至约7100万美元[181][182] - 与2019年第二季度相比，2020年第二季度电力销售减少50万美元，降幅9%，至约500万美元[181][183] - 2020年和2019年上半年油气及NGL销售额分别约为1.93亿美元和2.68亿美元，降幅28%[206][207] - 2020年和2019年上半年电力销售额分别为1000万美元和1500万美元，降幅31%[206][208] 衍生品相关数据 - 2020年第二季度和第一季度的衍生品结算收益分别为5900万美元和2400万美元，季度环比增加[157] - 2020年第二季度和第一季度天然气衍生品损失分别为100万美元和1200万美元[167] - 2020年和2019年第二季度衍生品结算收益分别为5900万美元和30万美元，2020年第二季度衍生品按市值计价非现金损失为1.01亿美元，2019年为收益2700万美元[183] - 2020年和2019年Q2天然气衍生品损失分别为100万美元和900万美元，结算损失分别为700万美元和400万美元[193] - 2020年和2019年上半年石油衍生品收益分别为1.69亿美元和 - 3800万美元，增长2.07亿美元[206][209] - 2020年和2019年上半年天然气衍生品损失分别为1300万美元和700万美元[218] 运营费用数据 - 2020年第二季度未对冲运营费用降至每桶油当量15.33美元，减少2.90美元，降幅16%[160][164] - 截至2020年6月30日的三个月，租赁运营费用降至每桶油当量15.37美元，减少2.77美元，降幅15%[160][165] - 截至2020年6月30日的三个月，电力生产费用降至每桶油当量1.14美元，减少0.27美元，降幅19%[160][166] - 截至2020年6月30日的三个月，一般及行政费用降至不足1900万美元，减少60万美元，降幅3%[160][171] - 截至2020年6月30日的三个月，折旧、损耗和摊销费用增至约3800万美元，增加200万美元，增幅6%[160][173] - 与2019年第二季度相比，2020年第二季度未套期保值运营费用每桶油当量降低3.61美元，降幅19%[190] - 与2019年第二季度相比，2020年第二季度租赁运营费用每桶油当量降至15.37美元，降低3.81美元，降幅20%[191] - 2020年和2019年Q2运输费用均为0.67美元/桶油当量，营销费用从0.17美元/桶油当量降至0.11美元/桶油当量，降幅35%[194] - 2020年Q2一般及行政费用增至约1900万美元，较2019年Q2增加300万美元，增幅16%[195] - 2020年Q2折旧、损耗和摊销（DD&A）增至约3800万美元，较2019年Q2增加1400万美元，增幅59%[198] - 2020年Q2除所得税外的其他税费降至3.94美元/桶油当量，较2019年Q2的4.54美元/桶油当量下降13%[200] - 2020年上半年未对冲运营成本为每桶油当量16.82美元，较2019年同期降低约20%[215] - 2020年上半年租赁运营成本降至每桶油当量16.79美元，较2019年同期减少21%或4.38美元[216] - 2020年上半年电力生产费用降至每桶油当量1.28美元，较2019年同期减少约42%[217] - 2020年上半年运输费用降至每桶油当量0.66美元，较2019年同期减少14%[219] - 2020年上半年营销费用降至每桶油当量0.13美元，较2019年同期减少48%[220] - 2020年上半年一般及行政费用增加约800万美元，增幅25%[221] - 2020年上半年折旧、损耗和摊销增加2500万美元，增幅51%，至约7300万美元[224] - 2020年上半年除所得税外的其他税费降至每桶油当量2.72美元，较2019年同期减少1.17美元，降幅30%[226] 税费与税率数据 - 截至2020年6月30日的三个月，除所得税外的税费每桶油当量增加2.38美元，增幅153%，至3.94美元[175] - 2020年第二季度和第一季度有效税率分别约为26%和 - 30%[179] 资产减值数据 - 2020年第一季度油气资产减值为2.89亿美元，第二季度无减值[174] - 2020年上半年公司对犹他州和加州部分地区的油气资产计提2.89亿美元非现金税前减值费用[225] 利息费用数据 - 2020年第一季度和第二季度利息费用均为900万美元[177] 财务关键指标数据 - 2020年6月30日，经营活动提供的净现金为4193.9万美元，调整后EBITDA为5743.3万美元，杠杆自由现金流为3222.9万美元[244] - 2020年6月30日，净亏损为6490.1万美元，调整后净收入为460.9万美元[246] - 2020年6月30日，一般及行政费用为1877.7万美元，调整后G&A为1408.1万美元，调整后一般及行政费用为5.31美元/MBoe[249] - 2020年和2019年上半年总费用分别为5.32亿美元和2.32亿美元，增幅129%[212] - 2020年和2019年上半年净亏损分别为1.8亿美元和210万美元，增幅8376%[212] 信贷与借款数据 - 截至2020年6月30日，公司在RBL信贷安排下有14200万美元可用借款，该信贷安排借款基数为2亿美元，选定承贷额为2亿美元，借款额度为1.5亿美元至下次借款基数重新确定[251] - 2020年6月23日，公司完成春季借款基数重新确定，对信贷协议进行修订，降低借款基数和选定承贷额，限制借款额度等[256] 