新闻稿
立即释放

Berry Corporation(Bry)公布2022年第二季度业绩

达拉斯，德克萨斯州-2022年8月3日(环球通讯社)-贝瑞公司(纳斯达克：BRY)(以下简称“贝瑞”或“公司”)公布2022年第二季度业绩，包括净收益4,300万美元或每股稀释后收益0.52美元，调整后净收益(1)5,300万美元或每股稀释后收益0.64美元，调整后EBITDA(1)1.1亿美元，经营活动现金流1.11亿美元。董事会宣布普通股的股息总额为每股0.62美元。

季度亮点
·报告调整后EBITDA(1)为1.1亿美元，比2022年第一季度增长15%
·产生的可自由支配现金流(1)为7400万美元
·回购200万股普通股
·宣布的季度股息总额为每股0.62美元：可变股息0.56美元，固定股息0.06美元
·重申根据当前计划和大宗商品条带价格，预计2022财年现金股息为每股1.60美元至1.90美元
_______
(1)请参阅本新闻稿后面的“非GAAP财务衡量和调整”，以了解这些非GAAP衡量标准的对账和更多信息。

正如我们第二季度的业绩所表明的那样，贝瑞公司继续带来令人印象深刻的现金流。在本季度，我们的综合股息将为0.62美元，同期我们成功地以2300万美元回购了200万股Berry股票。自2018年IPO以来，我们以股息和股票回购的形式向股东返还的资金将超过2.25亿美元，是IPO募集资金净额1.1亿美元的两倍多。事实上，在过去的几年里，我们已经回购了超过750万股，相当于贝瑞流通股的近10%。

在今年剩下的时间里，我们目前看到我们的产量保持相对稳定，我们可自由支配的现金流保持强劲。我们专注于主动管理我们的业务并适应动态的宏观环境，同时继续履行我们的资本返还承诺。我很高兴地宣布一项令人振奋的发展，可能允许新的热力硅藻土生产。两口新水平井的早期测试取得了令人鼓舞的初步结果，该井采用了一种新的开发理念，利用了现有的储集层能量，因此不需要高压周期注汽。虽然结果仍是初步的，还需要进行额外的测试，但如果最终成功，这一应用程序提供了一个潜在的重要机会。我们还通过签署意向书继续我们的早期CCS努力，以捕获和隔离我们在加州直接运营的第一类二氧化碳排放的大部分；尽管这些CCS项目仍有待监管部门的批准，但我们期待着与交易对手合作，制定一种使我们所有利益相关者受益的解决方案。
2022年第二季度业绩
在对冲的基础上，调整后的EBITDA(1)在2022年第二季度为1.1亿美元。与2022年第一季度的9600万美元相比，这一数字增长了15%。这一增长在很大程度上是对冲油价上涨以及油井维修和废弃业务利润率提高的结果，但随着市场恢复到与第一季度相比更正常的水平，石油和天然气产量的下降以及温室气体价格的上涨部分抵消了这一增长。
该公司报告称，2022年第二季度的日产量为26,200桶/天，而2022年第一季度为26,700桶/天。这一连续下降主要归因于第一季度剥离了我们的科罗拉多州资产，并在第二季度计划在加州进行的钻探、修井和废弃活动期间关闭了生产。由于第一季度的钻探计划，犹他州的产量大幅增加


