公司战略与资金分配 - 公司战略是发展油气资产，同时在脱碳和能源转型新兴行业寻找机会[18] - 未来几年计划将约50%的运营现金流投入勘探和生产业务[18] - 未来几年计划将约25%的运营现金流用于股东回报和其他战略机会[19] - 未来几年计划将约25%的运营现金流投入碳管理项目[22] - 公司未来几年计划将约50%的运营现金流投入勘探和生产业务，聚焦低风险、高回报投资以维持石油产量[18] - 公司未来几年计划将约25%的运营现金流用于股东回报和其他战略机会，2021年采用股息政策，预计季度股息为每股0.17美元，还采用3.5亿美元股票回购计划，截至2021年12月31日已回购4089988股，均价36.08美元/股[19] - 公司未来几年计划将约25%的运营现金流投入碳管理项目，包括Carbon TerraVault、评估CalCapture项目可行性及推进多个太阳能项目[22] 股东回报 - 2021年采用股息政策，预计季度股息为每股0.17美元[19] - 采用3.5亿美元股票回购计划，截至2021年12月31日已回购4089988股，均价36.08美元/股[19] ESG相关 - 2022年管理层年度激励中30%与ESG相关指标挂钩[21] - 公司2022年管理层年度激励中30%与ESG相关指标挂钩，2021年石油泄漏预防率达99.9997%，员工和承包商总可记录事故率为0.43/100[21] 资源储量 - 截至2021年12月31日，探明储量总计4.8亿桶油当量[25] - 截至2021年12月31日，公司探明储量总计4.8亿桶油当量，其中原油和凝析油储量3.43亿桶，NGL储量4100万桶，天然气储量5760亿立方英尺（9600万桶油当量）[25] - 公司已探明石油储量为3.43亿桶，天然气储量为5760亿立方英尺，总储量为4.8亿桶油当量[27] - 截至2021年12月31日，公司估计已探明石油储量3.43亿桶、天然气液4100万桶、天然气5760亿立方英尺，总计4.8亿桶油当量[52] - 截至2021年12月31日，公司估计已探明石油储量为3.43亿桶，天然气液储量为4100万桶，天然气储量为5760亿立方英尺，总计4.8亿桶油当量[52] - 2021年公司已探明储量增加3800万桶油当量，主要因价格相关修订增加6400万桶油当量、业绩相关修订增加900万桶油当量等[54] - 2021年公司已探明储量变化主要包括价格相关修订增加6400万桶油当量、业绩相关修订增加900万桶油当量等，年末储量为4.8亿桶油当量[54] - 2021年公司已探明未开发储量增加1500万桶油当量，主要因业绩相关修订增加1700万桶油当量、价格相关修订增加100万桶油当量等[59] - 2021年公司已探明未开发储量变化主要包括价格相关修订增加100万桶油当量、业绩相关修订增加1700万桶油当量等，年末储量为7500万桶油当量[59] - 公司将600万桶油当量已探明未开发储量转化为已探明开发储量，转化率约10%，投资约6400万美元[63] - 公司将600万桶油当量的已探明未开发储量转化为已探明开发储量，转化率约为年初已探明未开发储量的10%，投资约6400万美元[63] - 截至2021年12月31日，约22%已探明开发石油储量、8%已探明开发天然气液储量、16%已探明开发天然气储量和19%的总已探明开发储量为非生产性[52] - 截至2021年12月31日，约22%的已探明开发石油储量、8%的已探明开发天然气液储量、16%的已探明开发天然气储量以及总体19%的已探明开发储量处于非生产状态[52] 矿权情况 - 截至2021年12月31日，持有约190万净矿权英亩[26] - 公司总净矿权面积为189.1万英亩，平均净矿权费用持有率为69%[27] - 若无法延长租约，2022 - 2024年分别有7.2万、4.6万和3.4万净矿权英亩到期，占2021年底总净未开发矿权面积的13%和总净矿权面积的8%[40] - 截至2021年12月31日，公司持有约190万净矿权英亩，运营资产涵盖99个不同油田和约10000口运营井[26] - 公司总净矿权面积为189.1万英亩，平均净矿权费用持有率为69%[27] - 若无法建立生产或延长租赁条款，2022 - 2024年分别有7.2万、4.6万和3.4万净矿权英亩到期，占2021年底总净未开发面积13%和总净面积8%[40] 产量情况 - 2021年全年平均净产量约为10万桶油当量/天[26] - 公司总净产量为3600万桶油当量，平均日净产量为10万桶油当量[27] - 2021年公司平均日产量为10万桶油当量，总产量为3600万桶油当量，平均实现油价（有套期保值）为56.05美元/桶[42] - 2021年全年公司平均净产量约10万桶油当量/天（60%为石油），截至2021年12月31日平均净收入权益为85%[26] - 公司2021年总净产量为3600万桶油当量，平均日净产量为10万桶油当量[27] - 公司2021年平均日产量中，石油6万桶/日、NGLs 1.3万桶/日、天然气1.59亿立方英尺/日，总产量3600万桶油当量[42] 油田运营 - 公司运营99个生产油田，平均净收入权益为85%[27] - 2021年12月31日，公司在圣华金盆地运营3台钻机，洛杉矶盆地运营1台钻机[27] - 公司在埃尔克山拥有高效的天然气处理设施和发电厂，天然气处理能力超5.2亿立方英尺/天[31] - 公司在圣华金盆地拥有约80万英亩的3D地震库，占该盆地总矿权面积的50%[32] - 公司在圣华金盆地拥有大量工作、地表和矿权权益，其埃尔克山油田是最大生产资产[29] - 公司在洛杉矶盆地的威尔明顿和亨廷顿海滩油田有重要业务，部分生产受类似产量分成合同约束[33] - 公司在萨克拉门托盆地有大量矿权面积，有未来开发和产量增长潜力[34] - 2021年第四季度公司剥离了文图拉盆地大部分资产，剩余资产预计2022年上半年出售[35] 储量审计与估算 - 2021年Ryder Scott审计公司总探明储量的47%，NSAI审计35%，公司与独立工程师储量估计的总差异小于10%，在石油工程师协会可接受范围内[71][72] - 公司2021年已探明储量及相关未来净现金流折现估计由技术人员在运营和财务人员协助下完成，由管理层负责[67] - 估计已探明储量基于经济可采性合理确定性及管理层开发储备资金承诺，通过预测产量、运营成本和资本投资估算储量[67] - 公司2021年估计已探明储量及相关折现未来净现金流由技术人员在运营和财务人员协助下完成，由管理层负责[67] - 估计已探明储量基于经济可采性的合理确定性和管理层开发储备的资金承诺，储量体积通过产量、运营成本和资本投资预测来估算[67] - 副总裁负责监督储量估算的编制工作，有超25年油气行业技术和领导经验[69] - 证实已开发储量指通过现有井、设备和操作方法预计可采出的储量，额外投资成本相对较小[68] - 证实未开发储量指预计从未钻探面积的新井或需较大支出的现有井中采出的储量[68] 开发井与生产井情况 - 截至2021年12月31日，已探明未开发储量的总毛确定钻井位置为663个，其中圣华金盆地401个，洛杉矶盆地262个[78] - 2021年开发生产井方面，圣华金盆地109.4口，洛杉矶盆地6.5口，总计115.9口[80] - 截至2021年12月31日，正在进行或待完成的开发井总净井数为13.3口，其中圣华金盆地12.3口，洛杉矶盆地1口[81] - 截至2021年12月31日，生产井平均工作权益为89%，生产油气井总数分别为9358口和907口，净井数分别为8423口和837口[82][84] 勘探项目 - 公司有65个勘探前景项目，2022年资本计划未分配资金用于勘探钻井[85] 净零目标与CCS项目 - 2021年11月公司董事会宣布全范围净零目标，通过子公司开展多个CCS项目，已为两个项目申请许可[86] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司约有970名员工，约50名员工受集体谈判协议覆盖[90] - 截至2021年12月31日，公司19%的员工和18%的高级经理为女性，38%的员工和21%的高级经理具有不同种族背景，董事会中33%为女性[94] 产品销售与市场 - 公司几乎将所有原油销售到加州炼油市场，天然气按平均月度指数定价每日销售到加州市场[98][100] - 天然气价格上涨虽增加蒸汽驱项目和发电运营成本，但因净收入增加仍对运营结果有净积极影响；价格下降则降低运营成本，但对财务结果有净负面影响[101] - 公司有6500桶/日的NGL管道运输合同，并已履行所有运输承诺[104] - 截至2021年12月31日，公司有52万桶/日的石油交付承诺至2022年3月，12万桶/日的NGL交付承诺至2022年3月，3200万立方英尺/日的天然气交付承诺至2022年10月[106] - 有三个客户分别占公司销售额至少10%，合计占比51%，均来自原油精炼行业[111] - 公司面临来自其他勘探生产公司、外国油气公司以及风能和太阳能等能源的竞争，加州约70%的石油依赖进口[113][115] 基础设施 - 公司拥有6座天然气处理厂，总产能54300万立方英尺/日；3座发电厂，总产能643兆瓦；超30台蒸汽发生器/厂，产能150万桶/日等基础设施[117] 法规监管 - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，若克恩县EIR未恢复或修改，获取钻探许可证可能延迟或成本增加[119] - 2019年州立法扩大了CalGEM职责，包括公共健康安全和减少温室气体排放等[121] - 2021年10月，CalGEM发布公共健康法规征求意见，包括新井土地使用后退距离达3200英尺[123] - 联邦和州管道法规近期修订，如2021年11月PHMSA对约40万英里陆上天然气集输管道实施安全法规[124] - 加州的健康、安全和环境法规可能限制公司物业使用和运营，增加成本或限制产品服务需求[128] - 因加州未来可能干旱，水管理对公司运营至关重要，限制废水处理或用水可能产生不利影响[130] - 2014 - 2021年，州和EPA对地下注入井许可和含水层豁免进行审查，限制部分地层或井的注入[131] - 拜登政府关注气候变化，EPA要求报告年度温室气体排放，纳入减排措施，限制移动源排放[133] - 加州“总量管制与交易”计划要求到2030年温室气体排放比1990年水平降低40%[135] - 加州要求到2030年零售电力60%来自可再生资源，2045年实现全部来自可再生或“零碳”资源[135] - 2016 - 2022年，EPA和CARB加强对甲烷排放的监管[137] - 加州公用事业委员会制定天然气长期规划战略，部分城市限制天然气设备安装，影响公司天然气业务[143] 行业影响因素 - 2015年美国取消国内生产石油出口限制，公司产品可在更多市场销售[138] - 2020年国际海事组织将船用燃料最大硫含量从3.5%降至0.5%，影响原油价格和需求[142] 运营成本 - 公司运营成本包括可变成本和固定成本，大部分近期限固定成本长期会变为可变成本[44] - 产量分成合同（PSCs）在2021年占公司总产量的15%[45] - 2021年调整PSCs超额成本后，公司运营成本为7.05亿美元，每桶油当量19.39美元，排除PSCs影响后为6.39亿美元，每桶油当量17.56美元[47] - 产量分成合同（PSCs）在2021年占公司总产量的15%[45] - 2021年公司调整后运营成本为7.05亿美元，每桶油当量19.39美元，扣除PSCs影响后为6.39亿美元，每桶油当量17.56美元[47] 现金流情况 - 截至2021年12月31日，公司标准化未来净现金流折现衡量值为45.49亿美元，未来所得税现值折现后为16.24亿美元，现金流PV - 10为61.73亿美元[65] - 截至2021年12月31日，公司标准化未来净现金流折现衡量值为45.49亿美元，未来所得税现值折现后为16.24亿美元，现金流PV - 10为61.73亿美元[65]

