文章核心观点 筛选出24/7 Wall St.能源数据库中被低估的超高收益能源股息股票，推荐6只评级为买入的股票供投资者购买 [5] 行业情况 - 自2022年夏季油价达到120美元的峰值后，主要石油基准价格每月下跌，至12月初触底，较2022年6月的峰值下跌40%，许多石油巨头选择放缓或停止生产；去年3月，西德克萨斯中质原油价格跌至67.61美元，直至6月底油价突破该底部 [3] - 油价突破后涨至每桶90美元以上，但9月下旬遇阻，此后下跌22%；中东战争爆发且有扩大趋势，若该地区石油供应受威胁，油价可能大幅上涨 [4] 推荐股票情况 贝瑞公司（Berry Corporation） - 市盈率仅为2024年预期收益的9倍，股息率达14.79%，可能是大赢家 [8] - 是一家独立的上游能源公司，在美国西部开发和生产常规石油储备，业务包括勘探与生产（E&P）、油井服务与废弃处理（CJWS）两个部门 [8] - E&P部门在加利福尼亚州和犹他州开发和生产陆上低地质风险、长寿命的常规油气储量 [8] - CJWS部门为加州的石油和天然气生产公司提供场地服务，包括油井服务、废弃处理、水物流等 [9] 西维塔斯资源公司（Civitas Resources Inc.） - 市盈率为过去收益的7.24倍，股息率为9.78%，可能是2024年的总回报亮点 [11] - 是一家勘探和生产公司，专注于落基山脉地区的油气收购、开发和生产，主要在科罗拉多州丹佛 - 朱尔斯堡盆地的瓦滕伯格油田 [11] - 10月与文瑟能源公司达成协议，以约21亿美元收购西德克萨斯米德兰盆地的石油生产资产，预计本月完成收购 [11] 能源传输公司（Energy Transfer LP） - 是顶级的主有限合伙企业，股息分配率达9.40%，是投资者获取能源敞口和收益的安全选择 [13] - 拥有并运营美国最大、最多元化的能源资产组合之一，业务覆盖所有主要国内生产盆地 [13] - 核心业务包括天然气中游、州内和州际运输与储存、原油和天然气液体运输与终端、天然气液体分馏及收购和营销等 [13] - 拥有并运营超过11.4万英里的管道及相关资产，业务覆盖41个州，巩固了其中游行业的领先地位 [14] - 通过旗下的Energy Transfer Operating, L.P.，还拥有查尔斯湖液化天然气公司、太阳石油公司（Sunoco LP）的普通合伙人权益、激励分配权和2850万标准单位，以及美国压缩合作伙伴公司（USA Compression Partners, LP）的公共合伙人权益和3970万标准单位 [15] MPLX公司（MPLX LP） - 是阿莱里安MLP能源交易型开放式指数基金的顶级持仓股之一，股息率为9.15% [17] - 主要从事美国中西部和墨西哥湾沿岸地区的原油和精炼产品运输与终端业务，以及东北部的天然气收集和处理业务，由独立美国炼油商马拉松石油公司（Marathon Petroleum Corp）组建 [17] - 资产包括码头、原油和天然气收集系统、管道以及天然气和天然气液体处理与分馏设施 [17][18] 先锋自然资源公司（Pioneer Natural Resources） - 是许多华尔街分析师青睐的纯原油投资标的，采用可变股息策略，股息率达6.32% [20] - 是一家独立的油气勘探和生产公司，在美国勘探、开发和生产石油、天然气液体和天然气 [20] - 拥有100台油井服务钻机、100多台套管井、裸眼井、海上电缆测井装置和先进的连续油管装置支持生产服务 [21] - 去年10月，埃克森美孚公司（Exxon Mobil Corporation）宣布以595亿美元（每股253美元）的全股票交易收购先锋自然资源公司，交易隐含的企业总价值（包括净债务）约为645亿美元 [22] 平原全美管道公司（Plains All American Pipeline, L.P.） - 股价处于窄幅交易区间，有望突破，股息率为8.20% [24] - 通过子公司在美国和加拿大从事原油和天然气液体的管道运输、终端、储存和收集业务，业务分为原油和天然气液体两个部门 [24] - 原油部门通过管道、卡车、驳船或铁路运输和收集原油，提供终端、储存等设施相关服务和贸易活动 [24] - 天然气液体部门提供收集、分馏、储存、运输和终端服务，涉及乙烷、丙烷等精炼过程 [25]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第三季度生成了70百万美元的经调整EBITDA,较上一季度略有增加 [19] - 公司在第三季度生成了35百万美元的经调整自由现金流,较上一季度略有增加 