一年中有半年的时间。该公司2022年第二季度的石油产量为24,000桶/日，占总产量的92%，其中加州的产量为21,000桶/日，占总产量的80%。

2022年第二季度全公司对冲已实现油价为每桶83.78美元，比上一季度上涨9%。加州2022年第二季度套期保值前的平均油价为每桶107.31美元，约占布伦特原油的96%，较2022年第一季度的每桶93.16美元高出15%，约为布伦特原油的95%。
营运开支包括租赁营运开支(“LOE”)、第三方开支及发电、运输和营销活动的收入，以及购买天然气衍生产品结算(已收到或已支付)的影响。在套期保值的基础上，2022年第二季度的运营费用略有增加，每股收益0.33美元或1%，达到25.97美元，而2022年第一季度的运营费用为25.64美元。在第二季度，由于与我们的现场优化计划相关的修井和现场监测活动增加，以及油井和设施维护费用增加，非能源运营费用增加。这些成本上升的一部分是由通胀推动的。与2022年第一季度相比，由于对冲燃料价格下降和电力销售增加，第二季度能源运营费用下降。
2022年第二季度和第一季度的一般和行政费用总额分别为2300万美元。调整后的一般和行政费用(1)，不包括非现金股票薪酬成本和非经常性成本，2022年第二季度和第一季度也可比为1900万美元。
除所得税外，第二季度的税收为每桶4.70美元，而2022年第一季度为每桶2.74美元，增加的主要原因是温室气体价格恢复到与第一季度相比更高、更正常的水平。
2022年第二季度，按权责发生制计算的资本支出约为3400万美元，包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废债务支出。其中约55%的资金流向了加州石油业务，34%流向了犹他州的业务。此外，该公司在2022年第二季度用于封堵和废弃活动的费用约为600万美元。2022年上半年的总资本支出为6200万美元，该公司预计，由于其开发计划转向重复使用现有井筒，全年资本将处于其指导范围的低端。

与2022年第一季度相比，强生油井服务公司2022年第二季度的经营业绩有所改善。对于这一细分市场，2022年第二季度和第一季度的服务收入分别为4600万美元和4000万美元，服务成本为3700万美元和3300万美元，一般和行政费用为每季度300万美元。

截至2022年6月30日，该公司的流动资金为2.51亿美元，其中包括手头5800万美元的现金和其RBL贷款下可供借款的1.93亿美元。
贝瑞执行副总裁总裁兼首席财务官凯里·贝茨表示：“这是一个可自由支配的强劲现金流季度，在目前的大宗商品价格下，我们预计将继续提供顶级回报。”我们的2022年指导范围仍然存在；然而，由于我们优化我们的基础生产以及与我们的新监视计划相关的一些额外成本，修井费用增加，运营费用正在跟踪指导的较高一侧。我们还预计资本支出略有下降，这主要是由于修井费用的增加和全年新钻井总数的减少。“
季度股息
公司董事会宣布，公司已发行普通股的股息总额为每股0.62美元。每股0.56美元的可变部分是根据公司的股东回报模型，基于2022年第二季度可自由现金流量(1)。固定部分每股0.06美元也被宣布，这两种股息都将于2022年8月25日支付给2022年8月15日收盘时登记在册的股东。



待董事会按季批准，并视乎各种因素，包括本公司的财务状况及经营业绩，本公司拟宣布每季度派发固定及变动股息。

2022年全年指导
贝瑞重申其之前发布的2022年全年指导如下。
2022年全年指导
低高
平均日产量(boe/d)(1)
25,50027,500
非能源运营费用(美元/boe)$13.75$14.25
运营费用(美元/boe)$20.00$22.00
所得税以外的税(美元/boe)$4.50$5.50
调整后的一般和行政(G&A)费用(美元/boe)(2)
开发和生产部门及公司$5.75$6.25
修井报废管段~$1.45
资本支出(百万美元)
开发和生产部门及公司$125$135
修井报废管段~$8
油井维修和报废部分调整后的EBITDA(美元)~$27
______
(1)石油产量预计约占总量的92%。
(2)请参阅本新闻稿后面的“非GAAP财务衡量和调整”，以了解这些非GAAP衡量标准的对账和更多信息。
收益电话会议
该公司将主持一次电话会议，讨论这些结果：
通话日期：2022年8月3日(星期三)
通话时间：上午11：00东部时间/上午10：00中部时间/上午8：00太平洋时间
在https://edge.media-server.com/mmc/p/yaxee5u6上参加现场只听音频网络直播
或在https://bry.com/category/events上

如果您想在现场通话中提问，请随时使用以下链接进行预注册：
Https://register.vevent.com/register/BI057ced2ba12c4a29bd9c527438fcde56
注册后，您将收到拨入号码和唯一的PIN号码。然后，您可以拨入或回拨。当您拨入时，您将输入您的个人识别码并被置于呼叫中。如果您注册后忘记了您的PIN或丢失了您的注册确认电子邮件，您只需重新注册即可收到新的PIN。

基于网络的音频回放将在广播后不久提供，并将在以下位置存档
Https://ir.bry.com/reports-resources或访问https://edge.media-server.com/mmc/p/yaxee5u6
关于贝瑞公司(Bry)
贝瑞是一家在美国西部上市(纳斯达克代码：BRY)的独立上游能源公司，专注于主要位于加利福尼亚州圣华金盆地和犹他州尤塔盆地的陆上低地质风险、长期常规石油储量。我们在加州也有良好的维修和报废能力。欲了解更多信息，请访问该公司的网站：bry.com。


