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

业绩总结 - 2019年加州日产量为25,500桶油当量，较上季度增长11%[17] - 2019年公司调整后EBITDA为3.02亿美元，较2018年的2.58亿美元增长[76] - 2019年加利福尼亚州的营业收入为2.3亿美元，较2018年的1.86亿美元增长22.6%[78] - 2019年每日石油生产量为22.6 Mboe/d，相较于2018年的19.7 Mboe/d增长14.7%[78] - 2019年公司总回报率约为20%[63] 用户数据 - 2019年末的已探明储量为138百万桶油当量，PV-10价值为17亿美元[7] - 2019年公司在加州的储量替换率为299%[25] - 2019年公司总证明储量与生产比率为13.04年，2020年预计为14.83年[26] - 截至2019年12月31日，公司的已探明储量为1.7亿桶油当量（Mboe）[78] 未来展望 - 2020年预计生产中约90%为原油[12] - 2020年预计平均日生产量为29.5至32.5千桶油当量（MBoe/d），其中石油占比约90%[71] - 2020年计划新钻井数量为195至225口[71] - 公司计划将净债务与EBITDA的比率维持在1.0至2.0倍或更低[13] 新产品和新技术研发 - 2019年公司共钻探了114口井，按季度分布为Q1: 96口，Q2: 82口，Q3: 10口，Q4: 29口[83] - 2019年公司在加利福尼亚州的UIC许可证和钻探许可证均已获得，且在扩展区域的进展符合预期[82] 财务状况 - 公司每季度固定分红为0.12美元，年分红为0.48美元，目标为行业内顶级分红[8] - 2019年公司回购约440万股股票，净回购比例为5%[8] - 2019年公司资本支出为2.11亿美元，较2018年的1.48亿美元增加[76] - 2019年公司每桶油当量的运营费用为19.00至21.00美元[71] - 2019年公司每桶油当量的全额未对冲实现价格为54.35美元[49] - 2019年公司债务与证明储量比为2.89美元/桶油当量[68] - 2019年调整后的自由现金流为6,039美元/桶油当量（$/boe）[80] 负面信息 - 2019年第一季度的Kern交付天然气平均价格为2.78美元/mmbtu，较2018年第一季度的4.15美元/mmbtu下降33.2%[81] - 2019年第一季度的运营费用受到异常价格波动的影响[81] - 2019年加利福尼亚州的立法进展中，SB 37法案关于企业税增加的提案处于参议院规则阶段，预计对公司有中等影响[84]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA增长34%至8390万美元，主要因加州布伦特原油资产产量增加，尽管布伦特油价环比下降9% [29] - 第三季度每桶油当量未对冲运营成本为18.13美元，较第二季度的18.94美元降低4%；包含燃料采购对冲贡献后，第三季度每桶油当量运营成本为18.90美元，较第二季度的20.38美元降低7% [27] - 第三季度一般及行政费用降至每桶油当量6.04美元，较第二季度下降7%；调整后一般及行政费用为每桶油当量5.13美元，高于第二季度的4.92美元 [35] - 第三季度除所得税外的其他税费较第二季度减少200万美元，全年将处于指导区间低端 [39] - 第三季度资本支出为6300万美元，预计第四季度资本支出将大幅下降，全年资本支出略低于指导区间中点，预计第四季度总资本支出在3500万 - 4000万美元 [23][40] - 第三季度调整后EBITDA超过资本支出2000多万美元，本季度产生正的杠杆自由现金流；年初至今已花费3600万美元进行股票回购；9月底，4亿美元循环信贷安排下可用额度为3.81亿美元，预计年底循环信贷无借款 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司第三季度总产量为29600桶油当量/天，较上一季度增长8%；9月平均产量为31700桶油当量/天，较6月的27400桶油当量/天增长16% [19] - 第三季度产量组合中，石油占87%，天然气占12%，天然气液占1%；加州产量占总产量的78%；9月产量中，石油占88% [21] - 加州第三季度产量较第二季度增长10%，较2018年第三季度至2019年第三季度增长18%；本季度月度产量退出率为25400桶油当量/天，较第二季度退出率增长25% [21] - 