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为25,300桶,高于上半年的平均水平,这是在资本支出较原计划减少30%的情况下实现的 [14] - 热采白垩岩储层的产量优于预期,得益于优化的注汽策略 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 无相关内容 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正积极寻求在加州以外的收购机会,关注美国西部岩盆地如Uinta、Piceance和Powder River等地区的优质资产 [35][36] - 公司正在Midway-Sunset油田的一个未开发区块进行测试,发现了可以不需要注汽就可以生产的浅层油气储层,初步结果超出预期 [17][29][30][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正在积极降低运营和管理费用,第三季度运营费用和调整后的管理费用分别下降约10%和12% [16] - 公司预计2023年产量将在指导范围内,并将进一步优化2024年及以后的自由现金流和股东回报 [15][20][21] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Charles Meade 提问** 询问Midway-Sunset新开发项目的具体情况,包括预期产能和总体储量潜力 [28][29][30][31][32][33] **Fernando Araujo 回答** 详细介绍了该项目的情况,包括目前的测试结果、未来的开发计划以及潜在的储量规模 [29][30][31][33] 问题2 **Nicholas Pope 提问** 询问公司未来收购计划的资金来源 [41][42][43][44] **Mike Helm 回答** 表示公司会利用信贷额度进行小规模的加州资产收购,同时通过减少资本支出来为此提供资金 [42][43][44] 问题3 **Steven Busch 提问** 询问公司在加州新钻井许可的情况 [49][50][51][52][53] **Fernando Araujo 回答** 详细介绍了公司手头的各类钻井许可情况,包括侧钻和新井,表示公司有充足的许可储备 [53][54]

财务表现 - 公司2023年第三季度净亏损为4506.2万美元，相比2022年同期的净利润1.916亿美元大幅下降[106] - 公司2023年第三季度总收入为1.188亿美元，相比2022年同期的3.764亿美元下降68.4%[106] - 公司2023年第三季度石油、天然气和天然气液体销售收入为1.726亿美元，相比2022年同期的2.036亿美元下降15.2%[106] - 公司2023年第三季度服务收入为4551.1万美元，相比2022年同期的4859.4万美元下降6.3%[106] - 公司2023年第三季度电力销售收入为384.9万美元，相比2022年同期的971.1万美元下降60.4%[106] - 公司2023年第三季度石油和天然气销售衍生品亏损1.0328亿美元，相比2022年同期的盈利1.1428亿美元大幅恶化[106] - 公司2023年第三季度总支出为1.7006亿美元，相比2022年同期的1.6601亿美元增长2.4%[106] - 公司2023年第三季度利息支出为910.1万美元，相比2022年同期的786.7万美元增长15.7%[106] - 公司2023年第三季度有效税率为25%，相比2022年同期的5%大幅上升[110] - 公司2023年前九个月服务收入增长3百万美元，增幅2%，达到1.38亿美元[109] - 公司2023年9个月的净亏损为25,151千美元，而2022年同期净利润为178,204千美元[126] - 公司2023年9个月的经营活动产生的现金流量为119,639千美元，较2022年同期的255,534千美元下降53.2%[126] - 公司2023年9个月的投资活动现金流出为126,450千美元，主要用于资本支出和收购[126] - 公司2023年9个月的融资活动现金流出为22,239千美元，主要用于偿还债务和支付股息[126] - 公司2023年9个月的现金及现金等价物减少29,050千美元，期末余额为17,200千美元[126] - 公司2023年9个月的衍生品总损失为48,901千美元，较2022年同期的40,902千美元增加19.5%[126] - 公司2023年9个月的资本支出为56,124千美元，较2022年同期的102,523千美元减少45.3%[126] - 