业绩总结 - 2021年第三季度净生产为102 MBOE/D，展现出强劲的运营表现[12] - 2021年第三季度调整后每股净收益为1.83美元，较2021年第二季度的0.94美元增长94%[25] - 2021年第三季度调整后EBITDAX为242百万美元，较2021年第二季度的169百万美元增长43%[25] - 2021年第三季度自由现金流为131百万美元，较2021年第二季度的77百万美元增长70%[26] - 2021年截至第三季度，已钻井65口，已上线58口[33] 用户数据 - 2021年第三季度天然气价格实现为每千立方英尺4.66美元[24] - 2021年第三季度油价实现为每桶55.42美元，较2021年第二季度的54.10美元增长2.4%[25] - 2021年第三季度的运营成本为每桶20.28美元，较2021年第二季度的18.48美元增长9.7%[23] - 2021年第三季度的现金流入为182百万美元，较2021年第二季度的127百万美元增长43%[25] 未来展望 - 预计年自由现金流指导范围提升至4.6亿至5.1亿美元[13] - 预计到2045年实现约2000万吨的排放减少目标，主要通过Carbon TerraVault、CalCapture及其他可再生努力[17] - 预计年末现金余额超过3.25亿美元[13] - 2021年净总产量指导范围修订为99-101 Mboepd，净油产量指导范围为60-62 Mbopd[37] - 预计2021年自由现金流为460百万至510百万美元[91] 新产品和新技术研发 - 提交了针对26R储层的Class VI EPA许可证申请，计划储存高达40 MMT的二氧化碳[13] - CRC的碳管理项目预计到2025年实现首批注入，目标为200 MMT的许可[58] - 加州低碳燃料标准（LCFS）和联邦45Q税收抵免政策支持碳捕集和存储项目[74] 市场扩张和并购 - 进展与SunPower的合作，推进24 MW的BTM太阳能项目[13] - 截至2021年11月5日，CRC已回购1.04亿美元的股票，预计总回购计划为2.5亿美元[39] 负面信息 - 预计2021年油价对冲合约结算损失为303百万美元，2022年和2023年预计将显著减少[80] - 预计在2023年获得项目许可，目标是在2025年进行首次注入[71] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在美国前100大生产商中拥有最低的碳强度[15] - 截至2021年9月30日，流动性为548百万美元，预计2021年12月31日的流动性为685百万美元[89] - 截至2021年9月30日，净债务为411百万美元，2021年预计调整后的EBITDAX为840百万至900百万美元[100]

业绩总结 - 2021年第三季度净生产量为102百万桶油当量/天[12] - 2021年第三季度调整后每股净收益为1.83美元，较前一季度增长94%[25] - 2021年第三季度调整后EBITDAX为2.42亿美元，年初至今总计为6亿美元[25] - 2021年第三季度自由现金流为1.31亿美元，年初至今总计为3.28亿美元[26] - 2021年预计净收入为180百万至200百万美元[95] 用户数据 - 2021年第三季度天然气价格实现为每千立方英尺4.66美元[24] - 2021年第三季度油价实现为每桶55.42美元，较2020年第四季度的42.15美元增长31%[25] - 2021年第三季度的天然气生产为每日160百万立方英尺，内部消耗为每日74百万立方英尺[24] - 2021年第四季度预计现金流在股东回报前为182百万美元，预计股东回报为45百万美元[89] 未来展望 - 预计年自由现金流指导范围为4.6亿至5.1亿美元[13] - 预计到2045年减少约2000万吨的排放，主要通过碳管理项目实现[17] - 预计2022年和2023年与遗留对冲相关的损失为235百万美元和102百万美元[81] - 预计2023年每桶的加权平均价格为58.79美元，2022年为57.82美元[81] 新产品和新技术研发 - 提交了针对26R储层的EPA第六类许可证申请，计划储存高达4000万吨的二氧化碳[13] - CRC的碳管理项目预计到2025年实现首批注入，目标是每年注入200 MMT的二氧化碳[58] - CRC在加州的二氧化碳存储潜力达到约1 BMT，具备良好的地质条件和基础设施[46] 市场扩张和并购 - 计划在2022年第二季度延长股票回购计划[18] - 截至2021年11月5日，CRC已回购1.04亿美元的股票，预计总回购计划为2.5亿美元[39] - 截至2021年9月30日，CRC在增量维护项目中完成了约430个作业，投资回报率超过200%[34] 负面信息 - 预计2021年到2023年，油价对现金流的保护策略将显著减少[80] - 2021年预计资本支出范围为200百万至800百万美元[86] - 截至2021年9月30日，净债务为411百万美元，2021年预计杠杆比率为0.46x至0.50x[100] 其他新策略和有价值的信息 - 宣布每股0.17美元的季度股息，预计年末现金余额超过3.25亿美元[13] - 2021年指导上调以反映市场条件[14] - 2021年资本支出指导范围修订为700-720百万美元，运营成本指导范围为180-200百万美元[37]

财务数据和关键指标变化 - 前三季度自由现金流达3.28亿美元，更新年度自由现金流指引至4.6 - 5.1亿美元 [9][10] - 第三季度调整后EBITDAX为2.42亿美元，是自一年前走出破产以来最高季度 [28] - 第三季度产生1.31亿美元自由现金流，为今年迄今最佳季度 [28] - 截至11月3日，现金余额为2.8亿美元，预计年底资产负债表上现金超3.25亿美元 [34][11] - 截至11月5日，已回购310万股，花费1.04亿美元，平均股价33.99美元/股 [36] - 董事会批准2021年第四季度每股0.17美元股息，按年计算约为5600万美元股东回报 [10][37] - 提高总净产量指引约2%，至10万桶油当量/日；增加资本投资至1.8 - 2亿美元；将自由现金流指引提高约8%，至4.6 - 5.1亿美元 [32][33] 各条业务线数据和关键指标变化 油气生产业务 - 第三季度日产净油当量10.2万桶，日产净油6.2万桶，年初至今原油总产量实现适度增长 [18] - 年初至今开发计划已投产58口新井，第三季度运行35台维护钻机，投产216口维护井，使额外2600桶油当量/日恢复生产 [20][21] 太阳能业务 - 与SunPower合作推进24兆瓦表后太阳能项目，加上此前宣布的12兆瓦项目，共推进36兆瓦，目标是全年推进45兆瓦 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 油气实现价格表现强劲，石油实现价格达基准价格100%，NGLs达73%，天然气达NYMEX价格126%，预计各碳氢化合物流实现价格将保持健康，天然气价格下半年大幅上涨 [21][22] - 天然气价格每上涨1美元，预计第四季度额外收入1500万美元，超过约700万美元的额外运营成本 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 致力于能源转型，采用2045年全范围净零目标，涵盖范围1、2和3排放，是少数将范围3排放纳入净零目标的行业同行之一，且比大多数同行提前五年，与加州2045年净零目标一致 [12] - 专注于低碳强度石油生产，独特资产地位和碳管理机会是实现净零目标的关键差异化因素 [13] - 碳管理项目Carbon TerraVault近期目标是到2027年实现高达2亿吨的存储潜力或每年注入500万吨，已提交第二个许可证，与初始许可证共同构成约4000万吨项目Carbon TerraVault 1，目标在2022年宣布相关进展 [15][16] - 优先考虑股东回报，通过股息和股票回购计划实现，同时将部分自由现金流用于碳管理业务投资 [10][54] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营和财务表现强劲，受益于高商品价格和高效运营，尽管天然气价格上涨增加运营成本，但公司作为加州最大天然气生产商从中受益 [22][26] - 公司资产基础独特，低衰减和低碳强度，能提供稳定现金流，有信心实现净零目标和为股东创造价值 [39] - 碳管理业务融资渠道不断成熟，有多种选择优化财务结构 [58] - 能源市场将持续波动，尤其是加州天然气和电力市场，公司将灵活应对市场变化 [118][120] 其他重要信息 - 本月完成文图拉盆地大部分业务出售，增强了流动性 [34] - 9月赎回Benefit Street Partners持有的优先股权益，简化了资产负债表和财务灵活性 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 与排放企业讨论情况，包括兴趣水平、关键标准及参与环节 - 公司与有兴趣降低产品整体碳强度的企业合作，以避免产生LCFS信用或生产具有低碳强度溢价的产品 [43][44] - 不同排放源有独特属性，公司采取灵活的市场策略，根据其需求定制方案，收到积极反馈 [45][46] - 除LCFS合规的棕地机会外，45Q政策的增加也吸引了非LCFS的绿地机会兴趣 [49] - 排放企业参与情况不一，有的希望公司提供整体解决方案，有的希望参与合作 [50][51] 问题2: 股东回报策略及资金分配 - 公司预计年底现金达3.25亿美元，将优先投资核心业务，然后将约50%的自由现金流在股东回报和碳管理业务之间大致平分 [53][54] - 目前通过股息和股票回购向股东返还资金，未来将根据市场情况评估和调整 [55][56] - 碳管理业务投资将在未来几年逐步增加，融资渠道不断成熟，公司将灵活选择最佳财务结构 [57][58] - 若找到更便宜的融资来源，股东回报可能会占更大比例，但公司会综合考虑各种机会 [61][63] 问题3: 2022年钻机数量是否合适 - 公司从一台钻机增加到四台，对进入2022年的状态满意，预计维护资本约2.75亿美元，对应四到五台钻机 [68][69] 问题4: 与工业排放企业商业谈判进展 - 若所有协议签署，Carbon TerraVault 1将超额认购，讨论在推进，符合10月6日公布的类型曲线 [72][73] 问题5: 除Carbon TerraVault 1外的碳封存项目机会规模 - 公司有信心将部分独特资产转化为Carbon TerraVault 2、3、4或5，以实现2亿吨的目标 [74][75] - 团队正在推进相关许可和项目定义，同时商业、工程和运营团队也在为Carbon TerraVault 1的来源开展工作，财务团队在寻找融资机会 [77][78] 问题6: 核心业务的自由现金容量参数，包括维护资本、盈亏平衡、生产平台和库存深度 - 公司库存丰富，按目前四台钻机的速度，约有10年库存，主要集中在圣华金盆地浅层区域和洛杉矶盆地 [86] - 