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]

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