公司2023年9个月的收购净支出为59,895千美元，较2022年同期的21,270千美元增加181.7%[126] - 公司2023年9个月的调整后净利润为28,804千美元，较2022年同期的150,015千美元下降80.8%[140] - 公司2023年9个月的稀释每股收益为-0.32美元，较2022年同期的2.13美元大幅下降[140] 股东权益与股息 - 截至2022年9月30日，公司股东权益为769,249美元[63] - 公司在2022年9月30日宣布每股0.62美元的普通股股息，总计48,831美元[63] - 公司2023年第三季度的净亏损为45,062万美元，导致股东权益从760,575万美元降至708,119万美元[124] - 公司预计将继续支付季度现金股息，具体金额取决于未来收益、财务状况和资本需求等因素[208] 股票回购与资本支出 - 公司股票回购计划可能通过公开市场、私下协商交易或其他方式进行，具体取决于市场条件和股价等因素[32] - 2023年2月，公司董事会批准增加1.02亿美元股票回购授权，截至2023年9月30日，剩余回购授权为1.9亿美元[209] - 截至2023年9月30日，公司已回购11,949,247股股票，总金额约为1.14亿美元[180] - 2023年前九个月的资本支出减少了56,124万美元，相比2022年同期的102,523万美元有所下降[120] - 2023年前九个月的净现金用于投资活动为126,450万美元，相比2022年同期的109,664万美元有所增加[120] 债务与融资 - 截至2023年9月30日，公司2021年RBL Facility的未偿还借款为5700万美元，信用证未偿还金额为1000万美元，可用借款额度为1.33亿美元[158] - 截至2023年10月31日，公司已将2021年RBL Facility的借款减少至4900万美元[158] - 2022年ABL Facility的借款基础为1500万美元，利率为华尔街日报基准利率加1.25%[159] - 截至2023年9月30日，CJWS在2022年ABL Facility下无借款，信用证未偿还金额为200万美元，可用借款额度为1300万美元[161] - 公司2026年到期的高级无担保票据总额为4亿美元，利率为7.0%[162] - 公司计划在2026年票据回购计划中最多花费7500万美元，但尚未进行任何回购[164] - 公司长期债务净额为4.53667亿美元，其中包括2021年RBL Facility、2022年ABL Facility和2026年票据[183] - 公司2023年第三季度的债务摊销费用为100万美元，2023年前九个月的债务摊销费用为200万美元[184] - 公司2021年RBL信贷额度将于2025年8月26日到期，用于一般企业用途，包括营运资金[186] - 截至2023年9月30日，公司符合所有债务契约要求，杠杆比率不超过2.75:1，流动比率不低于1.0:1[187] - 2022年ABL信贷额度要求公司总负债与有形净资产比率不超过1.5:1，截至2023年9月30日，公司符合所有债务契约[189] - 2023年3月，公司修订了2022年ABL信贷额度，替换了部分抵押品[190] - 公司2026年高级无担保票据由Berry Corp.全额无条件担保[191] 气候相关披露与成本 - 加州气候企业数据问责法案（CCDAA）要求年收入超过10亿美元的公司公开披露并验证其温室气体排放[31] - 公司可能在2026年开始面临与气候相关披露要求相关的额外成本和资本获取限制[31] - 截至2023年9月30日，公司其他非流动负债包括约4000万美元的温室气体负债，将于2024年第四季度到期[214] 公司治理与内部控制 - 公司在2023年第三季度未发生对其财务报告内部控制产生重大影响的变化[25] - 公司在2023年第三季度未有任何董事或高管采用或终止“Rule 10b5-1交易安排”[33] 诉讼与和解 - 公司与证券集体诉讼达成和解，和解金额为250万美元[27] 收购与资产 - 2023年7月，公司以约7000万美元收购Macpherson Energy，其中5300万美元已在交易完成时支付，剩余2000万美元将于2024年7月支付[216] - Macpherson Energy的资产为高质量、低递减的石油生产资产，与公司现有的Kern County农村资产组合自然契合[220] - 收购的总资产为9641.7万美元[218] - 收购的净资产为7305.9万美元[218] 运营费用与收入 - 