2022年盈亏平衡在30美元/桶左右，有套期保值计划支持资本和股息 [88] - 近期水平井钻探表现良好，由于加州岩石质量好，水平井无需增产措施，提高了资本效率 [89][90] 问题7: 维护资本支出水平及过去支出不一致对生产稳定的影响 - 今年以低于2亿美元的资本维持了生产平稳，明年预计为2.75亿美元 [91] - 公司资产属于传统资产，生产模式与页岩不同，通过持续投入运营和资本支出，可实现低衰减率（10% - 15%），保证业务可持续性和现金流稳定性 [93][94] 问题8: 套期保值策略的原因 - 目前的套期保值损失主要来自2020年12月31日前的遗留套期保值，之后的套期保值基本按市场价格或略偏离市场 [97][98] - 套期保值的目的是稳定现金流，支持碳管理、业务再投资和股息支付，使投资更稳定，覆盖约85%的产量和75%的收入 [99][100] 问题9: CalCapture项目达到最终投资决策（FID）的阻碍 - 正在重新评估成本，对工程师提出细化成本估算的要求 [101] - 目前只有电厂三分之一的碳捕获符合LCFS途径，且加州对联合循环捕获CO2没有温室气体排放避免政策，预计未来法规会改变，这将增加项目经济回报 [102][103][106] 问题10: 埃尔克山发电厂的天然气供应情况及是否寻求更多资源 - 发电厂天然气基本100%来自埃尔克山油田 [110] - 公司是净天然气生产商，每年生产约600亿立方英尺，消耗约300亿立方英尺 [111] 问题11: 加州关闭核电站对天然气市场的影响 - 难以确定，但如果核电站关闭预期影响市场，可能需要更多天然气发电支持，天然气价格可能上涨 [112][113] 问题12: 天然气交易和电力业务未来盈利能力预期 - 天然气价格上涨和需求增加使电力收入和利润提高，公司通过运输协议优化天然气销售 [115][116] - 加州天然气市场近期容量增加和管道恢复使用可能对价格有稳定或抑制作用，市场将持续波动 [116][117][118]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年9月30日，公司总资产为33.42亿美元，较2020年12月31日的30.74亿美元增长8.72%[9] - 2021年前三季度，公司总运营收入为12.55亿美元，与2020年同期的12.58亿美元基本持平[13] - 2021年前三季度，公司总运营费用为12.98亿美元，较2020年同期的30.35亿美元下降57.23%[13] - 2021年前三季度，公司运营亏损为3900万美元，较2020年同期的1.777亿美元大幅收窄[13] - 2021年前三季度，公司净亏损为8900万美元，较2020年同期的1.999亿美元有所收窄[13] - 2021年前三季度，归属于普通股股东的净亏损为1.02亿美元，较2020年同期的20.96亿美元大幅收窄[13] - 2021年前三季度，基本每股净亏损为1.23美元，较2020年同期的39.64美元大幅收窄[13] - 2021年前三季度，稀释每股净亏损为1.23美元，较2020年同期的39.64美元大幅收窄[13] - 2021年前三季度，综合亏损归属于普通股股东为2000万美元，较2020年同期的20.96亿美元大幅收窄[16] - 截至2021年9月30日，公司股东权益为10.52亿美元，较2020年12月31日的11.82亿美元下降11%[10] - 2021年前三季度经营活动产生的净现金为4.56亿美元，2020年同期为1.41亿美元[30] - 2021年前三季度投资活动使用的净现金为1.51亿美元，2020年同期为0.28亿美元[30] - 2021年前三季度融资活动使用的净现金为1.44亿美元，2020年同期为0.08亿美元[30] - 2021年前三季度现金增加1.61亿美元，2020年同期增加1.05亿美元[30] - 2021年第三季度净收入为1.07亿美元，2020年同期净亏损700万美元[30] - 2021年前三季度净亏损8900万美元，2020年同期净亏损19.99亿美元[30] - 2021年前三季度油气及NGL销售为14.59亿美元，2020年同期为9.87亿美元[44] - 2021年前三季度其他运营净费用为3100万美元，2020年同期为4500万美元[44] - 2021年前三季度重组项目净成本为500万美元，2020年同期为6600万美元[46] - 2021年前三季度利息净支付分别为2300万美元和2700万美元，2020年同期分别为2100万美元和7200万美元[47] - 2021年第三季度和前九个月，公司基本和摊薄每股收益分别为1.26美元和1.25美元；2020年第三季度和前九个月，基本和摊薄每股收益分别为2.20美元和 - 39.64美元[83] - 2021年第三季度公司记录2500万美元减值费用，前九个月记录2800万美元减值费用；2020年前九个月记录17.36亿美元减值费用[94][95] - 2021年前九个月购买天然气销售额为2.41亿美元，较2020年同期增加1.32亿美元，增幅121% [166] - 2021年前九个月电力销售额为1.31亿美元，较2020年同期增加5600万美元[167] - 2021年前九个月其他收入为2700万美元，较2020年同期增加1500万美元[168] - 2021年前九个月总运营费用为12.98亿美元，较2020年同期的30.35亿美元大幅减少[169] - 2021年前九个月能源运营成本为1.37亿美元，较2020年同期增加1900万美元，增幅16% [169] - 2021年前九个月购买天然气费用为1.44亿美元，较2020年同期增加7700万美元，增幅115% [175] - 2021年前九个月运营现金流为4.56亿美元，较2020年同期增加3.15亿美元，增幅223% [182] - 2021年前九个月投资活动净现金使用量为1.51亿美元，较2020年同期增加1.23亿美元[184] - 2021年前九个月融资活动净现金使用量为1.44亿美元，较2020年同期的800万美元大幅增加[186] 公司各时间点权益及净收入构成情况 - 2021年6月30日，公司普通股余额为100万美元，库存股为 - 4500万美元，额外实收资本为12.73亿美元，累计亏损为 - 3.28亿美元，累计其他综合收益为 - 800万美元，归属于普通股股东的权益为8.93亿美元，归属于非控股股东的权益为2200万美元，总权益为9.15亿美元[20] - 2021年第三季度，公司净收入为1.03亿美元，归属于非控股股东的净收入为400万美元，总净收入为1.07亿美元[20] - 2021年9月30日，公司普通股余额为100万美元，库存股为 - 8400万美元，额外实收资本为12.86亿美元，累计亏损为 - 2.25亿美元，累计其他综合收益为7400万美元，归属于普通股股东的权益为10.52亿美元，总权益为10.52亿美元[20][21] - 2020年12月31日，公司普通股余额为100万美元，额外实收资本为12.68亿美元，累计亏损为 - 1.23亿美元，累计其他综合收益为 - 800万美元，归属于普通股股东的权益为11.38亿美元，归属于非控股股东的权益为4400万美元，总权益为11.82亿美元[21] - 2020年第三季度，公司净亏损为2900万美元，归属于非控股股东的净亏损为300万美元，总净亏损为3200万美元[24] - 2020年9月30日，公司额外实收资本为51.48亿美元，累计亏损为 - 74.66亿美元，归属于普通股股东的权益为 - 23.41亿美元，归属于非控股股东的权益为6800万美元，总权益为 - 22.73亿美元，可赎回非控股股东权益为6.92亿美元[24][26] - 2019年12月31日，公司额外实收资本为50.04亿美元，累计亏损为 - 53.7亿美元，累计其他综合损失为 - 2300万美元，归属于普通股股东的权益为 - 3.89亿美元，归属于非控股股东的权益为9300万美元，总权益为 - 2960万美元，可赎回非控股股东权益为8.02亿美元[26] - 2020年前三季度，公司净亏损为20.96亿美元，归属于非控股股东的净收入为1200万美元，总净亏损为20.84亿美元[26] - 2020年前三季度，公司向非控股股东分配了3700万美元[26] - 2020年前三季度，公司股份支付费用为600万美元，非控股股东权益调整为1.38亿美元[26] 公司资产与负债情况变化 - 2021年9月30日其他流动资产为9400万美元，2020年12月31日为6300万美元[42] - 2021年9月30日其他非流动资产为9800万美元，2020年12月31日为9000万美元[42] - 2021年9月30日应计负债为2.99亿美元，2020年12月31日为2.11亿美元[42] - 2021年9月30日其他长期负债为1.63亿美元，2020年12月31日为2.69亿美元[44] - 2021年9月30日库存为6000万美元，2020年12月31日为6100万美元[52] - 2021年9月30日长期债务净额为5.89亿美元，2020年12月31日为5.97亿美元[53] - 2021年9月30日循环信贷额度可用金额为3.59亿美元[56] 公司业务收购与出售情况 - 2021年8月公司以5300万美元收购MIRA在相关资产中的全部工作权益[66] - 2021年前三季度公司出售非核心资产分别获得1100万美元和1300万美元收益[67] - 公司出售文图拉盆地业务，已实现6200万美元现金收入，相关资产退役义务负债约1亿美元由买方承担[117] - 2021年第三季度，公司出售未开发土地收入1100万美元，获利200万美元；九个月截至9月30日，出售非核心资产收入1300万美元，获利400万美元[207] 公司套期保值与合约情况 - 循环信贷安排要求公司在2020年10月27日结束后的前24个月，对经证实储量中合理预期石油产量的至少75%进行套期保值；第25个月至第36个月，对至少50%进行套期保值[72] - 若杠杆比率大于2.00:1.00，公司需在每次储备报告交付日期后的至少24个月内，对经证实储量中合理预期石油产量的至少50%维持可接受的商品套期保值；若杠杆比率小于2.00:1.00，最低套期保值比例从50%降至33%[74] - 截至2021年9月30日，公司持有的布伦特原油合约中，卖出看涨期权每日桶数在2021年Q4至2023年分别为37,037、35,347、35,343、34,380、25,167、14,790桶，加权平均价格分别为60.75美元、60.37美元、60.63美元、60.76美元、57.82美元、58.01美元[75] - 截至2021年9月30日，公司持有的布伦特原油合约中，买入看跌期权每日桶数在2021年Q4至2023年分别为35,820、56,814、57,850、57,855、43,121、14,790桶，加权平均价格分别为40.19美元、48.29美元、48.98美元、49.48美元、50.05美元、40.00美元[75] - 截至2021年9月30日，公司持有的布伦特原油合约中，卖出看跌期权每日桶数在2021年Q4至2022年Q4分别为14,193、28,336、22,507、27,475、19,302桶，加权平均价格分别为32.00美元、38.06美元、40.00美元、38.84美元、39.44美元[75] - 截至2021年9月30日，公司持有的布伦特原油合约中，互换合约每日桶数在2021年Q4至2023年分别为13,922、12,369、10,669、10,476、17,263、10,101桶，加权平均价格分别为54.86美元、54.38美元、54.12美元、53.97美元、58.79美元、55.69美元[75] 