套期保值数据 - 公司目前在2020年下半年几乎以60美元/桶的价格对冲了所有预期石油产量[107] - 截至2020年6月30日，公司石油套期保值头寸公允价值约为9200万美元[252] - 公司预计2020年至2021年运营将持续产生正杠杆自由现金流，2020年下半年预计石油产量基本全部以近60美元/桶进行套期保值，2021年部分产量以近46美元/桶套期保值[252] - 2020年Q3、Q4和2021财年，固定价格石油互换（布伦特）对冲量分别为2208千桶、2208千桶和4678千桶，加权平均价格分别为59.85美元/桶、59.85美元/桶和45.99美元/桶[261] 股息与回购计划 - 2020年第一季度，公司批准每股0.12美元的季度现金股息，4月暂停，截至7月31日已支付约6500万美元股息[264] - 2018年12月董事会批准最高1亿美元股票回购计划，截至2019年12月31日已回购约505.77万股，花费约5000万美元，2020年未回购[265][266] - 2020年2月董事会批准最高7500万美元债券回购计划，尚未回购[267] 现金流数据 - 2020年上半年经营活动提供现金8642.2万美元，较2019年减少约900万美元，主要因销售减少8000万美元等[270][271] - 2020年上半年投资活动使用现金6551.8万美元，较2019年减少4700万美元，因资本支出减少[270][277] - 2020年上半年融资活动使用现金约2100万美元，较2019年减少约3100万美元，因2019年有3600万美元库藏股购买[270][278] 资产负债数据 - 截至2020年6月30日，应收账款较2019年12月31日减少2300万美元，主要因销售降低[281] - 截至2020年6月30日，物业、厂房及设备较2019年12月31日减少2.87亿美元，主要

财务数据和关键指标变化 - 第一季度结果符合预期，公司对2020年剩余预计产量的100%进行了套期保值，平均价格为每桶59.87美元 [16] - 由于油价大幅下跌，公司对犹他州和加州特定地区的资产进行了2.89亿美元的税前非现金减值计提 [55] - 截至5月1日，公司目前的石油套期保值账面价值约为2.11亿美元；截至2020年3月31日，公司已对2.4万桶/日的石油进行套期保值，价格约为每桶59.87美元布伦特原油，2021年还额外对冲了9000桶/日，价格约为每桶47.19美元布伦特原油 [51][52] - 公司预计年底将产生约1亿美元的超额杠杆自由现金流，这使其在管理2021年业务时具有很大的灵活性 [56] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度公司钻了19口砂岩井，其中2口为注入井，9口为勘探井，8口为生产井；本季度总资本中，约39%用于设施和设备，以启用2019年第四季度钻探的油井，约11%用于2020年及以后的油井许可费用 [28] - 2020年全年，公司计划在封堵和废弃活动上花费近1500万美元，以满足加州闲置油井管理计划的要求 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 2月底布伦特原油价格约为每桶60美元，目前价格波动较大，约为每桶30美元 [12] - 去年公司的总差价约为布伦特原油价格减1美元，截至上周平均差价约为布伦特原油价格减5.54美元；预计6月和7月差价会扩大，8月会有所收窄 [91][92] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布削减略超50%的资本支出，暂时暂停股息，并制定了2020 - 2021年的应急计划 [21] - 公司计划在2020年第三季度末根据油价改善情况决定是否启用钻机，主要用于砂岩开发项目 [31][59] - 行业过去缺乏资本纪律和问责制，随着市场低迷持续，将出现包括重组和整合在内的诸多变化，这为公司创造了机会 [62] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新冠疫情导致的需求破坏和沙特与俄罗斯价格战造成的供应过剩，对全球经济产生了重大负面影响，油价降至20年低点 [11] - 尽管第一季度业绩未受重大影响，但预计全球危机的影响可能会持续到2021年 [18] - 市场终将好转，公司已实施战略计划以减轻低迷期的影响，并为市场回升做好准备 [19] - 公司有能力根据市场情况快速调整业务规模，处于有利地位以应对市场变化并实现增长 [57][86] 其他重要信息 - 公司为员工提供了关于新冠病毒防护的在线培训，并对油田作业人员采取了额外的预防和保护措施，截至目前没有员工感染新冠病毒 [14][15] - 公司向社区的几个非营利组织捐款，以缓解危机带来的经济和社会影响 [16] - 公司目前在加州有大约45.5万桶的可用存储空间，在犹他州有6万桶；同时在加州还有额外31.5万桶的存储选项 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司油井减产程度以及蒸汽注入调整情况，以及5月和6月的预期 - 公司目前没有主动关闭油井，但会从经济角度评估每口油井是否继续生产；在蒸汽方面，已在某些区域减少了蒸汽注入，目前每季度约为8100万英热单位/天，预计第二季度将降至约7500 - 7700万英热单位/天；同时要谨慎避免连续注入蒸汽的关闭，因为这对油藏长期影响较大 [69][70][71] 问题2: 公司存储设施是否用于生产后储存并在后期销售 - 