前瞻性陈述
本新闻稿中的信息包括1933年《证券法》第27A节和1934年《证券交易法》第21E节所指的前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外，本新闻稿中包含的所有陈述，涉及公司预期、相信或预期未来将发生或可能发生的计划、活动、事件、目标、目标、战略或发展，例如与其业务有关的陈述；财务状况；流动性；现金流(包括但不限于可自由支配的自由现金流)；财务和经营业绩；资本计划；发展和生产机会及计划；经营和商业战略；潜在收购和其他有机和战略增长机会；储备；对冲活动；资本支出；资本回报；我们的新股东回报模式；未来股息的支付或改善；股票或债务的未来回购、资本投资、执行ESG相关项目的能力，包括减少我们的碳足迹、回收系数和其他指导，均为前瞻性表述。本新闻稿中的前瞻性陈述是基于各种假设的，其中许多假设又是基于进一步的假设。尽管我们认为这些假设在作出时是合理的，但这些假设本身就受到重大不确定性和意外情况的影响，这些情况很难或不可能预测，也不是我们所能控制的。因此，此类前瞻性陈述涉及重大风险和不确定因素，可能会对我们的预期运营结果、流动性、现金流和业务前景产生重大影响。
Berry提醒您，这些前瞻性陈述会受到与天然气、NGL和石油的勘探和开发、生产、收集和销售相关的所有风险和不确定性的影响，其中大部分风险和不确定性很难预测，许多风险和不确定性超出了Berry的控制范围。这些风险包括但不限于大宗商品价格波动；可能阻止、推迟或以其他方式限制我们钻探和开发资产能力的立法和监管行动，包括监管审批和许可过程中的现有和/或新要求；加州或我们其他业务领域应对气候变化或其他环境问题的立法和监管举措；竞争或替代能源的投资和开发；钻井、生产和其他经营风险；估计天然气和石油储量以及预测未来生产率所固有的不确定性；现金流和获得资本的途径；开发支出的时间和资金；环境、健康和安全风险；套期保值安排的影响；由于缺乏下游需求或储存能力而可能导致的停产；输送我们石油和天然气以及其他加工和运输考虑的第三方运输和市场外卖基础设施(包括管道系统)的中断、能力限制或其他限制；当前新冠肺炎大流行对需求和定价水平的影响和持续时间；有效部署我们的ESG战略的能力以及与启动与此相关的新项目或业务的相关风险；整体国内和全球政治和经济状况；通货膨胀水平，特别是最近上升到历史最高水平，以及政府降低通货膨胀的努力, 包括提高利率；以及“第1A项”标题下所述的其他风险。风险因素“在公司截至2021年12月31日的10-K表格年度报告以及随后提交给美国证券交易委员会的文件中包含。
你通常可以通过诸如目标、预期、可实现、相信、预算、继续、可能、努力、估计、预期、预测、目标、指导、打算、可能、目标、展望、计划、潜在、预测、项目、寻求、应该、目标、将会以及其他类似的词汇来识别前瞻性陈述，这些词汇反映了事件或结果的预期性质。
任何前瞻性陈述仅在作出该陈述之日发表，我们没有义务更正或更新任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用法律要求。我们敦促投资者仔细考虑我们提交给美国证券交易委员会的文件中的披露，这些文件可通过我们的网站或以下投资者关系联系方式获取，或从美国证券交易委员会的网站www.sec.gov获取。
联系方式
联系人：Berry Corporation(Bry)
托德·克拉布特里-董事投资者关系部


(661) 616-3811
邮箱：ir@bry.com
以下各表
所提供的财务信息和某些其他信息已四舍五入为最接近的整数或最接近的小数。因此，一列中的数字之和可能与某些表中为该列提供的总数不完全一致。此外，此处提供的某些百分比反映了根据四舍五入前的基本信息进行的计算，因此，如果相关计算是基于四舍五入的数字，则可能与得出的百分比不完全一致，或者可能因四舍五入而不符合总和。