租赁运营费用在2023年前九个月增加了16%，达到2.49亿美元，其中68%的增长是由于加州蒸汽设施的天然气（燃料）价格上涨[111] - 2023年前九个月的租赁运营费用（不包括燃料）增加了1100万美元，主要由于电力成本增加和天气相关的外部服务及租赁维护费用增加[111] - 2023年前九个月的电力销售下降了43%，从3.15亿美元降至1.8亿美元[113] - 2023年前九个月的运输销售下降了50%，从600万美元降至300万美元[113] - 2023年前九个月的营销收入下降了100%，从400万美元降至0美元[113] 衍生品与对冲 - 公司使用衍生工具对冲油价波动风险，2023年第四季度原油对冲量为1,407,600桶，加权平均价格为77.61美元/桶[199] 其他财务信息 - 公司现金及现金等价物为384.5万美元[218] - 应收账款净额为1269.4万美元[218] - 其他流动资产为154.1万美元[218] - 物业及设备为7647.2万美元[218] - 其他非流动资产为186.5万美元[218] - 2023年第三季度的递延所得税长期增加了1100万美元，主要是由于第三季度的账面亏损的税务影响[121] - 2023年9月30日止的三个月和九个月期间，未将RSU和PSU股份计入稀释每股收益计算，因其影响为反稀释[222]

财务数据和关键指标变化 - 本季度调整后EBITDA总计6900万美元，第一季度为5900万美元，增长17%，主要因产量增加和租赁运营费用降低 [6] - 租赁运营费用（含天然气购买套期保值影响）较第一季度下降23%，主要归因于燃料成本和租赁维护成本降低 [30] - 调整后的G&A费用较第一季度略有下降，预计全年剩余时间将持续改善 [51] - 第二季度调整后自由现金流为3400万美元，考虑第一季度营运资金使用后，上半年累计净调整后自由现金流为700万美元 [51] - 预计2023年资本支出比初始指引约低3500万美元，因部分资金用于Macpherson交易 [48] - 基于当前预测和每桶75美元的布伦特原油价格，2024年Macpherson交易完成后，合并后公司的调整后自由现金流预计比未收购时高15% - 25% [49] 各条业务线数据和关键指标变化 - 产量环比增长近7%，即每天增加超1600桶，且使用的资本低于计划 [4] - 基本产量预计占2023年总产量的95%以上，表现优于计划，得益于加州油田优化蒸汽注入策略的实施 [4] - 部分第二季度产量增长与恢复第一季度延迟生产有关，其余产量来自成功的修井和侧钻活动 [28] 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 - 公司致力于通过收购增值生产性资产实现增长，目前正在推进以7000万美元现金收购Macpherson Energy Corporation的交易，预计第三季度末完成 [9][10] - 公司股东回报模式基于年度调整后自由现金流，支付固定股息后，20%用于可变股息，其余80%用于机会性债务和股票回购、战略增长及收购生产性资产 [11] - 公司认为当前行业和市场条件有利于并购，积极寻求符合股东价值最大化战略的机会，包括在克恩县、犹他州等地评估生产性资产 [53][54] - 公司在ESG方面目标是成为良好企业公民，减少环境影响，在碳捕获项目上倾向跟随而非引领，正与各方探讨将排放物收集并交付给第三方的可能性 [41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2023年全年业绩充满信心，预计当前业务全年业绩符合先前指引，但资本支出低于预期 [48] - 公司认为加州当前监管环境促使更多企业重新评估战略方向，为并购创造机会，行业未来趋势是整合以实现运营协同效应 [14][37] - 法院于1月发布暂缓令，上诉程序正在进行，预计年底或明年初有裁决，公司有信心法院将恢复克恩县EIR，并已准备好约84份克恩县许可证 [19] 其他重要信息 - 公司在第二季度回购约140万股普通股，花费约1000万美元，平均价格为每股7.04美元，另有1.9亿美元授权用于未来股票回购，7500万美元授权用于债务回购 [52] - 公司南贝里奇物业的太阳能项目已完成，预计每年可降低电力成本约30万美元，同时减少碳足迹 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 加州当前监管环境下并购机会情况 - 公司表示在加州看到并购机会增加，因当前监管环境促使更多企业重新评估战略方向，公司正与多方积极沟通，认为行业未来趋势是整合以实现运营协同效应，且在克恩县东西两侧都看到机会 [14][17][37] 