公司每股收益计算相关情况 - 2021年前九个月摊薄每股收益计算中，排除了430万份基于该期间平均股价处于价外状态的认股权证可发行的普通股[84] - 2020年前九个月摊薄每股收益计算中，排除了125万份基于该期间平均股价处于价外状态的认股权证可发行的潜在普通股[87] 公司养老金与福利相关情况 - 2021年第三和前九个月，公司分别向设定受益计划缴款100万美元和200万美元，预计2021年剩余时间不会有重大缴款[88] - 2020年前九个月和第三季度，公司递延设定受益养老金计划缴款约500万美元，2020年12月完成缴款[89] - 2021年第三季度公司对退休后福利设计变更，重新计量后退休医疗福利义务减少8200万美元，累计其他综合收益相应增加[91] 公司税务相关情况 - 2021和2020年前九个月，公司未提供当期或递延所得税拨备或收益，法定税率与实际税率为零的差异与递延所得税资产估值备抵有关[93] - 2021和2020年前九个月及第三季度，公司未确认与股份支付相关的所得税收益；2020年前九个月，公司为预重组奖励的现金结算部分支付1500万美元[99] 公司股权激励相关情况 - 2021年前九个月，公司授予高管和非员工董事118.5万个受限股票单位（RSU），截至9月30日未确认补偿费用约2200万美元[100][101][103] - 2021年前九个月，公司授予高管96.9万个绩效股票单位（PSU），蒙特卡罗模拟模型假设预期波动率60.00% - 65.00%，无风险利率0.16% - 0.32%，截至9月30日未确认补偿费用约1400万美元[104][105][106][107] - 2021年6月30日，公司向约500名非高管员工授予1600万美元绩效现金奖励，一半奖励可变，支付范围为授予价值的75% - 150%[108] - 截至2021年9月30日，蒙特卡罗模拟模型中绩效现金奖励的预期波动率为60%，无风险利率为0.47%，预测期为2.7年[110] - 截至2021年9月30日，未确认的所有未归属现金结算奖励的补偿费用为1400万美元，预计在约三年的加权平均剩余服务期内确认[110] 公司股票回购与股息相关情况 - 2021年董事会授权最高2.5亿美元的股票回购计划，时间延长至2022年6月30日[111][120] - 截至2021年9月30日，公司回购260万股普通股，平均价格为每股32.39美元，花费8400万美元[112] - 公司为前任债务持有人预留440万股普通股用于认股权证，初始行权价为每股36美元，有效期四年[113] - 2021年前三季度和前三季度，公司因认股权证行权发行47416股普通股，获得约200万美元[114] - 2021年11月11日，董事会宣布每股0.1

业绩总结 - 2021年第二季度公司的日均产量为101 Mboe/d，其中60%为原油[13] - 2021年第二季度的净油产量为61 MBbl/d，相较于2020年第二季度的70 MBbl/d下降了约13%[23] - 2021年第二季度的调整后EBITDAX为169百万美元，较2021年第一季度的189百万美元下降了约10%[24] - 2021年第二季度的自由现金流为77百万美元，反映出资本支出增加至更正常的水平[23] - 2021年第二季度的总运营成本为18.48美元/Boe，较2020年第四季度的12.42美元/Boe显著上升[22] - 2021年全年生产指导范围修订为97-100 Mboepd，较之前的96-99 Mboepd有所上调[25] - 2021年调整后EBITDAX的预期范围为725-825百万美元，较之前的625-725百万美元有所上调[25] - 2021年自由现金流的预期范围为400-500百万美元，较之前的250-350百万美元有所上调[25] 用户数据 - 2021年第二季度，自然气的实现价格为$3.04/Mcf，NGL的实现价格为$44.90/Bbl[20] - 2021年第二季度公司的油价实现为$54.10/Bbl，较第一季度有所上升[20] - 实现的油价（含对冲）为54.10美元/桶，较2021年第一季度的53.73美元/桶有所上升[23] 财务状况 - 公司流动性为$518百万，净债务与2021年调整后EBITDAX的比率为0.5x-0.6x[8] - 2021年6月30日的流动性为5.18亿美元，预计2021年年底流动性将达到7.7亿美元[32] - 2021年6月30日的净债务为4.49亿美元，未到期债务直至2026年[33] - 2021年预计自由现金流为4亿至5亿美元，2021年年底净债务与调整后EBITDAX的比率为0.2x至0.3x[34] 投资与扩张 - 公司在2021年第二季度收购了1,600 BOE/d的产量，且该产量几乎全部为原油[7] - 公司计划将自由现金流（FCF）指引提高至$400 - $500百万[8] - 公司计划将股票回购计划（SRP）增加至$250百万[6] - CRC签署了完整盆地剥离的PSA，移除高成本油田，简化运营至三个盆地[31] - MIRA的工作权益收购，生产能力为1.6 mboepd（约100%油），现金交易金额为5300万美元[31] 新技术与可持续发展 - 公司预计在加州的碳捕集与封存（CCS）项目中，潜在的二氧化碳永久储存能力可达1亿吨[11] - 截至2021年6月30日，CRC的油气储存能力估计为1亿公吨CO2，具有独特的储层特性[43] - 加州的CCS技术有潜力减少约15%的CO2排放，以满足2030年目标[41] - CRC计划在2022年建设45MW的太阳能光伏项目，预计将使五个油田的电力成本降低超过35%[50] - 新任董事Nicole Neeman Brady将为CRC的可持续发展和能源转型提供监督[54] 未来展望 - 2021财年预计调整后的EBITDAX在7.25亿到8.25亿美元之间[56] - 2021财年净收入预计在1.95亿到2.40亿美元之间[58] - 2021财年预计的杠杆比率为0.2x到0.3x[62] - 2021财年折旧、耗竭和摊销费用预计在1.90亿到2.25亿美元之间[58] - 2021财年其他非现金项目预计在2.85亿到2.95亿美元之间[58] - 2021财年现金提供的经营活动预计在5.90亿到6.70亿美元之间[63] - 2021财年资本投资预计在1.90亿到1.70亿美元之间[63] - 2021财年可用现金预计在3.50亿到4.50亿美元之间[62]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年6月30日，公司总资产为32.4亿美元，较2020年12月31日的30.74亿美元增长5.4%[10] - 2021年第二季度，公司总营收为2.76亿美元，总成本为3.91亿美元，运营亏损1.15亿美元[13] - 2021年上半年，公司总营收为6.67亿美元，总成本为8.3亿美元，运营亏损1.63亿美元[13] - 2021年第二季度，公司净亏损2.47亿美元，归属于普通股股东的净亏损为2.71亿美元，摊薄后每股亏损5.47美元[13] - 2021年上半年，公司净亏损1.96亿美元，归属于普通股股东的净亏损为2.05亿美元，摊薄后每股亏损2.46美元[13] - 截至2021年6月30日，公司库存为5800万美元，较2020年12月31日的6100万美元下降4.9%[10] - 截至2021年6月30日，公司应付账款为2.48亿美元，较2020年12月31日的2.12亿美元增长17%[10] - 截至2021年6月30日，公司股东权益为9.15亿美元，较2020年12月31日的11.82亿美元下降22.6%[10] - 2021年3 - 6月，公司经营活动产生的现金流量净额为274万美元，投资活动使用的现金流量净额为63万美元，融资活动使用的现金流量净额为88万美元，现金增加123万美元，期末现金为151万美元[27] - 2020年3 - 6月，公司经营活动使用的现金流量净额为135万美元，投资活动使用的现金流量净额为15万美元，融资活动产生的现金流量净额为199万美元，现金增加49万美元，期末现金为126万美元[27] - 2020年1 - 6月，公司经营活动产生的现金流量净额为93万美元，投资活动使用的现金流量净额为27万美元，融资活动产生的现金流量净额为43万美元，现金增加109万美元，期末现金为126万美元[27] - 2021年1 - 6月，公司净亏损196万美元，折旧、折耗和摊销为106万美元，资产减值为3万美元，商品衍生品净损失为478万美元，已结算商品衍生品净支付为121万美元[27] - 2020年1 - 6月，公司净亏损1992万美元，折旧、折耗和摊销为207万美元，资产减值为1736万美元，商品衍生品净收益为75万美元，已结算商品衍生品净收入为103万美元[27] - 2021年6月30日其他流动资产为8000万美元，2020年12月31日为6300万美元[38] - 2021年6月30日其他资产为9000万美元，与2020年12月31日持平[38] - 2021年6月30日应计负债为5.37亿美元，2020年12月31日为2.61亿美元[38] - 2021年6月30日其他长期负债为8.5亿美元，2020年12月31日为8.22亿美元[40] - 2021年6月30日和2020年12月31日长期债务净额分别为5.89亿美元和5.97亿美元[45] - 2021年Q3和上半年，公司基本和摊薄每股亏损分别为1.34美元和2.46美元；2020年Q3和上半年，公司基本和摊薄每股亏损分别为5.47美元和41.84美元[75] - 2021年Q3和上半年，公司养老金和退休后福利计划的净定期福利成本分别为0和400万美元；2020年Q3和上半年，分别为100万美元和400万美元[76] - 2021年Q3和上半年，公司向设定受益计划缴款100万美元，预计2021年剩余时间向设定受益养老金计划缴款约300万美元；2020年公司递延设定受益养老金计划缴款约500万美元，并于12月缴纳[78][79] - 2021年上半年公司确认300万美元减值费用，2020年同期为17亿美元[83][84] - 2021年和2020年上半年公司未计提当期或递延所得税费用或收益，有效税率为零[81] - 2021年和2020年3月及6月止季度，公司未确认与股份支付相关的所得税收益；2020年3月及6月止季度，公司分别支付700万美元和1500万美元用于结算预重整奖励的现金部分[90] - 2021年上半年授予高管和非员工董事118万个受限股票单位（RSU），授予日公允价值为每股24.74美元；截至6月30日，未确认的补偿费用约为2500万美元，预计在约三年的加权平均期间内确认[92][93] - 2021年上半年授予高管96.9万个绩效股票单位（PSU），授予日公允价值为每股19.72美元；截至6月30日，未确认的补偿费用约为1700万美元，预计在约三年的加权平均期间内确认[96][98] - 2021年5月，董事会授权一项股票回购计划，最高回购1.5亿美元普通股；截至6月30日，已回购140万股，平均价格为每股31.56美元，总成本为4500万美元[99][100] - 2021年8月，董事会授权将股票回购计划增加1亿美元至2.5亿美元，有效期至2022年3月31日[103][177][207] - 2021年上半年布伦特原油基准价格较2020年同期上涨55%[109] - 2021年3月及6月止季度，布伦特原油平均每日价格分别为69.02美元/桶和65.06美元/桶，2020年同期分别为33.27美元/桶和42.12美元/桶[110] - 