结果摘要
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
($和以千计的股份，每股金额除外)
运营报表数据：
收入和其他：
石油、天然气和天然气液体销售$240,071 $210,351 $147,775 
服务收入46,178 39,836 — 
售电7,419 5,419 6,888 
石油和天然气销售衍生产品的亏损(40,658)(161,858)(55,653)
营销收入— 289 121 
其他收入120 45 118 
总收入和其他253,130 94,082 99,249 
费用和其他：
租赁运营费用72,455 63,124 45,543 
服务成本36,709 33,472 — 
发电费6,122 4,463 4,712 
交通费1,108 1,158 1,757 
营销费用— 299 44 
一般和行政费用23,183 22,942 16,065 
折旧、损耗和摊销38,055 39,777 35,850 
所得税以外的税项11,214 6,605 11,603 
天然气购买衍生品的亏损(收益)10,661 (29,054)(11,639)
其他运营费用353 3,769 42 
总费用和其他199,860 146,555 103,977 
其他(费用)收入：
利息支出(7,729)(7,675)(8,217)
其他，净额(42)(13)(8)
其他(费用)收入合计(7,771)(7,688)(8,225)
所得税前收入(亏损)45,499 (60,161)(12,953)
所得税支出(福利)2,145 (3,351)(72)
净收益(亏损)$43,354 $(56,810)$(12,881)
每股净收益(亏损)：
基本信息$0.54 $(0.71)$(0.16)
稀释$0.52 $(0.71)$(0.16)
加权平均普通股流通股-基本79,596 80,298 80,471 
加权平均已发行普通股-稀释后83,015 80,298 80,471 
调整后净收益(亏损)(1)
$53,136 $42,871 $(6,293)
加权平均已发行普通股-稀释后83,015 84,447 80,471 
调整后净收益(亏损)的稀释后每股收益$0.64 $0.51 $(0.08)


截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
($和以千计的股份，每股金额除外)
调整后的EBITDA(1)
$109,747 $95,712 $40,599 
调整后EBITDA未对冲(1)
$147,375 $127,864 $78,030 
调整后的总务和行政费用(1)
$18,920 $19,038 $13,302 
有效税率，包括离散项目5 %5 %1 %
现金流数据：
经营活动提供的净现金
$111,242 $48,530 $21,429 
用于投资活动的现金净额$(38,863)$(36,560)$(40,575)
用于融资活动的现金净额$(37,844)$(9,293)$(3,298)
__________
(1)见“非公认会计准则财务计量和调整”中的进一步讨论和对账。


June 30, 20222021年12月31日
(美元和股票，单位为千美元)
资产负债表数据：
流动资产总额$204,898 $147,498 
财产、厂房和设备合计，净额$1,313,927 $1,301,349 
流动负债总额$261,746 $187,149 
长期债务$395,135 $394,566 
股东权益总额$640,769 $629,648 
截至的已发行普通股
78,760 80,007 


下表列出了有关本公司业务部门的独立列报期间的精选财务信息，以及在合并基础上得出本公司财务信息所需的合并和抵销分录。Berry于2021年10月1日收购了C&J Well Services，其运营结果包含在Berry从2021年第四季度开始的综合业绩中。

截至2022年6月30日的三个月
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
收入-不包括套期保值$247,610 $46,178 $— $293,788 
净收益(亏损)$68,885 $3,307 $(28,838)$43,354 
调整后的EBITDA$116,942 $6,200 $(13,395)$109,747 
资本支出$32,134 $1,066 $886 $34,086 
总资产$1,456,164 $71,543 $2,678 $1,530,385 


截至2022年3月31日的三个月
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
收入-不包括套期保值$216,104 $39,836 $— $255,940 
所得税前净亏损$(34,291)$(284)$(25,586)$(60,161)
调整后的EBITDA$105,649 $3,300 $(13,237)$95,712 
资本支出$26,437 $628 $555 $27,620 
总资产$1,471,358 $73,887 $(50,518)$1,494,727 