公司的存储设施结合了自有和第三方选项，目的是评估并维持经济生产，将过剩产量存入存储设施，待市场条件合适时出售；存储设施也起到保险作用，可在差价扩大时灵活销售以最大化现金流 [74][75] 问题3: 加州矿产能源部（CalGEM）对热硅藻土油井的态度 - 州长去年宣布的暂停令仅针对新项目，不影响现有热硅藻土油井；公司已向CalGEM和劳伦斯利弗莫尔国家实验室提交了一份60多页的技术白皮书，介绍最佳实践；CalGEM和实验室正在与受影响的运营商进行一对一会议并收集数据，预计研究在年底前完成；2020年公司预算中没有热硅藻土开发项目，因此不受影响 [78][79][83] 问题4: 2020年生产退出率以及增加钻机所需的油价 - 目前公司不更新指导，仍维持4月1日的预期；在当前价格下，计划9月启用的钻机所对应的油井有较强的回报，但具体决策还需考虑市场情况和新冠疫情及供应过剩的发展态势；公司有能力快速调整业务规模 [84][85][86] 问题5: 随着产量基数可能下降，每桶油当量的维护资本支出如何变化 - 历史上公司的维护资本为每桶10 - 12美元，今年第一季度资本效率提高，每桶支出低于10美元；随着时间推移，预计将回到历史水平；产量同比下降时，维护资本支出将处于较低范围，产量同比上升时则处于较高范围 [88][89] 问题6: 第二季度加州油价与布伦特原油的差价情况 - 公司多数合同基于布伦特原油定价，受差价影响较小；去年总差价约为布伦特原油减1美元，截至上周约为布伦特原油减5.54美元；预计6 - 7月差价扩大，8月收窄；公司约70%的合同与布伦特原油有直接或间接联系，可一定程度上抵御差价风险 [91][92][93]

能源价格变化 - 2020年第一季度布伦特原油合约价格在22.74 - 68.91美元/桶之间，平均价格为50.82美元/桶，较2019年12月31日止三个月的62.42美元/桶和2019年3月31日止三个月的63.83美元/桶显著降低[107][108] - 2020年第一季度WTI原油平均价格为46.35美元/桶，2019年12月31日止三个月为57.02美元/桶，2019年3月31日止三个月为54.87美元/桶[108] - 2020年第一季度Kern Delivered天然气平均价格为1.97美元/百万英热单位，2019年12月31日止三个月为2.99美元/百万英热单位，2019年3月31日止三个月为5.03美元/百万英热单位[107][108] - 2020年第一季度Henry Hub天然气平均价格为1.91美元/百万英热单位，2019年12月31日止三个月为2.40美元/百万英热单位，2019年3月31日止三个月为2.92美元/百万英热单位[108] - 2020年3月31日止三个月，布伦特原油和亨利中心天然气的平均价格分别为每桶50.82美元和每百万英热单位1.91美元，能源当量基础上的油气比约为4比1[139] 公司业务调整与规划 - 2020年4月1日，公司更新2020财年指引，减少计划资本支出和非员工一般及行政费用，暂停2020年第二季度起的季度现金股息，年初至今未进行股票回购[104] - 公司增强了2020年的对冲头寸，一定程度上增强了2021年的对冲头寸，并计划增加2021年对冲头寸以应对商品价格疲软[104] - 若近期无法获得足够存储容量，2020年第二季度起公司可能关闭大量加州生产，削减犹他州和科罗拉多州部分生产[105] - 2020年资本支出计划较原指引削减约50%，更新后的指引约为6500万美元，约65%集中在上半年[126] - 预计2020年加州石油产量同比持平或下降2%，石油产量占比从2019年的87%升至约90%[130] - 2020年计划在封堵和废弃活动上支出约1500万美元，以履行加州闲置油井管理计划义务[131] 公司名称与标志变更 - 2020年2月18日，Berry Petroleum Corporation更名为Berry Corporation (bry)并推出新标志[97] 资本支出情况 - 2020年第一季度资本支出约为3900万美元，约97%用于加州石油业务[125] - 2020年第一季度资本支出约50%用于未来开发的设施、装备和许可，钻了19口井，其中9口为勘探井，2口为注入井，8口为生产井，还支出约400万美元用于封堵和废弃活动[143] 各地区油气销售与产量 - 2020年3月31日，加州圣华金和文图拉盆地油气及凝析油销售为109,519千美元[134] - 2020年3月31日，犹他尤因塔盆地油气及凝析油销售为11,278千美元[136] - 2020年3月31日，科罗拉多皮申斯盆地油气及凝析油销售为1,299千美元[136] - 2020年3月31日，加州圣华金和文图拉盆地平均日产量为24.9千桶油当量/天[134] - 2020年3月31日，犹他尤因塔盆地平均日产量为4.5千桶油当量/天[136] - 2020年3月31日，科罗拉多皮申斯盆地平均日产量为1.4千桶油当量/天[136] - 2020年第一季度平均日产量为30.8MBoe/d，较2019年12月31日止三个月下降2%，较2019年3月31日止三个月增长11%[139][140][142][144] - 2020年第一季度加州产量为24.9MBoe/d，较2019年第四季度下降2%，较2019年同期增长18%[140][142][144] - 2020年第一季度犹他州和科罗拉多州产量较2019年同期下降13%[144] 营收与收入情况 - 2020年3月31日止三个月，石油、天然气和NGL销售额约为1.22亿美元，较2019年12月31日止三个月减少3400万美元，降幅22%[147][148] - 