财务数据关键指标变化（收入和利润） - 2025年第二季度营业收入同比下降15%至1.26亿美元，主因油价下跌（布伦特均价66.71→74.98美元/桶）及产量减少[178][196] - 公司2025年第二季度净收入为3360万美元，相比2024年同期的净亏损870万美元，增长超过100%[222] - 2025年第二季度净收入为3360.4万美元，而第一季度净亏损为9668万美元，同比2024年第二季度净亏损为876.9万美元[268] - 2025年上半年净亏损扩大29%至6307.6万美元[242] - 2025年上半年调整后净收入为900.6万美元，低于2024年同期的2506.5万美元[279] 财务数据关键指标变化（成本和费用） - 公司2025年第二季度总费用为1.477亿美元，同比下降27%，减少5390万美元[222] - 公司2025年第二季度租赁运营费用为5319万美元，同比下降1%，减少69万美元[222][224] - 公司2025年第二季度服务成本（不含内部抵消）为1900万美元，同比下降24%，减少602万美元[222][225] - 公司2025年第二季度营销费用为35万美元，同比下降82%，减少154万美元[222][226] - 公司2025年第二季度折旧、损耗和摊销费用为3529万美元，同比下降18%，减少755万美元[222][229] - 公司2025年第二季度利息费用为1551万美元，同比增长54%，增加546万美元，主要由于借款利率上升[222][234] - 公司2025年上半年租赁运营费用下降4%至1.10475亿美元，主要由于外部服务、电力和油井服务成本降低[244][242] - 服务成本(不含内部交易)下降24%至3982.6万美元，主要由于业务活动减少[245][242] - 营销费用大幅下降90%至63.7万美元，主要由于天然气营销活动减少[249][242] - 收购成本下降92%至31万美元，主要由于交易相关法律和专业费用减少[250][242] - 利息支出增长60%至3068.5万美元，主要由于借款利率上升和递延融资成本摊销增加[258][242] 业务线表现（石油和天然气业务） - 2025年第二季度平均原油产量为22.0千桶/日，环比下降4.3%（23.0→22.0），同比下降6.0%（23.4→22.0）[178][184][185] - 2025年上半年原油总产量407.8万桶，同比下降4.9%（429.0→407.8万桶）[191][193] - 加利福尼亚产区2025年第二季度产量19.7千桶油当量/日，同比下降6.6%（21.1→19.7），环比下降3.4%（20.4→19.7）[183][184][185] - 2025年上半年总产量为4,402千桶当量，较2024年同期4,610千桶下降4.5%[282] 业务线表现（服务业务） - 服务收入下降4%至2300万美元，主要由于活动减少[198] - 服务成本下降9%至1900万美元，主要由于活动减少[204] 业务线表现（电力销售） - 电力销售持平为500万美元[198] - 电力销售增长32%至490万美元，主要由于运营量增加和资源充足性付款[218] - 公司2025年上半年电力销售额为985万美元，同比增长24%，增加192万美元[236][238] 地区表现（加利福尼亚） - 公司在2025年上半年在加利福尼亚钻探并完成了28口井，其中26口是热硅藻土侧钻井[130] - 公司在加利福尼亚的资产位于圣华金盆地，该盆地有150多年的生产历史，剩余大量石油储量[129] - 公司的C&J Well Services是加利福尼亚最大的上游井服务和废弃服务企业之一，专注于闲置井管理和减排[135] - 2025年预计投入1400万至2000万美元用于封井和废弃活动，上半年已支出1200万美元[175] - 加州炼油产能预计在2026年关闭两家炼厂后剩余130万桶/天，为2024年加州原油产量的四倍以上[157] - 克恩县2025年6月通过修订版油气许可条例，若获批每年可新增2,700口油井许可，但需法院批准SSREIR报告[168] 地区表现（犹他州） - 公司在犹他州Uinta盆地持有约10万英亩净面积，其中65%为石油资产[128][131] - 公司在2024年4月收购了Uteland Butte储层四口水平井的21%工作权益，初始产量超出预期[132] - 公司在2024年11月以17%工作权益交换了三口三英里钻井间距单元(DSUs)，换取一口两英里DSU的75%工作权益[132] - 公司在2025年第二季度签署了另一份农场协议，获得Uinta盆地Castle Peak储层一口水平井30%的工作权益，预计2025年第四季度投产[133] - 公司在犹他州的资本计划包括在Uinta盆地Uteland