问题2: 加州资源公司拆分业务结构对公司资产是否相关 - 公司认为与加州资源公司的主要区别在于规模，公司在ESG方面目标是成为良好企业公民，减少环境影响，在碳捕获项目上倾向跟随而非引领，因规模较小无法开展类似项目 [41] 问题3: 克恩县法院程序时间表是否有变化 - 法院于1月发布暂缓令，上诉程序正在进行，预计年底或明年初有裁决，公司有信心法院将恢复克恩县EIR，并已准备好约84份克恩县许可证 [19] 问题4: 更多类似Macpherson的并购机会前景如何 - 公司表示继续评估克恩县、犹他州等地的生产性资产，寻找能与公司战略契合、实现运营协同效应和提升资产价值的机会，目前正积极寻找不同机会 [54] 问题5: Macpherson资产的机会集与公司现有业务有何不同或优势 - 文档未提及该问题的明确回答 [55]

2021 RBL信贷安排情况 - 截至2023年6月30日，2021 RBL信贷安排有5亿美元循环信贷承诺、2亿美元借款基数和总选定承诺，以及2000万美元信用证发行子限额，有2500万美元未偿还借款、1000万美元未偿还信用证，约1.65亿美元可用借款额度[145][147] - 2021 RBL信贷安排要求公司每季度末合并维持杠杆比率不超过2.75:1，流动比率不低于1:1，截至2023年6月30日，公司遵守所有债务契约[146] - 2023年5月10日，2021年RBL信贷安排借款基数从2.5亿美元降至2亿美元，最高综合杠杆率降至2.75倍[175] - 2021年RBL信贷安排未使用承诺费为0.50%，借款利率根据选择不同，基础利率加2.0% - 3.0%或期限SOFR参考利率加3.0% - 4.0%[176] 2022 ABL信贷安排情况 - 截至2023年6月30日，C&J和C&J Management可在2022 ABL信贷安排下借款不超过1500万美元和借款基数中的较低者，借款基数为合格应收账款余额的80%，即1400万美元，信用证子限额为750万美元[148] - 2022 ABL信贷安排下循环贷款未偿还本金的年利率为《华尔街日报》优惠利率加1.25%，该信贷安排于2025年6月5日到期[148] - 2023年3月，公司对2022 ABL信贷安排进行修订，替换某些抵押品[149] 公司财务关键指标变化 - 2023年6月30日，公司调整后自由现金流为3377.4万美元；2023年3月31日为 - 2668.1万美元；2022年6月30日为7438.2万美元；2023年上半年为709.3万美元；2022年上半年为9123.9万美元[163] - 2023年6月30日，公司净收入为2577万美元，摊薄后每股0.33美元；2023年3月31日净亏损585.9万美元，摊薄后每股 - 0.07美元；2022年6月30日净收入4335.4万美元，摊薄后每股0.52美元[166] - 2023年6月30日，公司调整后净收入为1166.6万美元，摊薄后每股0.15美元；2023年3月31日为530.7万美元，摊薄后每股0.07美元；2022年6月30日为5359.1万美元，摊薄后每股0.65美元[166] - 2023年6月30日，公司调整后净收入基本每股收益为0.15美元，摊薄后每股收益为0.15美元；2023年3月31日基本和摊薄后每股收益均为0.07美元；2022年6月30日基本每股收益为0.67美元，摊薄后每股收益为0.65美元[166] - 2023年6月30日，公司普通股加权平均流通股基本数量为76721千股，摊薄后为79285千股；2023年3月31日基本为76112千股，摊薄后为79210千股；2022年6月30日基本为79596千股，摊薄后为83015千股[166] - 2023年6月30日净收入为19,911千美元，每股0.25美元；2022年同期净亏损13,456千美元，每股亏损0.16美元[168] - 2023年调整后净收入为16,973千美元，每股0.21美元；2022年为73,037千美元，每股0.88美元[168] - 2023年6月30日一般及行政费用为22,488千美元，调整后为19,109千美元；2022年分别为23,183千美元和18,920千美元[171] 公司股息与股东回报情况 - 2023年将季度固定股息提高一倍至每股0.12美元，2023年调整后自由现金流年度累计分配80%用于债务或股票回购等，20%用于可变股息[173] - 自首次公开募股以来，公司已向股东返还3.63亿美元，占首次公开募股收益的330%，包括2.49亿美元股息和1.14亿美元回购1190万股，占2023年6月30日流通股的16%[173] 公司其他债务情况 - 