2020年3月31日止三个月，电力销售额约为500万美元，较2019年12月31日止三个月减少100万美元，降幅20%[147][149] - 2020年3月31日止三个月，石油衍生品收益约为2.11亿美元，而2019年12月31日止三个月亏损约4600万美元[150] - 2020年3月31日止三个月，营销和其他收入与2019年12月31日止三个月相当[151] - 2020年3月31日止三个月，总营收及其他收入为3.39265亿美元，较2019年12月31日止三个月增加2.21137亿美元，增幅187%[147] - 2020年3月31日止三个月，石油、天然气和NGL销售额约为1.22亿美元，较2019年同期减少900万美元，降幅7%[177][178] - 2020年3月31日止三个月，电力销售额约为500万美元，较2019年同期减少400万美元，降幅44%[177][179] - 2020年3月31日止三个月，石油衍生品收益约为2.11亿美元，而2019年同期亏损约6500万美元[177][180] 费用与亏损情况 - 2020年第一季度总费用和其他费用为4.1929亿美元，较2019年第四季度的1.73085亿美元增加2.46205亿美元，增幅142%[153] - 2020年第一季度净亏损1.153亿美元，较2019年第四季度的69.84万美元增加1.08316亿美元，增幅1551%[153] - 2020年第一季度租赁运营费用降至每桶油当量18.14美元，较2019年第四季度的20.69美元减少2.55美元，降幅12%[153] - 2020年第一季度天然气衍生品损失1200万美元，2019年第四季度为收益300万美元[160] - 2020年第一季度一般及行政费用增至约1900万美元，较2019年第四季度增加360万美元，增幅23%[153][162] - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销费用增至约3500万美元，较2019年第四季度增加500万美元，增幅17%[153][166] - 2020年3月31日，公司对犹他州和加州部分地区的油气资产计提2.89亿美元非现金税前减值费用[168] - 2019年第四季度，公司对科罗拉多州皮西恩斯天然气资产计提5100万美元非现金税前减值费用[169] - 2020年第一季度除所得税外的其他税费降至每桶油当量1.56美元，较2019年第四季度减少2.60美元，降幅63%[153][170][172] - 2020年第一季度其他运营费用增至约200万美元，较2019年第四季度增加约100万美元[173] - 2020年第一季度利息支出增加100万美元，增幅13%[174] - 2020年3月31日和2019年12月31日止三个月的有效税率分别约为-30%和89%[175] - 2020年3月31日止三个月，总运营费用为19.81美元/桶油当量，较2019年同期的21.71美元/桶油当量有所下降[184][187] - 2020年3月31日止三个月，天然气衍生品亏损1200万美元，而2019年同期收益200万美元[190] - 2020年3月31日止三个月，一般及行政费用约为1900万美元，较2019年同期增加约500万美元，增幅35%[193] - 2020年3月31日止三个月，折旧、损耗和摊销（DD&A）约为3500万美元，较2019年同期增加1100万美元，增幅44%[196] - 2020年3月31日止三个月净亏损1.153亿美元，较2019年同期的3409.8万美元增加8120.2万美元，增幅238%[184] - 公司记录了2.89亿美元的油气资产非现金税前减值费用[197] - 2020年第一季度除所得税外的税费降至每桶油当量156万美元，较2019年同期的323万美元下降52%，其中 severance税从28万美元增至72万美元，增幅157%；从价税和财产税从126万美元增至138万美元，增幅10%；温室气体配额从169万美元降至 - 54万美元，降幅132%[198] - 2020年第一季度其他运营费用增至约200万美元，较之前增加100万美元[200] - 2020年和2019年第一季度利息费用相当[201] - 2020年和2019年第一季度重组项目净额不重大[202] - 2020年和2019年第一季度有效税率分别为 - 30%和28%[204] 调整后财务指标 - 2020年3月31日调整后EBITDA为7.18亿美元，2019年12月31日为8.6995亿美元，2019年3月31日为6.8502亿美元[214] - 2020年3月31日杠杆自由现金流为1.3901亿美元，2019年12月31日为2.7695亿美元，2019年3月31日为52.6万美元[216] - 2020年3月31日调整后净收入为1.8175亿美元，2019年12月31日为3.3189亿美元，2019年3月31日为2.4264亿美元[217] - 2020年3月31日调整后一般及行政费用为1455.6万美元，2019年12月31日为1342.1万美元，2019年3月31日为1158.7万美元[220] 公司资金与财务状况 - 截至2020年3月31日，公司现金极少，循环信贷协议（RBL Facility）下可用借款为3.82亿美元[221] - 2017年7月31日，公司签订RBL Facility，承诺额度最高达15亿美元，截至2020年3月31日，借款基数选定额度为4亿美元，未偿还借款约1100万美元，未偿还信用证700万美元，可用借款约3.82亿美元[224][226] - 