第三季度共钻探82口井，其中加州31口热砂岩井（30口生产井、1口注入井）、50口热硅藻土井，以及落基山脉1口井；本季度在贝尔里奇油田对25口井进行水力压裂，完成该地区年度压裂计划 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度布伦特油价环比下降9% [29] - 第三季度天然气平均未对冲采购价格为每百万英热单位2.67美元，高于上一季度的2.03美元 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于通过增长和资本回报为股东创造价值，预计今年公司整体产量实现约12%的两位数增长，提供有吸引力的股息收益率，并已回购4%的股票 [7] - 2020年，公司预计通过产量增长和向股东返还资本，实现15%左右的股东总回报 [13] - 公司业务模式与市场上大多数其他勘探与生产公司不同，加州部分产量会在一段时间内逐步提升，达到峰值表现有时需在初始生产后4 - 6个月 [11] - 公司将提前一个季度提供资本支出预测，第四季度预计投资3500万 - 4000万美元 [12] - 公司积极参与加州监管流程，采取各种外联策略和计划，以应对潜在的监管和立法活动，目前该方法有效降低了这些行动对业务的影响 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度公司生产按计划进行，预计增长将持续到第四季度，全年产量将符合指导预期 [6][9] - 公司认为投资界重视强劲的自由现金流、健康的资本回报策略和保守的杠杆状况，而公司在这些方面表现出色 [15] - 公司目前正在编制2020年预算，预计支出将下降，但会实现同比强劲增长 [44] 其他重要信息 - 公司网站bry.com有11月投资者报告链接，也包含非GAAP财务指标与GAAP指标的对账信息，稍后还将发布本次电话会议的重播链接和文字记录，并提交10 - Q报告 [5] - 今年早些时候，加州实施新法规，要求加速废弃旧闲置油井，公司已提交处理计划，正与加州石油和天然气部合作以获得最终批准；年初至今已花费2000万美元用于封堵和废弃油井，其中第三季度花费800万美元 [26] - 公司聘请第三方咨询公司进行认知研究，结果显示投资界重视强劲的自由现金流、健康的资本回报策略和保守的杠杆状况 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第四季度预计有大量自由现金流，公司如何考虑部署这些资金，是否会加大股票回购力度或提高股息？ - 公司表示会综合考虑特殊股息、增加股息、债券回购和资产增长等多种方式，具体将基于回报和为投资者创造最大价值来决定；股票回购仍是可选方案之一 [46][48] 问题2: 如何看待加州监管环境，特别是新的DOGGR负责人对水力压裂和拟议的退距规定的态度？ - 新的DOGGR负责人尚未正式上任，对雪佛龙的罚款与该公司活动相关；水力压裂许可审批工作将继续进行，公司积极参与西部州石油协会活动，与监管部门保持沟通；目前公司没有未决的水力压裂许可申请，对公司今年和2020年部分时间无影响；其他钻探许可按正常流程推进 [50][52] 问题3: 本季度犹他州油价改善的原因是什么？ - 这反映了当地当前市场情况，公司本季度在落基山脉钻探了一口井，会关注市场条件，在有利时把握机会 [54] 问题4: 目前哪条类型曲线最具吸引力？ - 目前应关注热硅藻土和砂岩类型曲线，本季度公司大部分资本投入到这两个领域，本季度钻探的82口井中，约30口为砂岩井，50口为热硅藻土井 [57][58] 问题5: 规模对于公司是否重要，公司在加州和落基山脉资产的规模是否合适？ - 规模对公司很重要，公司团队和执行能力到位，会持续寻求提升或扩大规模；公司会进行小规模的增值收购，专注于圣华金河西岸、中途日落油田以及犹他州等擅长领域；收购需符合公司财务政策，应为增值交易 [62][63][64] 问题6: 从长期来看，公司如何考虑未来的增长率和自由现金流收益率？ - 公司以总回报为出发点，根据每年情况决定是注重增长还是返还更多资本；目标是在艰难市场中实现10%以上的总回报，包括增长和以股息、股票回购、特殊股息或债券回购等形式返还资本；公司业务模式独特，专注加州市场，有能力根据市场周期灵活调整 [69][70][72] 问题7: 10 - 12月的产量预计是维持9月水平还是会有所提高？ - 公司预计产量符合年度指导预期，可根据前九个月产量和指导区间中点推算第四季度平均产量 [74]