2018年2月，公司私募发行4亿美元7.0%高级无担保票据，扣除费用后净收益约3.91亿美元[182] 公司普通股流通股数量情况 - 截至2023年7月31日，公司普通股流通股数量为75,661,266股[186] 公司市场风险与套期保值情况 - 公司面临的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[258] - 2023年6月30日，公司套期保值头寸的公允价值为约300万美元净资产[259] - 石油和天然气指数价格较2023年6月30日价格上涨10%，将导致约5400万美元净负债[259] - 石油和天然气指数价格较2023年6月30日价格下跌10%，将导致约6200万美元净资产[259]

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

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

财务数据关键指标变化 - 2022年调整后自由现金流为2亿美元，其中1.89亿美元以股息和股票回购形式返还给股东，包括1.19亿美元可变现金股息、0.19亿美元固定现金股息和0.51亿美元股票回购[121] - 2023年2月初更新股东回报模型，将季度固定股息提高一倍至每股0.12美元，调整后自由现金流分配为80%用于机会性债务或股票回购，20%用于可变股息[122] - 截至2022年12月31日，公司流动性为2.52亿美元，包括0.046亿美元现金、1.93亿美元2021年RBL信贷额度可用借款和0.013亿美元CJWS 2022 ABL信贷额度可用借款，杠杆比率为1.2:1[126] - 自2018年IPO至2022年12月31日，公司通过股息和股票回购向股东返还约3.28亿美元，占IPO收益的298%，回购约14%的流通股，目前有2亿美元授权用于未来股票回购，董事会授权最多0.75亿美元用于机会性回购2026年票据[128] - 2022年公司宣布每股总计1.54美元的可变股息和0.24美元的固定股息，自IPO以来共向股东返还3.28亿美元，包括2.24亿美元固定和可变股息以及1.04亿美元用于回购1050万股股票，占2022年12月31日流通股的14%[133] - 2022年和2021年公司总资本支出分别约为1.53亿美元和1.33亿美元，2022年E&P和企业支出为1.45亿美元，2021年为1.32亿美元，2022年约61%和39%的资本支出分别用于加州和犹他州业务[159] - 公司计划将60%以现金可变股息形式按季度支付，40%用于机会性增长[152][153] - 2023年勘探与生产运营和企业活动资本支出预算在9500万至1.05亿美元之间，不包括约800万美元的CJWS相关支出[188] - 2022年12月31日，布伦特原油和亨利中心天然气的未加权算术平均月初价格分别为每桶100.25美元和每百万英热单位6.40美元[179] - 2022年12月31日，未加权算术平均首月价格为布伦特原油和NGLs每桶100.25美元、亨利枢纽天然气每百万英热单位6.40美元[210] - 2022年公司向PBF Holding、Tesoro Refining and Marketing和Phillips 66的销售额分别约占总销售额的33%、16%和10%；截至2022年12月31日，来自这三家客户的应收账款分别约占总应收账款的33%、16%和13%[233] - 2022年公司在加州和犹他州的净正价格修订储量均为100万桶油当量[242] - 2022年公司将约200万桶油当量的未开发已探明储量转为已开发已探明储量，为此投入约3000万美元资本[245] 各条业务线数据关键指标变化 - 产量相关 - 2022年基础产量占总产量的94%，公司目标是保护基础产量并将其下降率降至最低，以维持年产量相对稳定[124] - 2022年底加州已探明储量约占公司总已探明储量的76%，2022年平均日产量为2.13万桶油当量，占比82%[148] - 2022年底尤因塔盆地已探明储量约占公司总已探明储量的24%，2022年平均日产量为4800桶油当量，占比18%[165] - 2023年预计石油产量约占总产量的92%，与2022年一致[188] - 2022年和2021年平均日产量：2022年石油2.4万桶/日、天然气1020万立方英尺/日、NGLs 0.04万桶/日，总计2.61万桶油当量/日；2021年石油2.42万桶/日、天然气1710万立方英尺/日、NGLs 0.04万桶/日，总计2.74万桶油当量/日[202] - 2022年SJV Midway