2021年第二季度总日产量较2020年同期减少约11MBoe/d或10%，排除PSC合同影响后减少约5%[113] - 2021年上半年总日产量较2020年同期减少约17MBoe/d或15%，排除PSC合同和计划外停机影响后减少12MBoe/d或10%[114] - 2021年第二季度PSC合同约占公司净产量的15%[116] - 2021年第二季度，布伦特原油未对冲实现价格为68.94美元/桶，实现率100%，对冲后为54.10美元/桶，实现率78%；2020年同期分别为30.27美元/桶、91%和30.82美元/桶、93%[120] - 2021年上半年，布伦特原油未对冲实现价格为64.89美元/桶，实现率100%，对冲后为53.91美元/桶，实现率83%；2020年同期分别为41.02美元/桶、97%和43.76美元/桶、104%[122] - 2021年第二季度，NGLs相对布伦特实现价格为44.90美元/桶，实现率65%，相对WTI实现价格为44.90美元/桶，实现率68%；2020年同期分别为21.05美元/桶、63%和21.05美元/桶、76%[120] - 2021年上半年，NGLs相对布伦特实现价格为46.75美元/桶，实现率72%，相对WTI实现价格为46.75美元/桶，实现率75%；2020年同期分别为25.18美元/桶、60%和25.18美元/桶、68%[122] - 2021年第二季度，天然气未对冲实现价格为3.04美元/Mcf，实现率110%，对冲后为3.03美元/Mcf，实现率110%；2020年同期分别为1.65美元/Mcf、93%和1.73美元/Mcf、98%[120] - 2021年上半年，天然气未对冲实现价格为3.17美元/Mcf，实现率116%，对冲后为3.14美元/Mcf，实现率115%；2020年同期分别为1.96美元/Mcf、103%和2.05美元/Mcf、107%[122] - 2021年第二季度和上半年，公司石油、NGLs和天然气价格均高于2020年同期[122][123][124] - 2021年第二季度油气运营成本为每桶油当量18.48美元，2020年同期为12.42美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含PSC型合同影响）为每桶油当量16.75美元，2020年同期为12.00美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用）为每桶油当量18.40美元，2020年同期为14.99美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用和PSC型合同影响）为每桶油当量16.74美元，2020年同期为14.33美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用、PSC型合同影响和折旧、损耗及摊销）为每桶油当量11.49美元，2020年同期为5.35美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用、PSC型合同影响、折旧、损耗及摊销和税费）为每桶油当量8.54美元，2020年同期为2.49美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用、PSC型合同影响、折旧、损耗及摊销、税费和一般及行政费用）为每桶油当量7.77美元，2020年同期为1.32美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用、PSC型合同影响、折旧、损耗及摊销、税费、一般及行政费用和天然气处理成本）为每桶油当量7.11美元，2020年同期为0.86美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用、PSC型合同影响、折旧、损耗及摊销、税费、一般及行政费用、天然气处理成本和能源运营成本）为每桶油当量2.41美元，2020年同期为0.41美元[126] - 2021年第二季度油气运营成本（不含公司费用、PSC型合同影响、折旧、损耗及摊销、税费、一般及行政费用、天然气处理成本、能源运营成本和非能源运营成本）为每桶油当量0.00美元，2020年同期为0.00美元[126] - 2021年第二季度其他费用净额为2300万美元，较2020年同期的3700万美元减少1400万美元[140] - 2021年第二季度利息和债务费用净额降至1300万美元，较2020年同期的8500万美元减少7200万美元[141] - 2021年上半年油气和NGL销售额为9.1亿美元，较2020年同期的6.75亿美元增加2350万美元，计入已结算套期保值影响后，收入增加1100万美元，增幅1%[144] - 2021年上半年商品合约净衍生品损失为4.78亿美元，而2020年同期为净收益7500万美元[146] - 2021年上半年交易收入为1.46亿美元，较2020年同期的5900万美元增加8700万美元，增幅147%[147] - 2021年上半年电力销售增至6600万美元，较2020年同期的3200万美元增加3400万美元[148] - 2021年上半年运营成本为3.33亿美元，较2020年同期的3.19亿美元增加1400万美元，增幅4%[149] - 2021年上半年资产减值费用为300万美元，2020年同期为17亿美元[153] - 2021年上半年交易成本为9100万美元，较2020年同期的3200万美元增加5900万美元，增幅184%[154] - 2021年第二季度经营现金流增至1270万美元，较2020年同期增加2620万美元，增幅194%；上半年经营现金流增至2740万美元，较2020年同期增加1810万美元，增幅195%[159] - 投资活动净现金使用量在2021年二季度末的三个月内从1500万美元增至4300万美元，增长2800万美元，增幅187%；六个月内从2700万美元增至6300万美元，增长3600万美元，增幅133%[162] - 融资活动净现金使用量在2021年二季度末的三个月内为6300万美元，而2020年同期为提供1.99亿美元；六个月内为8800万美元，2020年同期为提供4300万美元[162] - 2021年二季度末的三个月内，公司根据股票回购计划回购140万股普通股，总成本4500万美元[162] - 2021年5月，公司修订循环信贷协议，借款基数从11.67亿美元增至12亿美元，贷款人总承诺从5.4亿美元减至4.92亿美元[167] - 公司将2021年全年资本计划从2亿 - 2.25亿美元降至1.7亿 - 1.9亿美元[174] - 2021年上半年，公司向Benefit Street Partners分配3100万美元，预计下半年约2000万美元[182] - 截至2021年6月30日，公司衍生品商品头寸的净负债为4.21亿美元[197] - 截至2021年6月30日，公司的准备金余额对合并资产负债表不重要，且无法准确确定可能超出准备金的损失[187] - 2021年3月31日止三个月，公司的风险因素无重大变化[206] - 截至2021年6月30日，公司的披露控制和程序有效[201] - 2021年3月31日至6月30日，公司财务报告内部控制无重大变化[202] - 截至2021年6月30日，公司大部分信用风险敞口来自投资级交易对手，信用风险损失不重大[200] 公司历史特定时期财务数据 - 2020年3月31日，公司普通股股本为0，额外实收资本为5006万美元，累计亏损为7166万美元，累计其他综合损失为23万美元，归属于普通股股东的权益为 - 2183万美元，非控股权益为88万美元，总权益为 - 2095万美元，可赎回非控股权益为816万美元[22] - 2020年6月30日，公司普通股股本为0，额外实收资本为5008万美元，累计亏损为7437

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年3月31日，公司总资产为31.8亿美元，较2020年12月31日的30.74亿美元增长3.45%[10] - 2021年第一季度，公司总收入为3.63亿美元，较2020年同期的5.73亿美元下降36.65%[13] - 2021年第一季度，公司总成本为4.36亿美元，较2020年同期的22.22亿美元下降80.38%[13] - 2021年第一季度，公司净亏损为8900万美元，较2020年同期的1.745亿美元大幅收窄[13] - 2021年第一季度，归属于普通股股东的净亏损为9400万美元，较2020年同期的1.796亿美元大幅收窄[13] - 截至2021年3月31日，公司现金为1.3亿美元，较2020年12月31日的2800万美元增长364.29%[10] - 截至2021年3月31日，公司总流动负债为6.22亿美元，较2020年12月31日的4.73亿美元增长31.50%[10] - 2021年第一季度，公司经营亏损为7300万美元，较2020年同期的1.649亿美元大幅收窄[13] - 2021年第一季度，公司非经营亏损为1600万美元，较2020年同期的8200万美元大幅收窄[13] - 2021年第一季度，归属于非控股股东的净收入为 - 500万美元，较2020年同期的 - 5100万美元有所改善[13] - 2021年第一季度净亏损89美元，2020年同期为1745美元[25] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为147美元，2020年同期为228美元[25] - 2021年第一季度投资活动使用的净现金为20美元，2020年同期为12美元[25] - 2021年第一季度融资活动使用的净现金为25美元，2020年同期为156美元[25] - 2021年第一季度现金增加102美元，期初现金为28美元，期末现金为130美元；2020年同期现金增加60美元，期初现金为17美元，期末现金为77美元[25] - 2021年第一季度基本和摊薄每股亏损分别为1.13美元，2020年同期为36.43美元；2021年第一季度净亏损9400万美元，2020年同期为17.96亿美元[82] - 2021年第一季度养老金和退休后福利计划净定期福利成本为200万美元，2020年同期为300万美元；预计2021年剩余时间向养老金计划缴款约300万美元，2020年递延缴款约500万美元并于12月支付[83][84] - 2021年第一季度经营活动净现金流为1.47亿美元，较2020年同期的2.28亿美元下降36%，即8100万美元[175] - 2021年第一季度投资活动净现金使用量为2000万美元，较2020年同期的1200万美元增加800万美元，增幅67%[176] - 2021年第一季度融资活动净现金使用量为2500万美元，包括向非控股股东分配1400万美元和偿还长期债务1100万美元；2020年同期为1.56亿美元，主要包括债务净偿还1.1亿美元和向非控股股东净分配4200万美元[177][180][181] - 截至2021年3月31日和4月30日，无限制现金分别为1.3亿美元和1.23亿美元，总可用资金分别为4.15亿美元和3.67亿美元，流动性分别为5.45亿美元和4.9亿美元[183] 公司资产负债相关数据变化 - 截至2021年3月31日，其他流动资产为7100万美元，2020年12月31日为6300万美元[37] - 截至2021年3月31日，应计负债为2.61亿美元[37] - 截至2021年3月31日，其他长期负债为8.89亿美元，2020年12月31日为8.22亿美元[39] - 