资本支出情况 - 2019年第三和前九个月资本支出分别约为6300万美元和1.69亿美元，其中约93%和91%用于加州石油业务[94] - 2019年预期资本支出预算约为1.95 - 2.25亿美元，中点较2018年增长约42%[95] 产量相关情况 - 2019年预计石油产量占总产量的86% - 88%，2018年为82%[95] - 2019年前九个月钻了292口井，其中第三季度82口，预计全年钻360 - 380口开发井[95] - 2019年平均日产量指导为2.8 - 3.1万桶油当量，石油占比约86%[101] - 2019年第三季度平均日产量较第二季度增长8%，加州产量增长10%[116] - 2019年前三季度平均日产量较2018年同期增长6%，加州产量增长14%[123] - 2019年9月30日，加州平均日产量23.0 MBoe/d，较2019年6月30日的20.8 MBoe/d增长10%，较2018年9月30日的19.5 MBoe/d增长18%[115][116][118] - 2019年9月30日，落基山脉地区平均日产量6.6 MBoe/d，与2019年6月30日持平，较2018年9月30日的7.1 MBoe/d有所下降[115] - 2018年11月30日，公司出售东德克萨斯盆地非核心产气资产，此后该地区无产量数据[114][115][120][121] 价格相关情况 - 2019年第三季度布伦特原油合约价格在每桶56.23 - 69.02美元之间[102] - 2019年第三季度加州燃料气购买价格最低每百万英热单位1.74美元，最高4.09美元，平均2.67美元[102] 费用指导情况 - 2019年运营费用指导为每桶油当量18 - 19.5美元[101] - 2019年非所得税指导为每桶油当量4.25 - 4.75美元[101] - 2019年调整后一般及行政费用指导为每桶油当量4.25 - 4.75美元[101] 各业务线销售额及收入变化情况 - 2019年9月30日止三个月，石油、天然气和NGL销售额约1.41亿美元，较上一季度增加400万美元，增幅3%[127][128] - 2019年9月30日止三个月，电力销售额约700万美元，较上一季度增加200万美元，增幅39%[127][129] - 2019年9月30日止三个月，石油衍生品收益4550.9万美元，较上一季度增加1823.3万美元，增幅67%[127] - 2019年9月30日止三个月，营销及其他收入45.3万美元，较上一季度减少6.5万美元，降幅13%[127] - 2019年9月30日止三个月，总营收及其他收入1.94672亿美元，较上一季度增加2460.6万美元，增幅14%[127] - 2019年第三季度电力销售较2018年同期减少约700万美元，降幅48%，降至约700万美元[154] - 2019年第三季度石油衍生品收益为4600万美元，2018年同期亏损1900万美元[155] - 2019年第三季度总营收及其他约1.94672亿美元，较2018年第三季度增加约5172.5万美元，增幅36%[152] - 2019年前三季度总收入和其他收入为4.41276亿美元，较2018年同期增加1.35065亿美元，增幅44%[180] - 2019年前9个月油气和NGL销售额为4.09亿美元，与2018年同期相当[181] - 2019年前9个月电力销售约为2300万美元，较2018年同期减少约300万美元，降幅12% [182] - 2019年前9个月石油衍生品收益为800万美元，2018年同期损失约1.32亿美元[183] 各业务线费用变化情况 - 2019年第三季度租赁经营费用约5100万美元，较第二季度增加约300万美元，增幅6%[134][138] - 2019年第三季度电力生产费用约400万美元，较第二季度增加约100万美元，增幅20%[134][140] - 2019年第三季度天然气衍生品损失300万美元，较第二季度的900万美元减少644.1万美元，降幅68%[134][141] - 2019年第三季度一般及行政费用约1600万美元，较第二季度增加约30万美元，增幅2%[134][143] - 2019年第三季度折旧、损耗和摊销约2800万美元，较第二季度增加约400万美元，增幅17%[134][145] - 2019年第三季度除所得税外的其他税项约924.9万美元，较第二季度减少约209.9万美元，降幅18%[134][147] - 