截至2020年3月31日，公司杠杆比率和流动比率分别为1.4:1.0和4.2:1.0，符合RBL Facility的财务契约规定[228] - 2020年第一季度，公司董事会批准普通股每股0.12美元的季度现金股息，并于4月支付，4月因油价低迷暂停季度股息，截至2020年4月30日，自2018年第三季度股息计划启动以来已支付约6500万美元股息[235] - 2018年12月，公司董事会通过最高1亿美元的普通股回购计划，截至2019年12月31日，已回购5057682股，花费约5000万美元，2020年第一季度未进行回购[236] - 2020年2月，公司董事会通过最高7500万美元的2026年到期无担保票据回购计划，尚未进行回购[237] - 2020年第一季度，经营活动提供的现金为4448.3万美元，投资活动使用现金4303.8万美元，融资活动使用现金144.4万美元，现金及现金等价物净增加1000美元；2019年同期经营活动提供现金2109.7万美元，投资活动使用现金5279.1万美元，融资活动使用现金3532.4万美元，现金及现金等价物净减少6701.8万美元[241] - 与2019年第一季度相比，2020年第一季度经营活动提供的现金增加约2300万美元，原因包括衍生品结算收入增加500万美元、非所得税减少400万美元、租赁经营费用和发电费用减少1100万美元、营运资金改善2000万美元，但部分被销售额减少1300万美元和一般及行政费用增加400万美元所抵消[242] - RBL Facility允许公司在满足一定条件下向母公司分配资金，目前条件均已大幅满足[240] - 2020年第一季度投资活动所用现金为4303.8万美元，较2019年同期的5279.1万美元减少1000万美元[243][245] - 2020年第一季度融资活动所用现金约为100万美元，较2019年同期减少约3400万美元[246] - 2020年3月31日应收账款较2019年12月31日减少2300万美元[248][249] - 2020年3月31日衍生工具资产较2019年12月31日增加1.71亿美元[248][249] - 2020年3月31日财产、厂房及设备较2019年12月31日减少2.81亿美元[248][250] - 2020年3月31日应付账款及应计负债较2019年12月31日减少4300万美元[248][252] - 2020年3月31日长期债务较2019年12月31日增加900万美元[248][254] - 2020年3月31日长期递延所得税负债较2019年12月31日增加2600万美元[248][255] - 2020年3月31日资产退休义务长期部分较2019年12月31日增加1100万美元[248][256] - 截至2020年3

财务数据和关键指标变化 - 2019年公司产生近2000万美元的超额杠杆自由现金流，支付了369万美元股息，自首次公开募股以来已向股东返还超过6500万美元资本，回购了超过6%的流通股，约5000万美元，董事会还授权了额外5000万美元的机会性回购 [9][10] - 公司保持了良好的财务杠杆，债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率约为1.4倍，处于既定财务政策范围内 [11] - 2020年公司将资本支出调整至1.25亿 - 1.45亿美元，低于2019年的2.11亿美元 [13] - 2019年第四季度运营成本（OpEx）为每桶油当量20.37美元，高于第三季度的18.90美元，增幅为8%；2019年全年OpEx为每桶油当量20.32美元，高于2018年的18.33美元 [24] - 预计2020年运营成本将同比上升，调整后的一般及行政费用（G&A）预计约为每桶5美元，与2019年年度数据相符 [31][33] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2019年第四季度公司总产量为每天31300桶油当量，较2018年第四季度增长12%；加州第四季度产量为每天25500桶油当量，较2018年第四季度增长18% [20] - 2019年全年加州产量同比增长15%，加州储量（全部为石油）同比增长23%，储量替换率接近300%，公司总探明未开发储量替换率为159% [9] - 2019年第四季度生产组合中，石油占比升至89%，天然气占10%，天然气液体（NGLS）占1%，加州产量占总产量的81%；全年生产组合中石油占比为87% [21] - 2020年计划钻探195 - 225口新砂岩井，目标是平均日产量在2950万桶油当量至32500桶油当量之间，预计加州石油产量将实现低两位数的同比增长 [27][28][31] 资本支出业务 - 2019年第四季度资本支出为4200万美元，全年总支出为2.11亿美元 [22] - 2019年在加州共钻探了338口井，其中包括184口热砂岩井和151口热硅藻土井，在犹他州钻探了3口井；第四季度在加州钻探了46口井，包括34口热砂岩井和10口热硅藻土井，在犹他州钻探了2口井 [22][23] - 为遵守加州的封堵和废弃要求，2019年在井和地表废弃或资产退役义务（ARO）上花费了2700万美元，第四季度花费了700万美元 [24] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 2020年公司将主要通过三个关键领域开展工作：运营执行和资本纪律、监管参与、关注环境、社会和治理（ESG）倡议 [12] - 