截至2021年3月31日，长期债务净额为5.88亿美元，2020年12月31日为5.97亿美元[44] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，长期债务公允价值分别为6.11亿美元和5.99亿美元[58] - 2021年3月31日租赁资产总额为4000万美元，2020年12月31日为3900万美元；租赁负债总额为4400万美元，2020年12月31日为4200万美元[88] 公司融资与债务相关事项 - 2021年1月20日，公司完成6亿美元7.125%高级无担保票据发行，净收益5.88亿美元用于偿还债务，债务清偿损失200万美元[49] - 2020年第一季度，公司以300万美元现金回购700万美元面值的第二留置权票据，税前收益500万美元[55] - 截至2021年3月31日和4月30日，循环信贷工具借款能力分别为5.4亿美元和4.92亿美元，可用额度分别为4.15亿美元和3.67亿美元[47] - 2021年5月7日，循环信贷工具修订，借款基数从11.67亿美元增至12亿美元，贷款人总承诺从5.4亿美元减至4.92亿美元，滚动24个月原油生产最低套期保值比例从50%降至33%，48个月最大套期保值限制增至85% [47] - 2021年1月，公司完成6亿美元7.125%高级无担保票据私募发行，净收益5.88亿美元用于偿还债务[116] - 2021年5月，循环信贷安排修订：借款基数从11.67亿美元增至12亿美元，贷款人总承诺从5.4亿美元减至4.92亿美元，最低套期保值比例从50%降至33%，最大套期保值限制增至85% [118] 公司投资与收购事项 - Benefit Street Partners已向BSP JV投资2亿美元，OGCI在2020年第一季度向Elk Hills Carbon JV出资约200万美元[59][60] - 2020年10月，公司收购Ares JV中ECR的全部股权，支付EHP票据、20.8%（可稀释）普通股和约200万美元现金[62] 公司衍生品相关情况 - 截至2021年3月31日，公司持有基于布伦特原油的多种合约，如Q2 2021卖出看涨期权每日33,537桶，加权平均价格每桶48.73美元[72] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，未平仓商品衍生品公允价值分别为 - 2.37亿美元和 - 2.37亿美元[75][76] - 2021年3月31日，公司持有的利率衍生品合约名义金额为13亿美元，公允价值不显著，合约于2021年5月4日到期[78] - 截至2021年4月30日，公司有基于布伦特原油的合约，如Q2 2021卖出看涨期权每日33,537桶，加权平均价格每桶48.73美元等[187] 公司股票薪酬相关情况 - 2021年第一季度股票薪酬总费用为200万美元，2020年同期为0[96] - 2021年第一季度授予限制性股票单位105.7万个，取消或没收9000个，3月31日未归属104.8万个[101] - 截至2021年3月31日，未归属限制性股票单位的未确认薪酬费用约为2500万美元，预计在三年加权平均期内确认[100] - 2021年第一季度授予绩效股票单位，在三年服务期内根据特定股价条件获得，最低0%、最高100%可获得，归属后以普通股结算[102] - 2021年第一季度授予绩效股票单位（PSUs）数量为86.9万个，取消或没收9000个，截至2021年3月31日未归属数量为86万个，授予日公允价值为19.47美元[103] - 2021年第一季度授予PSUs的蒙特卡罗模拟模型假设：预期波动率65%，无风险利率0.17% - 0.32%，预测期3年[104] - 截至2021年3月31日，未确认的PSUs薪酬费用约为1600万美元，预计在三年加权平均期内确认[106] 公司股票回购计划 - 2021年5月，董事会授权最高1.5亿美元的股票回购计划，至2022年3月31日[107][119] 公司业务运营相关成本与收入变化 - 2021年第一季度石油、天然气和NGL销售收入为4.32亿美元，2020年同期为4.3亿美元[87] - 2021年第一季度油气运营成本为每桶油当量18.33美元，2020年同期为17.38美元[158] - 2021年第一季度油气、天然气和NGL销售额为4.32亿美元，较2020年同期增加200万美元；计入已结算套期保值影响后，收入较上年同期减少1.35亿美元，降幅26%[160] - 2021年第一季度商品合约净衍生品损失为2.13亿美元，2020年同期净收益为7900万美元[162] - 2021年第一季度交易收入为9800万美元，较2020年同期增加5300万美元，增幅118%[163] - 2021年第一季度电力销售增至3300万美元，较2020年同期增加2000万美元[164] - 2021年第一季度运营成本为1.64亿美元，较2020年同期减少2800万美元，降幅15%[165] - 2021年第一季度一般及行政费用为4800万美元，较2020年同期减少1200万美元[166] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销降至5200万美元，较2020年同期减少6700万美元[167] - 2021年第一季度资产减值费用为300万美元，2020年同期为17亿美元[168] - 2021年第一季度利息和债务净费用降至1300万美元，较2020年同期减少7400万美元[172] 公司生产相关数据变化 - 2021年第一季度布伦特原油基准价格较2020年第四季度上涨约35% [121] - 2021年第一季度布伦特、WTI和NYMEX天然气平均日价格分别为61.10美元/桶、57.84美元/桶和2.72美元/百万英热单位[123] - 公司在加州拥有210万净矿产英亩，约65%为自有产权，其余为租赁[127] - 截至2021年3月31日的三个月，生产分成合同（PSCs）占公司净产量约16% [130] - 公司天然气产量约占总当量产量的25%，天然气销售收入约占油气和NGL总销售收入的11%[135] - 公司有管道运输合同，可运输6500桶/日的NGL至2023年3月，约30%的NGL销往出口市场[140] - 循环信贷安排要求公司对最低数量的原油产量进行套期保值，前24个月不低于预期产量的75%，25 - 36个月不低于50%[144] - 若杠杆比率大于2.00:1.00，公司需对至少50%的预期原油产量进行套期保值；若小于该比率，最低套期保值比例降至33%，且48个月内套期保值比例不超85%[145] - 2021年第一季度，公司新增100万桶产量的套期保值，加权平均布伦特价格约为61美元/桶[146] - 2021年第一季度与2020年同期相比，公司日均总产量减少约22 MBoe/d，降幅18%，主要因前12个月钻探和资本投资有限[151] - 2021年第一季度与2020年同期相比，公司平均钻井平台从7个降至1个[151] - 2021年第一季度与2020年同期相比，剔除PSC合同和天然气加工厂计划外停机影响后，公司日均总产量下降约15%[151] - 2021年第一季度与2020年同期相比，布伦特原油未结算套期保值的实现价格从50.78美元/桶升至60.81美元/桶，结算套期保值后实现价格从55.50美元/桶降至53.73美元/桶[153] - 2021年第一季度与2020年同期相比，NGL实现价格从29.28美元/桶升至48.77美元/桶，天然气实现价格从2.25美元/Mcf升至3.29美元/Mcf[153] 公司资本计划与投资情况 - 2021年资本计划最初为2 - 2.25亿美元，第一季度修订为1.85 - 2.1亿美元，预计全年逐步提高季度资本投资[188] - 2021年第一季度资本投资（不包括资本投资应计项目变化）为2700万美元，其中钻井1300万美元，资本修井700万美元，基础设施、企业及其他700万美元[191] 公司风险与或有事项 - 2020年10月，Signal Hill Services违约，公司前母公司Occidental Petroleum有35%份额的退役义务索赔，公司正在评估[67] - 公司在正常业务过程中涉及诉讼、环境及其他索赔和其他或有事项，截至2021年3月31日和2020年12月31日的准备金余额对合并资产负债表不重要[192][193] - 公司认为因这些事项可能产生的超出准备金的合理损失无法准确确定[195] - 公司财报包含涉及风险和不确定性的前瞻性陈述，可能影响运营、流动性、现金流和业务前景[198] - 实际结果可能与预期结果存在重大差异，影响因素包括商品价格波动、破产影响、债务限制等[199] - 截至2021年3月31日的三个月，市场风险较2020年年报无重大变化[203] 公司内部控制情况 - 截至2021年3月31日，公司披露控制和程序有效[204] - 截至2021年3月31日的三个月，公司财务报告内部控制无重大变化[205] 公司其他事项 - 2021年第一季度记录了1400万美元的重组费用，截至3月31日，剩余劳动力减少负债为1600万美元[33]

公司产量数据 - 2020年平均净产量为11.1万桶油当量/天[13] - 2020年12月31日止年度，公司平均日产约11.1万桶油当量，其中石油占比62%，平均净收入权益约为87%[31] - 2020年公司日均总产量为111MBoe/d，2019年为128MBoe/d，2018年为132MBoe/d[46] - 2020年公司Elk Hills油田日均总产量为43MBoe/d，2019年为51MBoe/d，2018年为52MBoe/d[47] - 2020年公司Wilmington油田日均总产量为21MBoe/d，2019年为20MBoe/d，2018年为21MBoe/d[47] - 2020年、2019年、2018年公司总日产量（MBoe/d）分别为111、128、132[1] - 2020年、2019年、2018年公司总产量（MMBoe）分别为40、47、48[1] - 公司在四个盆地的2020年总产量为4000万桶油当量，平均日产量为11.1万桶油当量[31] - 2020年公司暂时关停3 MBoe/d的产量，2019年第二季度起剥离Lost Hills油田部分区域50%的工作权益使产量减少约2 MBoe/d，2020年PSC型合同使石油产量比2019年增加约3 MBoe/d[1] 公司矿权情况 - 拥有约210万净矿权英亩，横跨加州四个主要油气盆地[13] - 公司在加州拥有约210.5万净矿权英亩，分布于四个主要油气盆地，平均净矿权英亩持有费率为65%[31] - 公司在圣华金盆地拥有大量矿权，约80万英亩的3D地震库覆盖该盆地约50%的总矿权英亩[31][36] - 公司在圣华金盆地拥有约134.7万净矿权英亩，平均净矿权英亩持有费率为73%[31] - 公司在洛杉矶盆地拥有约3万净矿权英亩，平均净矿权英亩持有费率为47%[31] - 公司在文图拉盆地拥有约22.5万净矿权英亩，平均净矿权英亩持有费率为81%[31] - 公司在萨克拉门托盆地拥有约50.3万净矿权英亩，平均净矿权英亩持有费率为37%[31] - 若不采取行动，2021 - 2023年分别有5.8万、11.9万和5.7万净矿权英亩租约到期，占2020年末未开发净矿权英亩的17%[44] - 若不采取行动，约5.8万、11.9万和5.7万净矿权英亩将分别在2021、2022和2023年到期，占2020年末未开发净矿权英亩的17%[44] 公司探明储量 - 