2019年第三季度总费用和其他支出为1.13008亿美元，较2018年同期增加1047.8万美元，增幅10%[158] - 2019年第三季度租赁运营费用降至约5100万美元，较2018年同期减少约70万美元，降幅1%[163] - 2019年第三季度电力生产费用降至400万美元，较2018年同期减少200万美元[165] - 2019年第三季度天然气衍生品损失为300万美元，2018年同期无相关业务[166] - 2019年第三季度一般及行政费用增至约1600万美元，较2018年同期增加约300万美元，增幅22%[169] - 2019年前9个月总费用和其他支出为3.4475亿美元，较2018年同期增加6051.9万美元，增幅21% [186] - 2019年前9个月租赁运营费用约为1.57亿美元，较2018年同期增加约1900万美元，增幅14% [189] - 2019年前9个月电力生产费用约为1500万美元，较2018年同期增加约100万美元，增幅6% [191] - 2019年前9个月天然气衍生品损失为1000万美元，2018年同期收益为200万美元[192] - 2019年前9个月运输费用约为600万美元，较2018年同期减少约200万美元[193] - 2019年前9个月除所得税外的其他税费为2868.3万美元，较2018年同期增加339.5万美元，增幅13% [199] 利润相关情况 - 2019年第三季度净收入约5264.9万美元，较第二季度增加约2067.7万美元，增幅65%[134] - 2019年第三季度所得税前收入为7282万美元，较2018年同期增加2815.2万美元，增幅63%[158] - 2019年第三季度净收入为5264.9万美元，较2018年同期增加1566.4万美元，增幅42%[158] - 2019年前9个月净利润为5052.3万美元，较2018年同期增加3518.9万美元，增幅229% [186] 调整后指标情况 - 2019年9月30日调整后EBITDA为83,931千美元，2019年6月30日为62,756千美元，2018年9月30日为81,736千美元[214] - 2019年9月30日杠杆自由现金流为2,126千美元，2019年6月30日为 - 12,560千美元，2018年9月30日为24,185千美元[216] - 2019年9月30日调整后净收入为32,760千美元，2019年6月30日为20,046千美元，2018年9月30日为40,529千美元[217] - 2019年9月30日调整后一般及行政费用为13,940千美元，2019年6月30日为12,277千美元，2018年9月30日为10,706千美元[220] - 2019年9月30日调整后一般及行政费用每千桶油当量为5.13美元，2019年6月30日为4.92美元，2018年9月30日为4.25美元[220] 定义相关情况 - 调整后EBITDA定义为息税前、所得税前、折旧、损耗和摊销前等多项调整后的收益[205] - 杠杆自由现金流定义为调整后EBITDA减去资本支出、利息费用和股息[205] 流动性和资本情况 - 公司主要的流动性和资本来源预计为杠杆自由现金流及必要时RBL信贷安排下的借款[221] - 公司预计在当前大宗商品价格下运营将持续产生正的杠杆自由现金流[221] - 公司认为其流动性和资本资源足以支持未来12个月的业务和运营[221] 股票回购及股息情况 - 2018年12月董事会批准最高1亿美元普通股回购计划，初始授权最高5000万美元[222] - 2019年前9个月回购320.0162万股，均价每股11.02美元，花费3500万美元，截至9月30日共回购364.8823万股，花费3900万美元[223] - 2019年董事会批准每股0.12美元季度现金股息，截至10月31日已支付约4700万美元股息[224] 信贷协议情况 - 截至2019年9月30日，循环信贷协议（RBL）借款基数为4亿美元，可用借款额度为3.81亿美元[225] 现金流量情况 - 2019年前9个月经营活动提供现金1.55793亿美元，投资活动使用现金1.67664亿美元，融资活动使用现金5680.9万美元，现金净减少6868万美元[232] - 2019年前9个月经营活动现金较2018年同期增加约1.48亿美元，投资活动现金使用较2018年同期增加8500万美元[233][234] - 2019年前9个月融资活动使用现金约5700万美元，主要用于购买库存股3600万美元和支付普通股股息约2900万美元[235] 