Sunset石油产量为5630千桶，SJV Belridge Hill石油产量为1551千桶[221] - 2022年圣华金和文图拉盆地、尤因塔盆地石油钻探数量分别为72口和13口，总计85口；2021年分别为181口和10口，总计191口；2020年圣华金和文图拉盆地为45口，总计45口[225] - 公司预计2023年计划产量的超90%将来自基础产量，其余来自修井、侧钻等现有井筒相关活动以及少量已获或预计获得许可的新井[287] 各条业务线数据关键指标变化 - 储量相关 - 截至2022年底，公司估计总已探明储量为1.1亿桶油当量，较2021年底的9700万桶油当量增加2300万桶油当量，增幅24%，2022年储量替换率为236%[177] - 2022年加州有700万桶油当量的负其他修订，主要因北中途日落油田热硅藻土开发计划变更[184] - 2022年加州已探明未开发储量增加900万桶油当量，主要因扩展，部分被修订抵消，有800万桶油当量的负其他修订[185] - 2022年12月31日，公司总探明储量为1.1亿桶油当量，其中PDP为5300万桶油当量占49%、PDNP为900万桶油当量占8%、PUD为4800万桶油当量占43%[208] - 2022年，公司从扩展项目中增加了2500万桶油当量的探明未开发储量[214] - 公司整体已探明储量在开采前增加2300万桶油当量，增幅24%，新增储量替换率为236%[242] - 2022年2月公司收购羚羊溪，在犹他州新增700万桶油当量的已探明储量[243] 各条业务线数据关键指标变化 - 资产相关 - 公司加州已探明未开发储量预计单井回报率约为100%，目前运营约97%的生产井，预计对已确定的总钻井位置保持该控制水平，加州91%的土地由生产和产权持有[137] - 加州炼油厂约70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口，公司州内生产和低成本原油运输选择，加上受布伦特原油价格影响的定价，有望在典型商品价格周期内实现正现金利润率[138] - 公司目前在克恩县圣华金盆地持有约1.5万英亩净土地，其中91%由生产和产权持有，约12%的加州土地位于联邦土地上，100%由生产持有，加州资产平均工作权益为97%[146] - 公司通过CJWS运营72台修井机及相关设备，致力于减少全州逃逸性排放[158][168] - 公司运营约97%的生产井，截至2022年底，未来三年到期租约覆盖的净面积约占总净面积的2%，其中55%在犹他州[174] - 截至2022年12月31日，公司确定了9813个已证实和未证实的总钻井位置[203] - 公司水物流业务拥有247辆水物流卡车和约1370件租赁设备[199] - 公司约92%的加州原油产量通过管道连接加州市场，加州炼油厂约70%的原油需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口[230] - 公司四个热电联产设施的总铭牌发电容量约为66兆瓦[231] - 公司确定的总钻探位置（毛）为9813个，其中PUD钻探位置（毛）为935个，未证实钻探位置（毛）为8878个[251] - 公司拥有权益的油井总数中，蒸汽驱和水驱注入井共406口，其中加州395口，犹他州11口[254] - 已开发油井方面，毛井数加州7135口、犹他州46987口，共计54122口；净井数加州7110口、犹他州45227口，共计52337口。未开发油井方面，毛井数加州12286口、犹他州64943口，共计77229口；净井数加州7988口、犹他州56267口，共计64255口[255] - 公司拥有62台完全许可的常规蒸汽发生器，其运行数量取决于实现目标注入率所需的蒸汽量以及天然气价格与石油产量和销售油价的对比[260] - 公司一座热电联产设施生产的电力根据加州公共事业委员会批准的长期电力购买协议出售给太平洋燃气与电力公司，协议将于2026年11月到期[264] - 公司在尤因塔盆地持有约10.1万净英亩土地，其中92%由生产持有[194] 各条业务线数据关键指标变化 - 运营相关 - 2023年公司资本计划重点是已获许可或已完成加州环境质量法案分析的新井钻探，以及现有井筒的修井和其他活动，也可能利用资本灵活性进行增值收购[143] - 2022年全年，公司平均每天向电网出售约1005兆瓦时热电联产电力，平均每天为租赁业务消耗约293兆瓦时热电联产电力，四个热电联产设施平均每天生产约24000桶[263] - 2022年12月中旬，加州天然气价格一度高达每百万英热单位50.79美元，公司通过临时关闭一个热电联产设施和减少其他业务中的蒸汽生产来降低天然气消耗[266] - 