截至2020年12月31日，探明储量总计约4.42亿桶油当量，其中原油和凝析油储量3.13亿桶，NGL储量4100万桶，天然气储量5270亿立方英尺（合8800万桶油当量）[13] - 截至2020年12月31日，公司探明储量总计4.42亿桶油当量，其中石油占比71%[31] - 截至2020年12月31日，公司估计已探明石油储量为313MMBbl，NGLs储量为41MMBbl，天然气储量为527Bcf，总计442MMBoe[57] - 截至2020年12月31日，约27%的已探明开发石油储量、13%的已探明开发NGLs储量、16%的已探明开发天然气储量以及总体24%的已探明开发储量处于非生产状态[57] - 2020年末已探明储量总计4.42亿桶油当量，较2019年末的6.44亿桶油当量减少2亿桶油当量[61] - 已探明未开发储量年末余额为6000万桶油当量，较2019年末的1.51亿桶油当量减少9100万桶油当量[66] - 公司在四个盆地的总证实储量为4.42亿桶油当量，其中石油占比71%[31] 公司破产与融资情况 - 2020年7月15日，公司根据美国破产法第11章申请破产保护[14] - 2020年10月27日，公司从破产中走出，新的循环信贷安排借款基数为12亿美元，贷款人承诺金额为5.4亿美元，还有2亿美元的第二留置权定期贷款和3亿美元的有担保票据[15] - 2021年1月20日，公司完成6亿美元7.125%高级票据发行，用于偿还债务[16] 公司企业价值与目标 - 公司企业价值估计为25亿美元，处于破产法院批准范围22 - 28亿美元的中点[21] - 公司目标净债务与调整后EBITDAX比率低于1.5倍[29] 公司费用情况 - 2020年第四季度运营费用降至平均每月5500万美元，2020年全年一般及行政费用从2019年约3亿美元降至约2.5亿美元[28] - 人事变动预计使2021年运营费用中的薪酬费用每年减少约1500万美元，一般及行政费用每年减少约5000万美元[106] 公司人事变动 - 2020年10月27日，除一名董事外其余全部辞职，任命七名新非员工董事[18] - 2020年8月公司将员工人数从1,250人减至约1,100人，2021年第一季度减至约1,000人[105] 公司运营资产 - 公司运营资产涵盖130个不同油田，约1.2万口运营井，2020年共钻完井8.9口[31] - 公司拥有8座天然气处理厂，总产能565MMcf/d；3座发电厂，总产能643MW；超30台蒸汽发生器/厂，产能150MBbl/d；超300台压缩机，总功率351MHp；水管理系统总处理能力3955MBw/d；16台水软化器，处理能力125MBw/d；油气和凝析油储存能力679MBbls；集输系统里程超8000英里[128] - 埃尔克山天然气加工厂入口气处理能力为200MMcf/d，圣华金盆地总处理能力超525MMcf/d[129] - 埃尔克山550兆瓦联合循环发电厂约三分之一产能用于公司运营，其余出售给电网和当地公用事业公司；埃尔克山还有45兆瓦热电联产设施；长滩运营区有48兆瓦发电设施，提供超40%的电力需求[130] 公司各盆地业务情况 - 公司在埃尔克山油田持有大部分工作、地表和矿权权益，天然气处理能力超5.2亿立方英尺/日，超95%生产井实现远程自动化控制[33][35] - 公司在洛杉矶盆地的威尔明顿和亨廷顿海滩油田有重要业务，威尔明顿油田部分产量遵循类似产量分成合同的协议[37][38] - 截至2020年12月31日，公司在文图拉盆地运营超20个油田，该盆地有丰富的油田再开发和新勘探潜力[39] - 公司在萨克拉门托盆地拥有重要矿权，有770万英亩沉积层天然气资源，具备未来开发和增产潜力[40] 公司价格与成本数据 - 2020年公司石油平均实现价格（含套期保值）为43.53美元/桶，2019年为68.65美元/桶，2018年为62.60美元/桶[46] - 2020年公司运营成本为15.45美元/Boe，2019年为19.16美元/Boe，2018年为18.88美元/Boe[46] - 2020年带套期保值的石油平均实现价格（$/Bbl）为43.53美元，2019年为68.65美元，2018年为62.60美元[1] - 2020年无套期保值的石油平均实现价格（$/Bbl）为41.89美元，2019年为64.83美元，2018年为70.11美元[1] - 2020年NGLs平均实现价格（$/Bbl）为27.63美元，2019年为31.71美元，2018年为43.67美元[1] - 2020年无套期保值的天然气平均实现价格（$/Mcf）为2.28美元，2019年为2.87美元，2018年为3.00美元[1] - 2020年公司每桶油当量运营成本为15.45美元，2019年为19.16美元，2018年为18.88美元[1] 公司储量相关价格与调整 - 2020年用于估算已探明储量的平均实现价格为：石油42.35美元/桶，NGLs26.42美元/桶，天然气2.28美元/Mcf[55] - 与2019年12月31日的储量估计相比，2020年12月31日的储量估计有重大变化，原因包括价格相关修订、绩效相关修订以及将某些已探明未开发储量作为全新开始会计处理的一部分入账[58] - 价格相关调整导致储量减少7200万桶油当量，主要因2020年大宗商品价格环境低于2019年[60] - 业绩相关调整导致储量净减少6100万桶油当量，其中负调整7300万桶油当量，正调整1200万桶油当量[62] - 移除已探明未开发储量5200万桶油当量，因其未达内部投资门槛[63] - 扩展和发现新增储量2500万桶油当量，约一半来自新起点会计相关的已探明未开发储量入账[64] 公司储量审计情况 - Ryder Scott审计了公司53%的总已探明储量，NSAI审计了31%，四年内超95%的2020年总已探明储量接受过独立审计[79] - 公司与独立储量工程师的估计差异小于10%，在SPE可接受范围内[80] 公司已探明钻探位置 - 截至2020年12月31日，公司有591个总已探明钻探位置，其中圣华金盆地451个，洛杉矶盆地128个，萨克拉门托盆地12个[85][86] 公司开发井与油井数量 - 2020年开发井总数为8.9口，2019年为147.1口，2018年为178.4口[89] - 截至2020年12月31日，公司生产油井和天然气井总数分别为10,577口和980口，净油井和净天然气井分别为9,490口和909口[91] 公司地震数据情况 - 公司3D地震库覆盖约4,950平方英里，占加州可用3D地震数据的约90%，还有12,000平方英里的2D数据[94] 公司员工情况 - 截至报告日期，公司约有1,000名员工，其中约60人受集体谈判协议覆盖[96] 公司产品销售与交付情况 - 天然气产量约占公司总当量产量的25%，其收入占比更小[109] - 公司有6500桶/日的NGL管道运输合同，约30%的NGL销售到出口市场[115] - 截至2020年12月31日，公司有4.1万桶/日的石油交付承诺至2021年3月，1.1万桶/日的NGL交付承诺至2021年4月，3200万立方英尺/日的天然气交付承诺至2021年底[117] 加州能源市场情况 - 2019年加州约70%的石油和90%的天然气消费依赖进口[108] - 加利福尼亚州进口约70%的石油且几乎全部来自水运[124] 公司面临的法规政策情况 - 2020年2月25日，加州上诉法院裁定使克恩县部分环境影响报告无效，2021年2月12日，克恩县规划委员会建议批准补充环境影响报告的修订，预计2021年上半年完成认证[139] - 2019年州立法扩大了加州石油天然气管理局（CalGEM）的职责，自2020年1月1日起生效，包括公共健康和安全、减少或缓解温室气体排放等[140] - 2019年4月，CalGEM发布了关于闲置井管理和地下流体注入的更新法规；2019年11月，CalGEM宣布三项行动；2020年9月，加州州长发布行政命令，要求CalGEM完成公共健康和安全审查并提出额外法规，预计2021年春季发布供公众评论[141] - 2021年1月，拜登政府发布命令，暂时暂停在联邦土地上发放新的石油和天然气开发授权和租赁[143] - 2019 - 2020年，CalGEM对特定地点的天然气管道实施更严格的检查和完整性管理要求；2020年，州消防局长办公室对沿海地区的各种石油管道进行风险评估；2019年10月，联邦管道和危险材料安全管理局发布新法规[144] - 2021年2月提出的参议院法案467（SB 467）若通过，将从2022年起禁止水力压裂等作业的许可，2027年起全面禁止，还可能增加新井与敏感受体的2500英尺间距[145] - 2016年蒙特雷县通过限制措施，禁止新油井钻探等，该措施被州法院判定部分无效，但投票措施发起人已上诉[146] - 2020年9月，文图拉县修订总体规划，对新油气开发设置1500英尺和2500英尺的退缩距离等限制，预计将影响至少五个油田开发[147] - 加州碳排放“总量管制与交易”计划要求到2030年将温室气体排放量降至1990年水平以下40%[156] - 加州低碳燃料标准要求该州燃料供应的碳强度逐步低于基准汽油和柴油燃料[158] - 加州要求到2030年零售客户60%的电力来自可再生资源，到2045年实现全部零售电力来自可再生或“零碳”资源[158] - 加州设定目标，到2030年将建筑物能源效率提高一倍，将甲烷和氟碳气体排放量较2013年水平降低40%，将黑碳排放降低50%[158] - 2020年9月，加州州长发布行政命令，指示多个机构采取进一步行动减少温室气体排放[159] - 2016年美国环保署通过法规，要求对新的或改造的石油和天然气设施实施额外的甲烷排放控制[160] 国际政策对公司影响 - 2020年1月1日，国际海事组织将船用燃料的最大硫含量从3.5%降至0.5%，可能影响原油价格和需求[164] 公司业务战略 - 公司实施业务战略，包括创造价值、注重安全和可持续性、动态资本分配等[23]