资产负债相关情况 - 截至2019年9月30日，应收账款较2018年12月31日增加600万美元，主要因销售增加[239] - 截至2019年9月30日，衍生工具资产和负债较2018年12月31日减少2500万美元[240] - 截至2019年9月30日，财产、厂房及设备较2018年12月31日增加1.65亿美元，主要因油气资产资本投资增加[242] - 其他非流动资产减少300万美元，主要是由于债务发行成本的摊销[247] - 权益减少900万美元，原因是回购库藏股3500万美元和宣布普通股股息3000万美元，这些减少被5100万美元的净收入和600万美元的股票激励奖励所抵消[249] 租赁协议情况 - 截至2019年9月30日，公司签订协议，从2019年8月起的8年内更换加利福尼亚州贝克斯菲尔德办公室租赁，总计约1100万美元[254] 套期保值头寸情况 - 截至2019年9月30日，公司套期保值头寸的公允价值为约6000万美元净资产[264] - 若2019年9月30日的石油和天然气指数价格上涨10%，套期保值头寸的公允价值将减少约3400万美元，变为约2700万美元净资产[264] - 若2019年9月30日的石油和天然气指数价格下跌10%，套期保值头寸的公允价值将增加约5000万美元，变为约1.1亿美元净资产[264]

业绩总结 - 2019年第三季度的生产量为29,600桶油当量/天，同比增长7.7%[21] - 2019年第三季度的调整后EBITDA为8400万美元，运营收入为4900万美元[85] - 2019年第三季度的全公司未对冲实现价格为每桶51.95美元，现金边际约为7.78美元[57] 用户数据 - 2019年第三季度的加州生产量为21.7千桶油当量/天，文图拉盆地为1.3千桶油当量/天[37] - 2018年加州的1P储量中，87%为原油，12%为天然气，1%为NGL[22] 未来展望 - 2019年预计的有机增长率为12%[9] - 预计2019年将进行约38次完井，计划新钻井包括5%的勘探、观察和服务井[42] - 2019年预计的年产量增长为12%[74] 新产品和新技术研发 - 2019年预计的资本支出范围为300万至500万美元[36] - 2019年第一季度，油气钻探结果显示，砂岩生产井数量为26，砂岩注入井数量为60，热沉积岩生产井数量为49[89] 市场扩张和并购 - 加州的原油市场与美国其他地区隔离，约70%的供应来自水路进口[52] - 加州炼油厂的原油处理能力为每日报价约1,500 MBbl/d，主要依赖于非美国来源[51] 负面信息 - 2019年第三季度的债务与已探明储量比为5.3倍，PV-10为20.27亿美元[77] - 2019年加州立法进展中，SB 246（油气开采税）和AB 345（油气：退避）均为两年法案，尚未对Berry产生影响[90] 其他新策略和有价值的信息 - 目标净债务与EBITDA比率为1.0至2.0倍，保持低杠杆水平[17] - 2019年预计资本支出将通过杠杆自由现金流进行资助[11] - 2019年第一季度，Kern交付的天然气月均价格为2.78美元/mmbtu[86] - 2019年第一季度，BRY燃料气价格的未对冲成本为3.00美元/mmbtu，预计未来气价波动将通过购买燃料合同进行管理[86]

财务数据和关键指标变化 - 二季度未对冲调整后EBITDA约为6600万美元，较一季度增加约1200万美元；对冲后调整后EBITDA为6300万美元，一季度为6900万美元 [42] - 二季度G&A费用增加，主要因3月年度股票授予带来的非现金股票薪酬增加；调整后G&A增加，主要因组织增长和系统增强；预计下半年产量增加后，G&A费用将显著改善 [44] - 二季度除所得税外的税费比一季度增加300万美元，主要因二季度温室气体配额市场价格上涨和一季度 severance税退款的影响，这些税费符合年度指引 [45] - 二季度调整后EBITDA覆盖了5700万美元的资本支出，杠杆自由现金流使用约1300万美元；截至二季度末，过去12个月杠杆自由现金流为正2200万美元，包括1.99亿美元资本支出、3700万美元利息和3700万美元股息支付 [46][47] - 7月底，4亿美元RBL信贷额度下可用额度为3.71亿美元，包括90万美元信用证和2000万美元借款；预计年底前还清循环信贷 