公司将大部分天然气液体出售给第三方，采用基于市场的定价，销售一般依据加工合同或短期销售合同[262] 政策与风险相关 - 2024年起，《降低通胀法案》的甲烷排放收费将对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放收费，2024年为每公吨泄漏甲烷900美元，2025年升至1200美元，2026年及以后为1500美元[277] - 加州要求到2045年实现全州范围内的碳中和以及使用100%零碳电力，州长要求分析到2045年逐步淘汰该州石油开采的途径，但2022年最终规划确定因运输部门对化石燃料的持续需求，完全淘汰不可行[289] - 2020年10月，加州州长发布行政命令，设定到2030年保护至少30%加州土地和沿海水域的目标[308] - 公司可能无法使用部分净运营亏损结转和其他税收属性来减少未来美国联邦和州所得税义务，这可能对现金流产生不利影响[299] - 公司业务需要持续的资本支出，但可能无法筹集资金[300] - 通胀可能对公司控制成本的能力产生不利影响[300] - 公司对冲活动限制了其从大宗商品价格上涨中充分受益的能力，且可能无法完全抵御价格下跌[300] - 公司现有债务协议的限制性条款可能限制其增长、财务灵活性和开展某些活动的能力，贷款人可能减少可供投资的资金[300] - 公司可能无法产生足够现金来偿还债务[300] - 大宗商品价格下跌、预期资本开发变化、运营成本增加或油井性能不利变化可能导致资产账面价值减记[300] - 公司在加州克恩县开展油气活动获取许可证存在重大不确定性，可能影响财务状况和经营成果[303] - 2022年上半年原油价格上涨部分归因于俄乌冲突对全球大宗商品和金融市场的影响，冲突停止可能导致大宗商品价格下跌，减少公司油气生产收入[313]

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

业绩总结 - 第三季度每股分红为0.47美元，其中固定分红为0.06美元，变动分红为0.41美元[8] - 调整后EBITDA为9700万美元（包括C&J Well Services）[8] - 2022年第三季度的调整后EBITDA为3400万美元，92%的产量为原油[74] - 自2018年首次公开募股以来，公司已向股东支付固定和变动股息约1.88亿美元[13] - 自2018年首次公开募股以来，公司已回购约9400万美元的股票，总资本回报超过2.82亿美元[13] - 年度自由现金流约为2.5亿美元[35] - 每股自由现金流约为3美元，基于7680万股[35] 用户数据 - 第三季度总产量为25,800桶油当量/天，其中92%为原油，约23,700桶油当量/天[8] - 加州的原油产量为20,800桶/天[8] - 2022年日均产量约为26,500桶油当量[35] - 加州第三季度的产量为20,800桶油当量/天，100%为原油[39] 未来展望 - 预计2022年每股现金回报为1.60至1.75美元[15] - 预计2022年资本支出为4100万美元，其中170万美元用于C&J收购[74] - 2022年预计的自然气购买对冲价格为每百万英热单位约4.00美元，覆盖约75%的日常需求[8] 新产品和新技术研发 - 计划在Poso Creek和Hill租赁地建设4至10兆瓦的太阳能发电项目[69] 市场扩张和并购 - 公司在2021年收购C&J Well Services的交易金额约为4300万美元[20] - 加州的油气市场与美国其他地区隔离，导致油价优势[55] - 公司在加州的闲置井管理市场潜在价值约为60亿美元[67] 负面信息 - 截至2022年9月30日，公司的杠杆率为1.0倍，低于2.0倍的目标[20] 其他新策略和有价值的信息 - 60%的自由现金流（约1.5亿美元）将通过股息和债务回购返还给股东[36] - 40%的自由现金流（约1亿美元）用于有机增长、股票回购和资本保留[36] - 截至2022年10月31日，第四季度的布伦特原油对冲价格为78.24美元/桶[56] - 截至2022年10月31日，Q4 2022的Henry Hub消费者保护合约名义量为40,000 mmbtu，价格为$4.00/$2.75[61] - 2021年总证明储量的现值（PV10）为15亿美元，主要位于加州的油气富集盆地[75] - 2021年储量替代比率为120%[75] - Kern River管道系统的日处理能力为2.17亿立方英尺[59] - 自2022年5月1日起，合同总量为48,200 mmbtu/d，满足公司高达80%的天然气需求[57]