运营执行方面，2020年资本计划反映了公司注重纪律和回报的方法，预计在产生有吸引力的超额杠杆自由现金流的同时实现产量同比增长 [12][14] - 监管参与方面，公司积极参与加州的监管和立法程序，与各级政府的立法者和监管机构合作，以减少新法规和立法的影响，降低许可延迟的风险 [14][15] - ESG倡议方面，公司正在正式化对ESG绩效的监测和管理，并与利益相关者就这些重要问题进行沟通，计划在3月中旬推出新网站以提供更多ESG相关信息 [16][17] 行业竞争 - 美国石油行业过去几年缺乏资本纪律和问责制，资本市场追求产量增长，导致全球市场轻质低硫原油过剩，而市场实际需要重质原油 [40] - 公司的模式注重为股东创造长期价值，而非短期管理，加州已生产常规重质原油超过100年，公司对价值创造有清晰的认识，知道如何产生自由现金流 [40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2019年是成功的一年，业务模式有效，实现了强劲的生产增长和储备增长，并产生了超额杠杆自由现金流 [5][6][9] - 2020年公司将在2019年的基础上继续发展，尽管面临商品价格波动、市场环境挑战和监管变化等因素，但公司有能力适应并实现产量增长和价值创造 [11][13][14] - 公司认为石油在能源领域仍将发挥重要作用，需要平衡的环境战略，加州需要像公司这样注重环境和社会责任的本地生产商 [41][43][44] 其他重要信息 - 公司网站bry.com提供了收益报告和最新投资者演示文稿的链接，还将发布本次电话会议的重播链接和文字记录 [3] - 2019年11月，加州州长宣布对“高压循环蒸汽项目”实施临时禁令，该禁令仅暂停了公司新的热硅藻土钻探，不影响现有热硅藻土生产或已批准的许可证，也不影响2020年计划中的砂岩开发项目 [14] - 公司已提交了完整的多年闲置井管理计划，并正在积极执行该计划 [24] - 公司的石油套期保值组合为2020年的现金流提供了清晰的指引，目前已对2020年16000桶/日的产量进行了套期保值，价格为布伦特64.15美元/桶，另外1000桶/日的产量套期保值至2020年4月，价格为西德克萨斯中质原油（WTI）61.75美元/桶；天然气套期保值至今年10月，并已开始增加2021年的头寸，价格约为2.50美元/百万英热单位（MMBtu） [29][30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2020年潜在自由现金流用途的优先级排序 - 公司表示无法对各项用途进行优先级排序，一切都在考虑范围内，机会性股票回购和债务回购都有吸引力，特别股息需要有持续发放的可见性，最终决策将根据当时对股东回报最佳的情况来确定 [46][47][48] 问题2: 加州监管环境进展、砂岩许可证情况以及循环蒸汽许可证和WST许可证暂停的持续时间 - 公司称2019年建立了企业事务团队，通过“Berry First”方法建立了与加州的合作信誉，参与了暂停令相关讨论，预计研究将推进，但无法确定暂停令解除时间；砂岩许可证正在顺利获批，公司今年计划进行砂岩开发，若暂停令解除，可能会调整计划 [49][50][51][52][53] 问题3: 犹他州新井的表现情况 - 公司对犹他州新井的表现感到满意，结果好于历史水平，但该地区需要更好的定价，与加州项目相比，价值略低，公司将根据创造价值的能力分配资本 [54] 问题4: 2020年计划的砂岩井数量 - 公司表示2020年计划钻探砂岩井的资本支出范围为1.95亿 - 2.25亿美元 [56][57] 问题5: 砂岩井的总库存数量以及可开采的年数 - 公司称砂岩井总库存约为6100 - 6200口，加州的总库存约为10800口，其中热砂岩约6100 - 6200口，热硅藻土约3000 - 3200口，其余为非热硅藻土 [58][60] 问题6: 多年度维护资本支出的估计 - 公司表示历史上维持产量平稳的维护资本支出约为每桶10 - 12美元，具体取决于前一年的开发情况，如果更侧重于热硅藻土开发，可能接近12美元/桶；如果更多是砂岩开发，可能在10 - 11美元/桶，这是过去两到三年的平均水平，预计未来也将保持类似平均水平 [63][65]

公司储量情况 - 截至2019年12月31日，公司估计总探明储量为1.38亿桶油当量，其中1.22亿桶油当量在加利福尼亚州[17] - 截至2019年12月31日，公司估计总探明储量为1.38亿桶油当量（MBoe）[66] - 按类别划分，2019年12月31日已开发生产储量（PDP）为6800万桶油当量，占比49%；已开发未生产储量（PDNP）为1300万桶油当量，占比10%；未开发储量（PUD）为5700万桶油当量，占比41%[70] - 按地区划分，2019年12月31日加州探明储量为1.22亿桶油当量，犹他州为1500万桶油当量，科罗拉多州为100万桶油当量[73] - 2019年加州探明储量增加2400万桶油当量，增幅23%，替换率为299%；科罗拉多州储量减少1700万桶油当量[77] - 2019年公司从扩展和发现中增加了1300万桶油当量的探明储量，主要来自加州资产[77] - 2019年公司因减值从皮申斯气田移除了1600万桶油当量的探明未开发储量[78] - 2019年公司在加州和犹他州的净负价格修正分别为200万桶油当量[82] - 2019年加州已探明未开发储量增加2500万桶油当量，其中1000万桶油当量重新分类为已探明开发储量[85] - 