公司业务收购与出售 - 2021年10月1日公司以约4300万美元完成对Basic Energy Services公司加州业务线的收购[97] - 公司已达成出售位于加州洛杉矶县文图拉盆地的Placerita油田物业的协议，该交易于2021年10月完成且无减值[100] 费用资本化情况 - 公司约10%的现金一般及行政费用被资本化，显著低于行业规范[109] 能源价格数据 - 2021年第三季度，公司购买燃料气支付的价格最高为每百万英热单位15.31美元，最低为3.83美元，平均为5.79美元[117] - 2021年第三季度，布伦特原油平均价格为每桶73.23美元，WTI原油为每桶70.63美元[117] - 2021年第三季度，Kern Delivered天然气平均价格为每百万英热单位5.75美元，Henry Hub天然气为每百万英热单位4.35美元[117] 原油进口情况 - 加州炼油厂约65% - 70%的原油需求从OPEC+国家和其他水运来源进口[117] 股息与回购情况 - 2021年第一季度公司恢复季度股息，第三季度提高股息并回购库藏股[114] 油价对比情况 - 2021年9月30日止三个月的平均油价高于2021年6月30日止三个月和2020年9月30日止三个月[116] 天然气业务情况 - 公司购买用于加州蒸汽驱和热电联产设施的天然气远多于在落基山脉生产和销售的天然气[119] 生产安全情况 - 2020年公司生产运营的总可记录事故率为0.5，创2017年初现任管理团队接管以来的公司最低纪录，低于美国所有行业平均水平3.0[124] 行业政策法规 - 2021年4月23日，加州州长要求相关部门在2024年前停止发放新的油井增产处理许可证，并评估到2045年逐步淘汰石油开采的监管途径[126][128] - 2021年5月，CalGEM发布预规则制定草案，禁止2024年1月1日后授权油井增产处理；7月拒绝一组水力压裂许可证申请；9月和10月，相关方分别提起法律挑战[129] - 2021年10月6日，高等法院裁定克恩县必须立即停止发放石油和天然气运营许可证，并暂停依赖补充环境影响报告来满足新许可证的CEQA合规要求至2022年4月底[130] 资本支出情况 - 截至2021年9月30日的三个月和九个月，公司资本支出分别约为3800万美元和1.05亿美元，其中九个月支出中约78%用于加州石油业务，15%用于犹他州业务[136] - 公司2021年计划资本支出预算约为1.2亿至1.3亿美元，预计资本支出将使产量同比基本持平，2021年的期末产量高于2020年[137] 产量结构情况 - 预计2021年石油产量约占总产量的89%，2020年为88%[137] 封堵和废弃活动支出 - 2021年全年，公司计划在封堵和废弃活动上支出约1600万至2000万美元，第三季度和前三个季度分别支出约500万美元和1200万美元[139] 产量数据对比 - 2021年第三季度平均日产量为27.4 mboe/d，较二季度增加0.1 mboe/d，较2020年同期降低0.2 mboe/d（1%）[145][147][148][149] - 2021年前九个月平均日产量为27.3 mboe/d，较2020年同期降低6% [152][154][155] 各地区产量情况 - 2021年第三季度加州平均日产量为21.8 mboe/d，较二季度增加0.1 mboe/d [147][148] - 2021年第三季度犹他州平均日产量为4.4 mboe/d，与二季度持平 [147] - 2021年第三季度科罗拉多州平均日产量为1.2 mboe/d，与二季度持平 [147] 营收及收入数据对比 - 2021年第三季度油气及NGL销售额约为1.61亿美元，较二季度增加1300万美元（9%） [158][159] - 2021年第三季度电力销售额约为1200万美元，较二季度增加500万美元（80%） [158][160] - 2021年第三季度油、气销售衍生品损失为3086.4万美元，较二季度减少2478.9万美元（45%） [158] - 2021年第三季度营销及其他收入为84.9万美元，较二季度增加61万美元（255%） [158] - 2021年第三季度总营收及其他收入约为1.43亿美元，较二季度增加4416.5万美元（44%） [158] - 2021年第三季度油气及NGL销售额约1.61亿美元，较2020年同期增加6900万美元，增幅75%[182][183] - 2021年第三季度电力销售额约1200万美元，较2020年同期增加360万美元，增幅41%[182][184] - 2021年第三季度油气销售衍生品亏损3086.4万美元，较2020年同期增加1930万美元，增幅167%[182] - 2021年第三季度营销及其他收入84.9万美元，较2020年同期增加51.9万美元，增幅157%[182] - 2021年第三季度总营收和其他收入为1.43414亿美元，较2020年同期增加5366.5万美元，增幅60%[182] - 2021年前九个月油气及NGL销售额约4.44亿美元，较2020年同期增加1.59亿美元，增幅56%[205][206] - 2021年前九个月电力销售额为2900万美元，较2020年同期增加1000万美元，增幅54%[205][207] - 2021年前九个月营销及其他收入为345.9万美元，较2020年同期增加233.1万美元，增幅207%[205] 衍生品结算及收益情况 - 2021年第三季度油气销售衍生品结算损失为3200万美元，较第二季度的4000万美元有所下降；第三季度按市值计价非现金收益为100万美元，而第二季度非现金损失为1600万美元[161] - 2021年第三季度营销及其他收入较第二季度增加约100万美元，因天然气价格上涨[162] - 2021年第三季度天然气采购衍生品收益为1500万美元，上季度为1200万美元；结算收益分别为1400万美元（每桶油当量5.60美元）和200万美元（每桶油当量0.77美元）[171] - 