按区域汇总
下表按区域汇总了我们选定的开发和生产运营的历史信息和运营信息。
加利福尼亚
(圣华金和文图拉盆地)(3)
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
(千美元，价格除外)
石油、天然气和天然气液体销售
$204,706 $186,252 $129,128 
营业收入(1)
$63,608 $60,162 $11,413 
折旧、损耗和摊销(DD&A)
$34,074 $35,786 $35,174 
平均日产量(mboe/d)
21.0 22.2 21.7 
产量(石油占总产量的百分比)
100 %100 %100 %
实际销售价格：
石油(每桶)
$107.31 $93.16 $65.37 
NGL(每桶)
$— $— $— 
燃气(每Mcf)
$— $— $— 
资本支出(2)
$18,672 $14,622 $31,303 
犹他州
(乌伊塔盆地)
科罗拉多州
(皮肯斯盆地)(4)
截至三个月截至三个月
6月30日，
2022		March 31, 20226月30日，
2021		6月30日，
2022		March 31, 20226月30日，
2021
(千美元，价格除外)
石油、天然气和天然气液体销售
$35,338 $23,038 $16,199 $— $1,056 $2,438 
营业收入(1)
$20,579 $11,173 $6,736 $— $610 $1,121 
折旧、损耗和摊销(DD&A)
$964 $803 $630 $— $9 $38 
平均日产量(mboe/d)
5.2 4.1 4.4 — 0.4 1.2 
产量(石油占总产量的百分比)
57 %53 %52 %— %— %2 %
实际销售价格：
石油(每桶)
$94.47 $83.02 $58.55 $— $89.41 $56.05 
NGL(每桶)
$56.47 $47.03 $29.61 $— $— $— 
燃气(每Mcf)
$7.35 $5.93 $3.30 $— $5.12 $3.53 
资本支出(2)
$11,563 $9,752 $9,162 $— $— $— 
__________
(1)营业收入(亏损)包括石油、天然气和NGL销售、营销收入、其他收入和预定的石油衍生产品结算，由营业费用(定义见其他地方)、一般和行政费用、DD&A、石油和天然气资产减值以及所得税以外的税款抵消。
(2)不包括公司资本支出。
(3)我们位于文图拉盆地的Placerita物业于2021年10月剥离。
(4)我们在科罗拉多州的房产位于皮肯斯盆地，所有这些房产都于2022年1月被剥离。






商品定价
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
加权平均实现销售价格：
不含套期保值的石油(美元/桶)$105.70 $92.25 $64.72 
预定衍生品和解的影响(美元/桶)$(21.92)$(15.38)$(18.33)
带套期保值的石油(美元/桶)$83.78 $76.87 $46.39 
天然气(美元/mcf)$7.35 $5.77 $3.39 
NGL($/bbl)$56.47 $47.03 $29.61 
平均基准价格：
石油(桶)-布伦特原油$111.98 $97.90 $69.08 
石油(桶)-西德克萨斯中质原油$108.71 $94.54 $66.03 
天然气(MMBTU)-克恩，已交付(1)
$7.36 $4.83 $3.23 
天然气(MMBTU)-Henry Hub(2)
$7.50 $4.67 $2.95 
__________
(1)Kern，Delivered Index是加州用于天然气购买的相关指数。
(2)Henry Hub是用于落基山脉天然气销售的相关指数。



当前套期保值摘要
截至2022年6月30日，我们为原油生产和天然气购买进行了以下对冲。
Q3 2022Q4 2022FY 2023FY 2024FY 2025
布伦特原油
掉期
套期保值交易量(BBLS)1,380,000 1,288,000 3,433,528 1,917,000 — 
加权平均价格(美元/桶)$77.73 $76.07 $73.06 $75.52 $— 
放置跨页
套期保值交易量(BBLS)368,000 368,000 2,190,000 1,281,000 — 
加权平均价格(美元/桶)$50.00/$40.00$50.00/$40.00$50.00/$40.00$50.00/$40.00$— 
制片人领口
套期保值交易量(BBLS)— — 1,460,000 1,098,000 — 
加权平均价格(美元/桶)$— $— $40.00/$106.00$40.00/$105.00$— 
Henry Hub-天然气采购
消费者衣领
套期保值成交量(MMBTU)3,680,000 3,680,000 5,430,000 — — 
加权平均价格(美元/Mmbtu)$4.00/$2.75$4.00/$2.75$4.00/$2.75$— $— 
NWPL-天然气采购
掉期
套期保值成交量(MMBTU)— 1,220,000 12,800,000 7,320,000 6,080,000 
加权平均价格(美元/Mmbtu)$— $6.40 $5.48 $4.27 $4.27 



