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贝瑞公司（bry）公布2023年第一季度业绩
德克萨斯州达拉斯——2023年5月3日（GLOBE NEWSWIRE）——贝瑞公司（bry）（纳斯达克股票代码：BRY）（“Berry” 或 “公司”）公布了2023年第一季度业绩，包括净亏损600万美元或摊薄每股亏损0.08美元，调整后的息税折旧摊销前利润（1）为5900万美元。
季度亮点
•报告的调整后息税折旧摊销前利润（1）为5900万美元
•宣布的第一季度固定股息为每股0.12美元，是上年季度利率的两倍
•有望在2023年创造约1.3亿美元的股东回报，其中包括个位数的高现金分红收益率
•执行了节省成本的措施，预计调整后的G&A全年将减少约10％
•从第一季度初的恶劣天气生产影响中恢复过来，全年预期没有变化
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(1) 有关这些非公认会计准则指标的对账和更多信息，请参阅本新闻稿后面的 “非公认会计准则财务指标与对账”。
贝瑞首席执行官费尔南多·阿劳霍说：“贝瑞的首要任务是为我们的股东带来可观和可持续的回报。”“我们的回报模式由我们较低的企业产量下降率和资产中大量的石油支撑，这使我们能够看到现金流。我们第一季度的业绩总体符合预期，我们的全年运营和财务指导保持不变。
“我们在整个组织内执行了节省成本的措施，包括裁员，预计调整后的并购支出将减少约10％，其中大部分已经反映在我们的2023年年度指导中。我们正在积极评估我们的运营成本结构，并将全年继续寻找和利用其他降低成本的机会。我们还提高了水平侧轨作业的钻探效率，一些油井的钻探速度比去年钻探的速度快了大约 30%。我们还积极追求战略性生产附加能源，以扩大我们的规模和运营协同效应，同时继续安全高效地生产负担得起且可靠的能源，” 阿劳霍继续说道。
2023 年第一季度业绩
2023年第一季度和2022年第四季度的净亏损为600万美元，净收入为7200万美元，调整后的息税折旧摊销前利润分别为5900万美元和7800万美元。调整后息税折旧摊销前利润的下降主要是由油价和产量下降以及燃料成本上涨所推动的，但部分被天然气销售的增加所抵消。
该公司的平均日产量在2023年第一季度下降至24,300英镑/日，而2022年第四季度为25,800英镑/日。2023年第一季度，全公司石油产量为22,600桶/日，占公司总产量的93％，其中加州产量贡献了19,900桶/日，占总产量的82％。加州的产量在第一季度受到恶劣天气的负面影响，在3月份恢复到预期水平。犹他州的产量也受到高于平均水平的降雪的影响，限制了进入油井的机会，这增加了油井停工时间和输送已产石油的能力，也阻碍了正常的修井和油井维护。
2023年第一季度，包括套期保值效应在内的全公司已实现油价为每桶71.04美元，而2022年第四季度为每桶73.39美元。不包括套期保值效应，加州第一季度平均已实现油价为每桶76.24美元，为布伦特原油的93％，第四季度为每桶81.66美元，为布伦特原油的92％。
由于关键的第三方管道系统停机进行维修，加州价格受到暂时性市场中断的不利影响，但这对销售量没有影响，管道现已重启。
租赁运营费用，包括我们在加州蒸汽业务的燃气成本，在2023年第一季度比2022年第四季度有所增加，这主要是由于天然气购买价格上涨，在较小程度上与天气相关的服务和租赁维护成本也有所增加。燃料成本的上涨在很大程度上被天然气购买套期保值的积极结果所抵消。
由于温室气体（“GHG”）按市值计价的价格降低和财产税降低，第一季度除所得税以外的税收与2022年第四季度相比下降了21％。
与2022年第四季度相比，2023年第一季度的一般和管理费用增长了18％，几乎完全是由于非经常性的高管过渡和裁员成本。调整后的一般和管理费用（1），不包括非现金股票薪酬成本和非经常性成本，同比基本持平。
由于与天气相关的收入和成本影响，油井维修和废弃业务C&J Well Services在2023年第一季度的收入与2022年第四季度相比下降了68％，至200万美元。