2021年前九个月油气销售衍生品结算损失9600万美元，2020年同期为收益1.19亿美元；2021年前九个月衍生品名义交易量降至17万桶/日，2020年同期为22万桶/日[208] - 2021年前九个月天然气购买衍生品收益为5434.9万美元，较2020年同期增加5152.5万美元，增幅1825%[205][211] 费用变化情况 - 2021年第三季度多项费用有变化，如租赁运营费用6.093亿美元，较上季度增加1538.7万美元，增幅34%；电力生产费用712.8万美元，较上季度增加241.6万美元，增幅51%等[164] - 2021年第三季度税前收入为907.8万美元，上季度亏损1295.3万美元，增长2203.1万美元，增幅170%；净利润为983.6万美元，上季度亏损1288.1万美元，增长2271.7万美元，增幅176%[164] - 2021年第三季度套期保值基础上，运营费用降至每桶油当量17.18美元，较上季度减少0.13美元，降幅1%[168] - 2021年第三季度未套期保值租赁运营费用增至每桶油当量24.20美元，较上季度增加5.87美元，增幅32%；未套期保值平均燃料采购价格每百万英热单位增长75%[169] - 2021年第三季度电力生产费用增至每桶油当量2.83美元，较上季度增加0.93美元，增幅49%，因天然气成本上升[170] - 2021年第三季度一般及行政费用增至1760万美元，较上季度增加150万美元，增幅10%；调整后一般及行政费用基本持平，为1340万美元[173][175] - 2021年第三季度除所得税外的其他税费增至每桶油当量5.33美元，较上季度增加0.66美元，增幅14%[177] - 2021年第三季度套期保值基础上，运营费用为每桶油当量17.18美元，较2020年同期增加0.21美元，增幅1%[188][191] - 2021年第三季度未套期保值租赁运营费用为每桶油当量24.20美元，较2020年同期增加6.37美元，增幅36%[188][192] - 2021年第三季度电力生产费用为每桶油当量2.83美元，较2020年同期增加1.17美元，增幅70%[188][193] - 2021年第三季度天然气采购衍生品收益为1500万美元，2020年同期为1600万美元[194] - 2021年第三季度除所得税外的其他税费为每桶油当量5.33美元，较2020年同期增加1.42美元，增幅36%[188][200] - 2021年第三季度有效税率约为(8)%，2020年同期为10%[203] - 2021年前九个月租赁运营费用为1.68756亿美元，较2020年同期增加3202.9万美元，增幅23%[205][211] - 2021年前九个月总运营费用降至每桶油当量16.31美元，较2020年同期减少2.04美元，降幅11%[205][211][214] - 2021年前九个月一般及行政费用降至约5100万美元，较2020年同期减少700万美元，降幅11%[205][211][219] - 2021年前9个月除所得税外的税费从每桶油当量3.10美元增至4.65美元，增长1.55美元，增幅50%[224] - 2021年和2020年前9个月其他运营费用分别为500万美元和300万美元[225] - 2021年和2020年前9个月利息费用相当[226] - 2021年和2020年前9个月有效税率分别为5%和 - 1%[227] 关键财务指标对比 - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月调整后EBITDA分别为5932.4万美元、4059.9万美元、6151.5万美元、15175.1万美元、19074.8万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月杠杆自由现金流分别为869.2万美元、 - 1429.8万美元、4720.6万美元、1069.3万美元、9287.6万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月净收入（亏损）分别为983.6万美元、 - 1288.1万美元、 - 1886.4万美元、 - 2436.7万美元、 - 19906.5万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月经营活动提供的净现金分别为2239.9万美元、2142.9万美元、5799.7万美元、8225.8万美元、14441.9万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月利息费用分别为781万美元、821.7万美元、839.1万美元、2451.3万美元、2598.7万美元[237][238] - 2021年9月30日、2021年6月30日、2020年9月30日、2021年前9个月、2020年前9个月所得税（收益）费用分别为 - 75.8万美元、 - 7.2万美元、 - 219万美元、 - 120.6万美元、153.6万美元[237][238] 公司流动性情况 - 截至2021年9月30日，公司流动性为2.43亿美元，包括4300万美元现金和2亿美元RBL信贷额度[246] 调整后财务指标 - 2021年9月30日调整后净收入为1.1536亿美元，2021年6月30日为亏损6293万美元，2020年9月30日为1.3452亿美元[241] - 2021年9月30日调整后基本每股收益为0.14美元，2021年6月30日为亏损0.08美元，2020年9月30日为0.17美元[241] - 2021年9月30日调整后一般及行政费用为1.3442亿美元，2021年6月30日为1.3302亿美元，2020年9月30日为1.3888亿美元[244] 资金来源与套期保值计划 - 公司预计用运营现金流为2021年资本支出提供资金[246] - 公司已对部分产量进行套期保值，2021年剩余时间约4500桶/日，价格为52美元/桶；2022年13800桶/日，价格为60美元/桶；2023年11400桶/日，价格为53美元/桶；2024年6500桶/日，价格为50美元/