财务数据关键指标变化 - 截至2020年9月30日，公司现金为1.22亿美元，较2019年12月31日的0.17亿美元增长约617.65%[9] - 2020年前三季度公司总营收为12.58亿美元，较2019年同期的20.24亿美元下降约37.84%[12] - 2020年前三季度公司总成本为30.35亿美元，较2019年同期的16.97亿美元增长约78.85%[12] - 2020年前三季度公司经营亏损为17.77亿美元，而2019年同期经营收入为3.27亿美元[12] - 2020年前三季度公司净亏损为19.99亿美元，而2019年同期净收入为1.24亿美元[12] - 截至2020年9月30日，公司流动资产总计4.2亿美元，较2019年12月31日的4.91亿美元下降约14.46%[9] - 截至2020年9月30日，公司固定资产净值为4.36亿美元，较2019年12月31日的6.352亿美元下降约31.36%[9] - 截至2020年9月30日，公司流动负债总计11.94亿美元，较2019年12月31日的7.09亿美元增长约68.41%[9] - 2020年前三季度归属于普通股股东的净亏损为20.96亿美元，而2019年同期净收入为0.39亿美元[12] - 截至2020年9月30日，公司总负债和权益为48.56亿美元，较2019年12月31日的69.58亿美元下降约30.21%[9] - 2019年12月31日，公司实收资本5004百万美元，累计亏损5370百万美元，归属普通股股东权益为 - 389百万美元，非控股权益为93百万美元，总权益为 - 296百万美元[20] - 2020年前三季度，公司净亏损2096百万美元，非控股权益持有人分配37百万美元，股份支付净额6百万美元，非控股权益持有人回报138百万美元[20] - 2020年9月30日，公司实收资本5148百万美元，累计亏损7466百万美元，归属普通股股东权益为 - 2341百万美元，非控股权益为68百万美元，总权益为 - 2273百万美元[20] - 2019年第三季度，公司净收入94百万美元，非控股权益持有人分配32百万美元，认股权证2百万美元，股份支付净额4百万美元[23] - 2019年9月30日，公司实收资本5000百万美元，累计亏损5303百万美元，归属普通股股东权益为 - 308百万美元，非控股权益为100百万美元，总权益为 - 208百万美元[23] - 2020年前三季度经营活动净现金为141百万美元，投资活动净现金为 - 28百万美元，融资活动净现金为 - 8百万美元，现金增加105百万美元，期末现金为122百万美元；2019年前三季度经营活动净现金为540百万美元，投资活动净现金为 - 291百万美元，融资活动净现金为 - 244百万美元，现金增加5百万美元，期末现金为22百万美元[26] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，存货分别为6100万美元和6700万美元[60] - 截至2020年9月30日，短期借款和当期到期债务总计7.33亿美元；长期债务为43.52亿美元，扣除相关项后为0；2019年12月31日，短期借款和当期到期债务为1亿美元，长期债务为48.77亿美元[62] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，信用证未偿还金额分别为1.51亿美元和1.65亿美元[63] - 2020年前九个月，公司记录了1.25亿美元的非现金收益用于冲销相关未摊销递延收益、折价和债务发行成本；2019年12月31日，净递延收益和发行成本为1.46亿美元[65] - 2020年第一季度，公司以300万美元现金回购了面值700万美元的第二留置权票据，实现税前收益500万美元；2019年前九个月，回购面值约2.29亿美元的第二留置权票据，现金支出1.49亿美元，税前收益1.08亿美元[66] - 2020年和2019年前九个月利息支付净额分别为7200万美元和2.9亿美元，2020年前九个月法律和专业费用现金支出为700万美元，2020年夹层股权向下调整1.38亿美元[57] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，基本每股收益分别为2.20美元和1.89美元；九个月分别为 - 39.64美元和0.78美元[149] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，稀释每股收益分别为2.20美元和1.89美元；九个月分别为 - 39.64美元和0.77美元[149] - 2020年截至9月30日的三个和九个月，公司未对设定受益养老金计划进行重大缴款，递延约500万美元缴款至12月；2019年三个和九个月分别缴款100万和200万美元[151] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，公司总营收分别为4.09亿美元和6.81亿美元；九个月总营收分别为12.58亿美元和20.24亿美元[153] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司使用权资产分别为4400万美元和6100万美元，租赁负债分别为4200万美元和6600万美元[154] - 2020年第一季度末，公司因商品价格暴跌记录了17亿美元的资产减值，其中探明油气资产减值14.87亿美元，未探明资产减值2.28亿美元，其他资产减值2100万美元[161] - 2020年截至9月30日的三个月，公司总营收为3.57亿美元，总成本为4.36亿美元，净亏损7300万美元[178] - 2020年第三季度经营活动净现金使用量为38美元，投资活动净现金使用量为1美元，融资活动净现金提供量为31美元，现金减少8美元，期初现金为105美元，期末现金为97美元[179] - 截至2020年9月30日，公司总资产为41.16亿美元，总负债和权益合计41.16亿美元，总权益为 - 23.41亿美元[177] 债务相关情况 - 公司自2014年从西方石油公司分拆后背负大量债务，2015年5月债务峰值约68亿美元，截至2020年9月30日，未偿还净长期债务约51亿美元，其中44亿美元在合并资产负债表中列为待和解负债[29] - 破产保护申请构成违约事件，加速了公司在多项债务协议下的义务，但根据破产法，债权人被暂停采取行动[34] - 2020年7月23日，公司签订高级和初级有担保超级优先DIP信贷协议，高级DIP信贷协议提供最高4.83亿美元的高级DIP贷款，初级DIP信贷协议提供6.5亿美元的初级DIP贷款[74][75] - 高级DIP贷款的利率为LIBOR加4.5%（LIBOR贷款）和ABR加3.5%（ABR贷款），需支付1.0%的前期费用和0.5%的季度承诺费；初级DIP贷款的利率为LIBOR加9.0%（LIBOR贷款）和ABR加8.0%（ABR贷款），需支付1.0%的前期费用和前端费[77][78] - 高级和初级DIP信贷协议要求公司保持最低流动性，滚动四周不少于5000万美元，任何时候不少于3500万美元[76] - 循环信贷安排额度为5.4亿美元，可增发信用证额度为2亿美元，借款基数目前为12亿美元，每半年重新确定一次[82][86] - 生效日公司从循环信贷安排借款2.25亿美元，用于再融资、替换信用证及支付相关费用，生效日公司拥有无限制现金7200万美元[83] - 循环信贷安排利率可选择调整后的伦敦银行同业拆借利率或ABR利率，分别有1%和2%的下限，适用利差根据借款基数利用率调整，未使用部分需支付0.5%的承诺费[85] - 循环信贷安排到期日为结束后42个月，无摊销还款义务，包含综合总净杠杆比率不超过3.00:1.00和流动比率不低于1.00:1.00的财务契约[86][89] - 二级留置定期贷款额度为2亿美元，用于再融资和支付相关费用，到期日为结束后五年，可延期[96][100] - 二级留置定期贷款利率可选择调整后的伦敦银行同业拆借利率或ABR利率，分别有1%和2%的下限，适用利差根据情况调整[99] - 二级留置定期贷款包含综合总净杠杆比率不超过3.45:1.00和流动比率不低于0.85:1.00的财务契约[102] - EHP票据发行额度为3亿美元，2027年到期，前四年年利率为6.0%，第四年后为7.0%，第五年后为8.0%，可随时赎回无溢价或罚款[109][110] - 2020年9月30日，公司估计DIP贷款安排公允价值约为7.33亿美元，长期债务公允价值约为5亿美元，账面价值为44亿美元[111] - 2019年12月31日，公司估计长期债务公允价值约为38亿美元，账面价值为50亿美元[111] - 2020年5月15日，公司未支付约400万美元的2024年票据利息，6月12日支付；5月29日，未支付约5100万美元的2017年和2016年信贷协议利息；6月15日，未支付约7200万美元的第二留置权票据利息，7月15日仍未支付并启动破产程序[67][68][70] 破产相关事项 - 2020年7月15日，公司向法院提交破产保护申请，10月13日法院批准重组计划，10月27日公司走出破产保护[30] - 2020年7月15日，公司与Ares Management L.P.的附属公司就中游合资企业Elk Hills Power, LLC达成和解协议，8月25日法院最终批准该协议，公司可在破产程序结束后以有担保票据、约20.8%的新普通股和250万美元现金收购ECR持有的Ares JV全部股权[32] - 2020年7月15日申请第11章破产，自动中止多数司法或行政程序，10月27日从第11章破产中走出 [131][132] - 2020年7月15日申请破产保护，10月27日脱离破产程序[182][186] 股权相关情况 - 公司发行8330万股新普通股并预留440万股用于认股权证行权[35] - 公司以EHP票据、1730万股新普通股和250万美元现金收购ECR持有的Ares JV全部成员权益[35] - 2017年信贷协议有担保债权持有人获2270万股新普通股，不足额债权持有人及其他协议债权持有人获440万股新普通股[35] - 认购权发行中，公司发行3460万股新普通股获4.46亿美元（扣除400万美元费用）用于偿还债务人持有融资[35] - 无担保债务债权持有人获购买公司已发行股份2%和3%的一级和二级认股权证，行权价36美元，2024年10月27日到期[35] - 2020年生效日，公司发行8330万股新普通股，预留440万股用于认股权证行权[167][170] - 一级和二级认股权证分别可认购2%和3%的新普通股，初始行权价为每股36美元，有效期四年[170] - 生效日发行8330万股新普通股，预留440万股用于认股权证行权[191] - 以EHP票据、1730万股新普通股和250万美元现金收购Ares JV全部股权[191] 组织架构与费用情况 - 2020年8月公司进行组织架构调整，员工人数从1250人减至约1100人，三季度记录1000万美元重组费用[42] - 2020年第三和九个月，重组项目净成本为6600万美元，包括未摊销递延收益和发行成本等[49] - 2020年8月进行组织架构调整，员工人数从1250人减至约1100人，第三季度记录1000万美元重组费用[199] 合资企业相关情况 - 2019年7月，公司与Alpine成立开发合资企业，Alpine承诺3年内投资3.2亿美元，2020年3月27日暂停出资 [127] - 2020年2月，OGCI向Elk Hills Carbon JV出资约200万美元 [124] - Ares JV持有550兆瓦天然气发电厂和2亿立方英尺/日低温气体处理厂 [114] - 2019年12月31日，Ares JV非控制性权益余额为0，BSP JV为9300万美元，可赎回夹层权益为8.02亿美元；2020年9月30日，Ares JV为0，BSP JV为6800万美元，可赎回夹层权益为6.92亿美元[113] - 公司与ECR和Ares的和解协议将B类成员权益清算优先权改为8.35亿美元，优先回报率从每年13.5%降至9.5% [117] - 公司行使转换权，发行本金总额3亿美元的EHP票据、约占新普通股20.8%（可能稀释）的Ares结算股票以及250万美元现金 [119] 商品衍生品与利率衍生品情况 - 截至2020年9月30日，未平仓商品衍生品的总公允价值为1500万美元，2019年12月31日为3500万美元[142][143] - 公司持有利率衍生品合约，涉及13亿美元的可变利率债务，当一个月伦敦银行同业拆借利率超过2.75%时，交易对手需支付超额利息[143] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，利率衍生品合约公允价值无变化；2020年和2019年截至9月30日的九个月，分别无公允价值变化和损失400万美元[143] - 2020年第四季度至2021年7月，卖出看涨期权的每日桶数从4800降至4200，加权平均每桶价格均为48.05美元[138] - 2020年第四季度至2021年7月，买入看跌期权的每日桶数从18600降至8400，加权平均每桶价格从44.84美元调整至40美元[138] - 2020年第四季度至2021年7月，卖出看跌期权的每日桶数从13