2018年12月31日至2019年12月31日，加州已探明未开发储量期初余额4000万桶油当量，期末余额5500万桶油当量；犹他州期初100万桶油当量，期末200万桶油当量；科罗拉多州期初1400万桶油当量，期末为0；总计期初5500万桶油当量，期末5700万桶油当量[86] - 2019年公司通过延伸和发现新增1200万桶油当量已探明未开发储量[87] - 2019年加州已探明未开发储量因价格因素净负修正约100万桶油当量，油价下降12%，气价下降15%[88] - 2019年加州已探明未开发储量因性能因素净正修正1300万桶油当量，犹他州因2019年钻井活动类型曲线性能改善净正修正100万桶油当量[89] - 2019年公司将加州1000万桶油当量已探明未开发储量转为已探明开发储量，转化率23%，花费约7400万美元资本[90] - 截至2019年12月31日，约88%的探明储量和约96%的探明储量PV - 10价值来自加州资产[67] - 截至2019年12月31日，公司探明储量的标准化折现未来净现金流和约为15亿美元，PV - 10约为18亿美元[68] 公司产量情况 - 2019年全年平均日产量约29.0万桶油当量，其中约87%为石油；2019年第四季度平均日产量约31.3万桶油当量，其中约89%为石油[17] - 2020年预计石油产量占总产量约90%，2019年和2018年分别为87%和82%[35] - 2018年加州日产量443000桶，其中约74%产自圣华金盆地[43] - 2019年12月31日，加州已探明储量约占公司总已探明储量的88%，2019年全年日均产量22.6千桶油当量，占比78%，第四季度日均产量25.5千桶油当量，占比81%[45] - 2019年12月31日，尤因塔盆地已探明储量约占公司总已探明储量的11%，2019年全年日均产量5.0千桶油当量，占比17%[51] - 2019年12月31日，皮申斯盆地已探明储量约占公司总已探明储量的1%，2019年全年日均产量1.4千桶油当量，占比5%[55] - 2019年公司平均日产量约29.0千桶油当量，其中约87%为石油，加州平均日产量22.6千桶油当量，均为石油[59] - 2019年公司日均产油25.3千桶、天然气20.0百万立方英尺、天然气液0.4千桶，总产量29.0千桶油当量；2018年日均产油22.0千桶、天然气26.3百万立方英尺、天然气液0.6千桶，总产量27.0千桶油当量[62] - 2019年SJV Midway Sunset油田石油总产量为554.3万桶，2018年为449.5万桶[105] - 2019年SJV Belridge Hill油田石油总产量为131.2万桶，2018年为119.6万桶[105] 公司现金流与盈亏平衡情况 - 2019年公司在布伦特油价54.91 - 74.57美元区间、年均64.16美元时产生正的杠杆自由现金流，按当前利息、股息和生产水平，布伦特油价约50美元时杠杆自由现金流预计盈亏平衡[21] 公司资本支出情况 - 2019年和2018年资本支出分别约为2.11亿美元和1.48亿美元，2020年预计资本支出预算为1.25 - 1.45亿美元[35] - 2020年加利福尼亚州资本支出预算为1.13 - 1.30亿美元，2019年实际为1.92亿美元；犹他州为400 - 500万美元，2019年为1000万美元；科罗拉多州为100 - 200万美元，2019年为100万美元；公司层面为700 - 800万美元，2019年为800万美元[37] - 2020 - 2025年，PDP储量估计年下降率约为13% - 20%，未来三年每年需略高于每桶油当量11美元的资本支出以保持产量稳定[23] - 2019年公司为履行资产退役和场地修复义务花费约2700万美元，2020年预计花费约2000万美元[39] 公司股票回购情况 - 截至2019年12月31日，公司回购约6%的流通股，花费约5000万美元，2020年2月董事会授权再回购5000万美元股票[28] 公司土地与钻井位置情况 - 截至2019年12月31日，公司在圣华金和文图拉盆地持有近15000净英亩土地，平均工作权益为99%[44] - 截至2019年12月31日，公司确定了10859个总钻井位置，运营约95%的生产井，未来三年到期租约覆盖的净面积约占总净面积的13%，其中11%在犹他州[64] - 截至2019年12月31日，公司总净面积为115,073英亩，占总面积152,735英亩的80%；总生产井数为4,124口；总确定钻探位置为10,859个，净钻探位置为10,814个[65] - 截至2019年12月31日，公司有大约1289个总（1276个净）与已探明未开发储量相关的钻探位置，2018年为1071个总（1058个净）[97] - 截至2019年12月31日，公司确定了9570个总（9379个净）未证实钻探位置，2018年为5959个总（5604个净）[98] - 截至2019年12月31日，公司拥有的总开发面积为104103英亩（净面积81392英亩），未开发面积为48632英亩（净面积33682英亩）[112] 公司生产运营相关情况 - 2020年最后三个季度公司预计在加州最多使用3台钻机，第一季度大部分时间最多使用1台钻机，全年预计钻195 - 225口总开发井[38] - 2019年公司在加利福尼亚州钻了335口油井，犹他州钻了3口油井，共计338口油井[117] - 截至2019年12月31日，公司共有3666口总（3541口净）生产井，约95%为油井，平均工作权益约为98%[108] - 截至2019年12月31日，公司参与了14个蒸汽驱和水驱压力维护项目[114] - 