运营费用
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
(以千元为单位，不包括每桶的金额)
租赁运营费用$72,455 $63,124 $45,543 
发电费6,122 4,463 4,712 
电力销售(1)
(7,419)(5,419)(6,888)
交通费1,108 1,158 1,757 
运输销售(1)
(120)(45)(118)
营销费用— 299 44 
营销收入(1)
— (289)(121)
为购买天然气支付的衍生品结算(收到)(1)
(10,188)(1,653)(1,913)
总运营费用(1)
$61,958 $61,638 $43,016 
租赁运营费用(美元/boe)$30.37 $26.25 $18.33 
发电费用(美元/boe)2.57 1.86 1.90 
售电量(美元/boe)(3.11)(2.25)(2.77)
交通费(美元/boe)0.46 0.48 0.70 
运输销售额(美元/boe)(0.05)(0.02)(0.05)
营销费用(美元/boe)— 0.13 0.02 
营销收入(美元/boe)— (0.12)(0.05)
购买天然气支付的衍生品结算(收到)(美元/boe)(4.27)(0.69)(0.77)
总运营费用(美元/boe)$25.97 $25.64 $17.31 
未对冲运营费用总额(美元/boe)(2)
$30.24 $26.33 $18.08 
非能源运营费用总额(3)
$16.10 $13.58 $12.71 
总能源运营费用(4)
$9.87 $12.06 $4.60 
总mboe2,386 2,406 2,485 
__________
(1)根据公认会计原则，我们在财务报表中将电力、运输和营销销售作为收入单独报告。然而，这些收入是在内部计算运营费用时查看和使用的，运营费用用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们碳氢化合物回收的效率。我们购买第三方天然气，通过我们的热电联产设施发电，用于我们的现场运营活动，并将向外部出售任何过剩电力的额外好处视为为我们的热采运营生产蒸汽的成本降低/好处。营销收入和费用主要与从第三方购买的天然气有关，这些天然气通过我们的收集和加工系统运输，然后出售给第三方。运输销售涉及我们代表第三方在我们的系统上运输的水和其他液体，到目前为止还不是很大。运营费用还包括购买天然气的衍生品结算(收到或支付)的影响。
(2)未对冲营运开支总额等于营运开支总额，不包括为购买天然气而支付(收到)的衍生工具结算。
(三)非能源经营费用总额等于经营费用总额，不包括燃料、售电和购气衍生结算(收益)损失。
(4)能源经营费用总额等于购买燃料和天然气衍生结算(收益)损失减去售电量。



生产统计
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
石油、天然气和天然气的日净产量(1)：
石油(Mbbl/d)
加利福尼亚州(2)
21.022.221.7
犹他州3.02.22.3
科罗拉多州(3)
———
总油量24.024.424.0
天然气(mm cf/d)
加利福尼亚州(2)
———
犹他州11.09.210.3
科罗拉多州(3)
—2.37.2
天然气总量11.011.517.5
NGL(Mbl/d)
加利福尼亚州(2)
———
犹他州0.40.40.4
科罗拉多州(3)
———
NGL总数0.40.40.4
总产量(mboe/d)(4)
26.226.727.3
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。我们还消耗一部分租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)我们位于文图拉盆地的Placerita物业于2021年10月剥离。
(3)我们在科罗拉多州的房产位于皮肯斯盆地，所有这些房产都在2022年1月被剥离。
(4)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年6月30日的三个月里，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶111.98美元和7.5美元。


资本支出(权责发生制)
截至三个月
June 30, 2022(2)
March 31, 2022(2)
June 30, 2021
(单位：千)
资本支出(权责发生制)(1)
$34,086 $27,620 $43,461 
__________
(1)应计制资本支出包括资本化间接费用和利息，不包括收购和资产报废支出。
(2)截至2022年6月30日和2022年3月31日的季度的资本支出包括2021年10月1日收购的C&J Well Services每期约100万美元。