Butte储层钻探和完成四口水平井，深度范围为6,000至6,500英尺[134] 管理层讨论和指引 - 公司使用调整后EBITDA和自由现金流作为主要财务指标，用于评估运营绩效和资本分配决策[137][138] - 2025年全年E&P资本支出预算为1.1亿至1.2亿美元，其中40%将投入犹他州开发（2024年为25%），预计原油产量占比93%[174] - 公司通过商品对冲计划保护现金流，包括原油、天然气价格对冲及运输合约[300] 其他财务数据（现金流和资本支出） - 2025年第二季度资本支出为5400万美元，上半年累计8300万美元，其中勘探与生产(E&P)及公司支出分别为5400万美元和8200万美元[173] - 2025年上半年资本支出为8263.8万美元，高于2024年同期的5926万美元[273] - 2025年上半年自由现金流为-812.8万美元，相比2024年同期的3890万美元大幅下降[273] - 2025年第二季度运营现金流为2863.8万美元，低于第一季度的4587.2万美元和2024年同期的7089.1万美元[271] - 2025年上半年运营活动产生的现金流为7,451万美元，较2024年同期减少2,400万美元[318][319] - 2025年上半年投资活动现金流出为5,393.2万美元，资本支出为8,263.8万美元[320] 其他财务数据（衍生品和资产减值） - 2025年第二季度衍生品收益达5642万美元，环比增长930%（547→5642万美元）[196] - 2025年第二季度衍生品收益为5329.3万美元，显著高于第一季度的1116.6万美元收益和2024年同期的848.6万美元亏损[268] - 公司在2025年第一季度记录了1.58亿美元的非现金税前资产减值费用（税后1.13亿美元），涉及加利福尼亚非热硅藻土已探明资产[149] - 2025年第二季度油气资产减值支出为0美元，而第一季度为1.579亿美元，2024年同期为4398万美元[268] - 公司2025年上半年录得1.579亿美元非现金资产减值(税后1.13亿美元)，主要针对加州非热硅藻土已探明资产[254][242] 其他财务数据（流动性和债务） - 截至2025年6月30日，公司流动性为1.01亿美元，包括2000万美元现金、4900万美元可用信贷额度和3200万美元延迟提取贷款额度[292] - 2024年定期贷款余额为4.28亿美元，延迟提取贷款未使用额度为3200万美元[297] - 2024年循环信贷可用额度为4900万美元，信用证占用1400万美元，无未偿还借款[299] - 公司2025年6月30日现金及现金 equivalents为1,972.8万美元，较2024年12月31日减少1,058万美元[318][324] 其他财务数据（对冲和价格） - 2025年第二季度原油实现价格（含衍生品结算）为每桶67.54美元，达到布伦特基准价的101%，而第一季度为69.56美元（93%）[153] - 2025年第二季度天然气采购实现价格（含衍生品结算）为每mmbtu 4.69美元，达到西北落基山指数价格的215%，显著高于第一季度的121%[153] - 2025年上半年原油实现价格（含衍生品结算）为每桶68.57美元，达到布伦特基准价的97%，较2024年同期的88%有所改善[155] - 2025年第二季度犹他州原油平均实现价格为49.08美元/桶，较布伦特基准价低26%，而2024年同期为65.58美元/桶[158][160] - 2025年第二季度犹他州天然气销售实现价格为2.30美元/mmbtu，达到西北落基山指数价格的106%，高于第一季度的102%[162] - 2025年第二季度原油实现价格（含对冲）为67.54美元/桶，环比下降2.9%（69.56→67.54）[178] - 2025年6月30日，原油实现销售价格在衍生品结算前为61.26美元/桶，结算后为67.54美元/桶[309] 其他财务数据（资产和负债） - 公司2025年6月30日衍生工具资产为6,938.3万美元，较2024年12月31日增加5,316万美元[324] - 公司2025年6月30日应收账款为7,085万美元，较2024年12月31日减少770万美元[324][326] - 公司2025年6月30日剩余股票回购授权为1.9亿美元，累计已回购1,190万股，总金额为1.14亿美元[313][314] 其他重要内容（政策和市场环境） - 2025年7月颁布的《OBBBA法案》修订了折旧和利息限制条款，公司评估认为对2025年业绩无重大影响[170] - 2025年上半年通胀率趋于稳定，但关税政策可能带来新的成本压力，公司暂未出现重大成本结构变化[171] - 公司在落基山脉采购天然气量约为43,000 mmbtu/天，较此前48,000 mmbtu/天有所下降，加州采购量稳定在2,000 mmbtu/天[163]