2020年起公司约定交付的天然气量约为717万英热单位/天，到2022年将降至456万英热单位/天[118] - 公司在其物业中的平均工作权益为98%，运营控制权为95%[120] - 2019年公司钻了292口总（292口净）与2018年12月31日已确定开发钻井位置（PUD）相关的井，包括25口总（25口净）蒸汽驱注入井[122] - 公司拥有并运营五座天然气燃烧热电联产厂，分别为38兆瓦、18兆瓦、5兆瓦、5兆瓦和42兆瓦[124] - 公司拥有80台完全获批的常规蒸汽发生器[126] - 公司Hill水力压裂项目每口井预计用水15万加仑，远低于2014年美国水平井的近400万加仑；每口井预计用砂32.5万磅，远低于2015年全国平均每口井超400万磅[127] - 约86%的加州原油产量通过管道连接到加州市场；加州炼油厂约73%的原油需求从欧佩克国家和其他水运来源进口[130] - 截至2019年12月31日，公司所有原油、天然气和NGL生产均按短期合同销售[130][131] - 公司五座热电联产设施总铭牌发电容量约为108兆瓦，2019年平均每天生产约3.6万桶蒸汽，每天向电网出售约1700兆瓦时热电联产电力，每天租赁运营消耗约700兆瓦时热电联产电力[136][138] 公司销售情况 - 2019年，公司向Andeavor、Phillips 66和Kern Oil & Refining的销售额分别约占总销售额的36%、24%和13%；截至2019年12月31日，来自这三家客户的应收账款分别约占应收账款的40%、17%和11%[140] 公司法规政策影响情况 - 2019年4月，加州新的闲置井法规生效，公司已提交闲置井管理计划[151] - 2019年4月，CalGEM的前身敲定新的地下注入控制（UIC）法规，公司加州开发和生产活动受其约束[152] - 2019年，加州州长签署AB 1057法案，扩大了CalGEM的职责[153] - 2019年11月，CalGEM宣布三项行动，2020年1月对新的地下采油井实施高压循环蒸汽工艺禁令，仅公司未开发的热硅藻土资产受影响[154][155] - 2020年2月25日，加州第五区上诉法院裁决使克恩县环境影响报告部分无效，30天后生效，直至克恩县修订并重新认证该报告[156] - 公司2019年业绩未受暂停令显著影响，预计2020年业绩也不受影响，2020年计划主要是热砂岩开发，不使用高压循环蒸汽注入工艺[157] - 2019年末和2020年初，公司停用两台钻机，目前运营一台钻机，因UIC法规变化导致许可获取延迟[158] - 加州通过加州空气资源委员会实施温室气体排放总量管制与交易计划，到2030年将排放量降至1990年水平以下40%[168] - 2018年9月，加州通过法律，承诺到2045年使用100%零碳电力，州长签署行政命令，承诺到2045年实现全经济碳中和[169] - 美国将于2020年11月4日退出《巴黎协定》，但一些州和地方政府宣布将遵守该协定目标[170] - 2020年美国总统候选人有禁止油气井水力压裂和禁止联邦土地新矿产租赁的表态，公司运营涉及水力压裂和联邦土地作业[171] - 美国一些城市和地方政府起诉大型油气勘探和生产公司，指控其造成公共滋扰和未充分披露气候变化影响[173] - 2014年2月，美国环保署发布使用柴油燃料进行水力压裂活动的许可指南，2016年6月禁止水力压裂作业废水排入公共污水处理厂[176] - 2016年12月，美国环保署发布水力压裂对水资源影响的最终报告，虽未发现广泛影响，但指出一些可能增加未来影响风险的活动和因素[179] - 2019年4月科罗拉多州通过SB 181法案，要求COGCC决策时优先考虑公共健康和环境问题，采用规则减少甲烷等空气污染物排放，并赋予地方政府更多监管地表影响的权力[180] - 加利福尼亚州AB 345法案修订版若通过，要求CalGEM在2022年7月前制定土地使用缓冲距离规则，虽未明确强制距离，但需考虑2500英尺缓冲距离及加强监测和维护要求[180] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，并在2018年完成达标/未达标指定[190] - 2016年，EPA发布FIP以对部落土地上的石油和天然气生产及加工实施小型新源审查，2018年4月提议修订以简化FIP，2019年5月将FIP扩展到尤因塔盆地臭氧未达标地区的印第安人区域[190] - 2016年5月，EPA最终确定关于将多个小型地表场地汇总为单一空气许可源的规则，可能使小型设施触发更严格的空气许可程序和要求[192] - 2020年1月23日，EPA和陆军工程兵团敲定可航行水域保护规则，相对于清洁水规则缩小了管辖水域的定义，但该规则预计会面临法律挑战[197] - 《天然气法》第1(b)条豁免天然气集输设施受FERC作为天然气公司的监管，公司认为其集输系统中的天然气管道符合FERC认定为非监管集输管道的标准，但该地位未受FERC挑战，若重新分类为受监管的传输服务，公司可能需降低费率并减少收入[199] - FERC要求天然气市场的某些参与者（包括达到最低天然气销售或购买水平的集输商和营销商）提交年度交易报告，公司若不遵守可能面临重大处罚和罚款[200] - 《公共事业监管政策法案》的颁布及FERC据此制定的法规为公司拥有的热电联产设施发展提供了激励[201] - 美国鱼类和野生动物管理局需对超250个物种进行列入濒危物种法案名录和关键栖息地指定的决策，虽错过2017财年末的截止日期但仍在审查，若公司运营区域内物种被指定为濒危或受威胁物种