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

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

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

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

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

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]