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度产量环比增长1%，达到27500桶油当量/天；石油产量与一季度持平，为23600桶/天；二季度销售量为27400桶油当量/天，较一季度下降1%，主要因犹他州库存销售减少 [34][35] - 二季度运营成本（OpEx）从一季度的21.71美元/桶油当量降至20.38美元/桶油当量，主要因燃料气价格下降；本季度未考虑对冲影响的燃料实际成本平均为2.03美元/百万英热单位，上一季度为4.87美元/百万英热单位 [37][38] - 二季度燃料气使用量为75000百万英热单位/天，一季度为71000百万英热单位/天；随着更多热采项目上线，使用率将在年底增加 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 2012 - 2017年，加州汽油、馏分油和喷气燃料需求分别增长6%、8%和27% [19] - 目前加州每天消耗180万桶石油，70%供应来自水运进口，约60%来自外国，每年向其他国家输送约300亿美元 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于长期价值，通过现有资产增加产量，通过固定股息和股票回购向投资者返还资本和收益，并在杠杆自由现金流范围内运营 [21][49] - 积极考虑并购市场机会，但仅在认为能创造价值时进行交易 [14] - 积极与地方和州级利益相关者建立多元化合作关系，帮助加州实现低碳排放目标，同时稳定本州油气产量，减少对外国石油依赖 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年上半年资本计划为下半年产量增长奠定基础，预计下半年产量将大幅增长，且资本支出将减少 [10][12] - 对公司目前的增长态势感到满意，有信心团队能够在下半年执行计划 [23][40] - 认为市场尚未充分认识到公司的价值，相信市场最终会认可公司在勘探与生产领域的独特性和为股东提供的价值 [21][57] 其他重要信息 - 董事会批准了三季度每股0.12美元的股息，延续向股东返还价值的承诺 [9] - 自首次公开募股以来，已宣布4700万美元股息，并以3900万美元回购了4%的流通股 [8] - 今日将提交10 - Q文件，包括常规文件和未完成货架注册部分的重新提交；明天将提交通用货架文件，并将未完成货架注册声明的形式从S - 1改为S - 3，不涉及资本募集，仅为货架注册声明维护 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 能否帮助思考第三和第四季度的产量规划，6.5%的加州产量增长是否可作为整个第三季度的参考，要达到指引中点是否意味着第四季度产量大幅增长 - 增长主要由热采硅藻土产量驱动，上半年的资本投入使公司能够在今年剩余时间每月投产一个包含15 - 20口井的井组；蒸汽注入后1 - 2个月达到峰值产量，可参考5月投资者报告中的类型曲线进行建模；砂岩油井的生产活动在第三季度和第四季度初将保持稳定，这有助于使产量达到指引范围 [59][60][62] 问题2: 考虑到明年市场可能供应过剩、需求疲软以及已为布伦特原油设置的套期保值，如何考虑2020年的资本分配 - 目前还未准备好讨论2020年的情况，公司业务模式独特，会不断评估战略以确保为投资者创造最大价值；2020年可能面临一些挑战，增长可能不如目前，但会保护基础业务，在有价值的地方进行增长，并考虑向股东返还资本；11月的电话会议将提供更多关于2020年的清晰信息 [65][66] 问题3: 是否考虑提高股息或采用特别股息来返还过剩资本，以吸引更多关注 - 公司经常讨论这些问题，负责财务和流动性的人员担心过高的固定费用；正在全面考虑不同模式，以保护基础业务并考虑股东回报；11月会有更清晰的信息，公司始终着眼于长期价值 [69][70][71] 问题4: G&A调整中的重组和其他非经常性成本何时会消失，第二季度的生产税百分比是否可作为未来生产税的参考 - 重组成本基本已消除，非经常性噪音将大幅降低；系统启动等一次性事项仍存在，但总体影响较小；第二季度的 severance税更能代表全年情况，与年度指引的中值接近 [74][75] 问题5: 公司能否在11月前回到市场，更好地说明如何增加股东价值 - 做出该决定需要多方参与，目前无法承诺在11月前给出相关信息；公司在年度计划和指引范围内运营，但市场看法不同；公司会认真考虑该问题，同时确保计划具有可重复性；资产上线时间会影响产量，公司对下半年的生产情况感到满意 [79][80][81]