非公认会计准则财务计量和对账
调整后的净收益(亏损)不是衡量净收益(亏损)的指标，自由现金流量不是衡量现金流的指标，调整后的EBITDA和调整后的未对冲EBITDA在所有情况下都不是由公认会计准则确定的衡量指标。调整后的EBITDA、调整后的EBITDA未对冲、调整后的净收入(亏损)和可自由现金流量是管理层和财务报表外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充非GAAP财务指标。我们将调整后净收益(亏损)定义为经衍生产品收益或亏损调整后的净收益(亏损)，扣除为预定的衍生产品结算而收到或支付的现金、其他不寻常和不常见项目，以及使用我们的有效税率进行这些调整的所得税支出或收益。我们将调整后的EBITDA定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金后的衍生产品收益或损失、减值、股票补偿费用以及不常见和不常见的项目。我们将自由现金流定义为运营现金流减去定期固定股息和维持生产持平所需的资本。
调整后净收益(亏损)不包括影响收益的不寻常和不常见项目的影响，这些项目差异很大且不可预测，包括非现金项目，如衍生工具损益。管理层在比较不同期间的结果期间时使用此衡量标准。我们的管理层认为，调整后的EBITDA为评估我们的财务状况、运营结果和现金流提供了有用的信息，并被业界和投资界广泛使用。该措施还使我们的管理层能够更有效地评估我们的经营业绩，并比较不同时期的结果，而无需考虑我们的融资方式或资本结构。我们还使用调整后的EBITDA来规划我们的资本分配，以维持生产水平，并确定我们的战略对冲需求，而不是2021年RBL融资机制的对冲需求。管理层认为，可自由支配的自由现金流为评估我们的财务状况提供了有用的信息，是确定季度可变股息的主要指标。我们预计将以现金可变股息和机会性债务回购的形式分配60%的可自由支配现金流。剩余的40%将用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。我们的管理层相信，可自由支配的现金流量在评估我们的财务状况时提供了有用的信息，是确定季度可变股息的主要指标。
调整后的一般和行政费用是一种非公认会计准则的补充财务指标，供我们财务报表的管理层和外部用户使用，如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构。我们将调整后的一般和管理费用定义为扣除非现金股票补偿费用和非常及不常见成本调整后的一般和管理费用。管理层认为，调整后的一般和行政费用是有用的，因为它使我们能够更有效地比较不同时期的业绩。我们在得出经调整的一般及行政开支时，将上述项目从一般及行政开支中剔除，因为这些金额在性质、时间、金额及频率方面可能有很大及不可预测的差异，而股票薪酬开支属非现金性质。
虽然经调整净收益(亏损)、经调整EBITDA、经调整EBITDA未对冲、经调整一般及行政开支及酌情自由现金流量均为非公认会计原则计量，但计算经调整净收益(亏损)、经调整EBITDA、经调整EBITDA未对冲、经调整一般及行政开支及酌情自由现金流量的金额乃根据公认会计原则计算。这些计量是对按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的补充，而不是替代，不应被视为按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的替代措施，或比按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量更有意义。调整后EBITDA中不包括的某些项目是了解和评估我们的财务业绩的重要组成部分，例如我们的资本成本和税收结构，以及可折旧和可耗尽资产的历史成本。我们对调整后净收益(亏损)、调整后EBITDA、调整后未对冲EBITDA、调整后一般和行政费用以及自由现金流量的计算可能无法与其他公司使用的其他类似名称的衡量标准进行比较。调整后的净收益(亏损)、调整后的EBITDA、调整后的未对冲EBITDA、调整后的一般和行政费用以及自由现金流量应与我们根据公认会计原则编制的财务报表中包含的信息一并阅读。


调整后净收益(亏损)
下表显示了GAAP净收益(亏损)财务计量与非GAAP调整后净收益(亏损)财务计量的对账。
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
(千美元，不包括每股金额)
净收益(亏损)$43,354 $(56,810)$(12,881)
加(减)：
衍生品损失51,319 132,804 44,014 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(37,628)(32,152)(37,431)
其他运营费用353 3,769 42 
非经常性成本— 198 — 
总增加数，净额14,044 104,619 6,625 
调整和离散所得税项目的所得税费用(4,262)(4,938)(37)
调整后净收益(亏损)$53,136 $42,871 $(6,293)
调整后净收益(亏损)的基本每股收益$0.67 $0.53 $(0.08)
调整后净收益(亏损)的摊薄每股收益$0.64 $0.51 $(0.08)
已发行普通股加权平均股份--基本79,596 80,298 80,471 
已发行普通股加权平均股份--摊薄83,015 84,447 80,471 





调整后的EBITDA和调整后的EBITDA未对冲
下表显示了由经营活动提供的净收益(亏损)和净现金的GAAP财务计量与调整后EBITDA和调整后EBITDA非GAAP财务计量的对账。
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
(千美元)
净收益(亏损)$43,354 $(56,810)$(12,881)
加(减)：
利息支出7,729 7,675 8,217 
所得税支出(福利)2,145 (3,351)(72)
折旧、损耗和摊销38,055 39,777 35,850 
衍生品损失51,319 132,804 44,014 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(37,628)(32,152)(37,431)
其他运营费用353 3,769 42 
股票补偿费用4,420 3,802 2,860 
非经常性成本(1)
— 198 — 
调整后的EBITDA$109,747 $95,712 $40,599 
为预定的衍生品结算支付的现金净额37,628 32,152 37,431 
调整后的EBITDA未对冲$147,375 $127,864 $78,030 
经营活动提供的净现金$111,242 $48,530 $21,429 
加(减)：
现金付息449 14,539 288 
现金缴纳所得税2,484 — — 
非经常性成本(1)
— 198 — 
经营性资产和负债的其他变动(4,428)32,445 18,882 
调整后的EBITDA$109,747 $95,712 $40,599 
为预定的衍生品结算支付的现金净额37,628 32,152 37,431 
调整后的EBITDA未对冲$147,375 $127,864 $78,030 
__________
(1)非经常性成本包括与收购和剥离活动有关的法律和专业服务费用。


调整后的EBITDA是向首席运营决策者(CODM)报告的指标，目的是就向每个部门分配资源和评估业绩做出决定。EBITDA代表扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益；扣除为预定的衍生产品结算而收到或支付的现金后的衍生产品收益或损失；减值；股票补偿支出；以及不常见和不常见的项目。
截至2022年6月30日的三个月
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)：
净收益(亏损)$68,885 $3,307 $(28,838)$43,354 
加(减)：
利息支出— — 7,729 7,729 
所得税优惠— — 2,145 2,145 
折旧、损耗和摊销33,956 3,017 1,082 38,055 
衍生品损失51,319 — — 51,319 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(37,628)— — (37,628)
其他运营费用30 (210)533 353 
股票补偿费用380 86 3,954 4,420 
调整后的EBITDA$116,942 $6,200 $(13,395)$109,747 


截至2022年3月31日的三个月
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)：
净亏损$(34,291)$(284)$(22,235)$(56,810)
加(减)：
利息支出— — 7,675 7,675 
所得税费用— — (3,351)(3,351)
折旧、损耗和摊销35,474 3,179 1,124 39,777 
衍生品损失132,804 — — 132,804 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(32,152)— — (32,152)
其他营业收入3,495 174 100 3,769 
股票补偿费用319 33 3,450 3,802 
非经常性成本— 198 — 198 
调整后的EBITDA$105,649 $3,300 $(13,237)$95,712 



调整后的总务和行政费用
下表显示了一般和行政费用的GAAP财务计量与调整后的一般和行政费用的非GAAP财务计量的对账。
截至三个月
June 30, 2022March 31, 2022June 30, 2021
(千美元，每mboe金额除外)
一般和行政费用$23,183 $22,942 $16,065 
减去：
非现金股票薪酬支出(G&A部分)(4,263)(3,706)(2,763)
非经常性成本— (198)— 
调整后的总务和行政费用$18,920 $19,038 $13,302 
修井报废段$3,285 $3,070 $— 
开发和生产部门，以及公司$15,635 $15,968 $13,302 
开发和生产部门，以及企业(美元/boe)$6.55 $6.64 $5.35 
总mboe2,386 2,406 2,485 

可自由支配现金流
下表列出了非公认会计准则财务计量“自由现金流量”与公认会计准则财务计量营运现金流之间的对账。
截至三个月截至三个月
June 30. 2022March 31, 2022
(单位：千)
自由现金流：
营运现金流(1)
$111,242 $48,530 
减去：
维修资本(2)(3)
(32,134)(26,437)
固定股息(4)
(4,726)(5,236)
可自由支配现金流$74,382 $16,857 
__________
(1)在合并的基础上。
(2)仅限D&P业务。
(3)维护资本是保持年度产量持平所需的资本，按列示期间的开发和生产业务的资本支出计算。
(4)代表已申报的固定股息，计入合并股东权益表中“已申报普通股股利”一栏。


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