2023年第一季度，资本支出约为2000万美元，不包括收购、资产退休义务支出以及100万美元的维修和废弃资本。这与第四季度相比下降了56％，反映了当前许可环境对克恩县的限制。当前的2023年资本计划侧重于我们已经获得许可或位于现有CEQA分析所涵盖区域的新井，否则将重点放在修井工和其他与现有井眼相关的活动上。根据迄今为止的活动以及2023年剩余时间的预期，公司目前预计其全年资本支出将与勘探和生产部门和企业的初始预算在9500万至1.05亿美元之间，油井维修和废弃板块的初始预算约为800万美元。此外，该公司在2023年第一季度花费了约500万美元用于堵漏和废弃活动。
截至2023年3月31日，该公司的流动性为1.79亿美元，其中包括1400万美元的现金和1.65亿美元的循环信贷额度下可供借款。
“我们第一季度的财务业绩符合我们的预期，我们有望在2023年为股东创造总额约1.3亿美元的回报。这占我们当前市值的近20％，预计我们的固定和可变股息的2023年包容性现金分红收益率将达到个位数的高位。” Berry首席财务官迈克·赫尔姆说。“我们的年度累计调整后自由现金流是在我们支付固定股息后计算的，是根据我们的股东回报模型进行分配的。这将20％用于可变股息，80％用于机会主义用途，包括公司现有授权的股票和债务回购，以及对现有产量的补充收购。我们调整后的自由现金流是历史上每年第一季度的最低水平，由于营运资金的使用，包括年度特许权使用费和奖金支付，本季度再次出现了这种情况。”
季度分红
公司董事会宣布公司已发行普通股的股息总额为每股0.12美元。每股0.12美元的季度固定股息将于2023年5月25日支付给2023年5月15日营业结束时的登记股东。
财报电话会议
公司将举行电话会议，讨论这些结果：
通话日期：2023 年 5 月 3 日星期三
通话时间：美国东部时间上午 11:00 /中部时间上午 10:00 /太平洋时间上午 8:00
加入仅限收听的网络直播，网址为 https://edge.media-server.com/mmc/p/9mzaqt5m
或者在 https://bry.com/category/events
如果您想在实时通话中提问，请随时使用以下链接进行预注册：
https://register.vevent.com/register/BIca411054b9e34550b2bef30908399a09
注册后，您将收到拨入号码和唯一的 PIN 码。然后，您可以拨号或回电。当您拨入时，您将输入 PIN 并开始通话。如果您注册后忘记了个人识别码或丢失了注册确认电子邮件，则只需重新注册并收到一个新的 PIN 即可。
播出后不久将提供基于网络的音频重播，并将存档于
https://ir.bry.com/reports-resources 或者访问 https://edge.media-server.com/mmc/p/9mzaqt5m
关于贝瑞公司 (bry)
Berry是一家公开上市（纳斯达克股票代码：BRY）的美国西部独立上游能源公司，专注于陆上、低地质风险、寿命长的常规石油储量，主要位于加利福尼亚的圣华金盆地以及犹他州的尤因塔盆地。我们在加利福尼亚也有良好的维修和废弃能力。更多信息可以在公司的网站bry.com上找到。
前瞻性陈述
本新闻稿中的信息包括1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。除历史事实陈述外，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、战略或发展，例如与我们的财务状况；流动性；现金流（包括但不限于调整后的自由现金流）；财务和经营业绩；资本计划及开发和生产计划；运营和业务战略；预计G&A的声明裁员所节省的资金；潜力收购和其他战略机会；储备；套期保值活动；资本支出；资本回报；我们的股东回报模式和未来股息的支付；股票或债务的未来回购；资本投资；我们的ESG战略以及与之相关的新项目或业务的启动；复苏因素和其他指导均为前瞻性陈述。本新闻稿中的前瞻性陈述基于各种假设，其中许多假设反过来又基于进一步的假设。尽管我们认为这些假设在做出时是合理的，但这些假设本质上会受到重大不确定性和突发事件的影响，这些不确定性和突发事件难以或无法预测，也超出了我们的控制范围。因此，此类前瞻性陈述涉及重大风险和不确定性，可能会对我们的预期财务状况、财务和经营业绩、流动性、现金流（包括但不限于调整后的自由现金流）和业务前景产生重大影响。
贝瑞提醒你，这些前瞻性陈述受天然气、液化天然气和石油的勘探和开发、生产、采集和销售所产生的所有风险和不确定性的影响，其中大多数难以预测，其中许多是贝瑞无法控制的。这些风险包括但不限于大宗商品价格波动；可能阻止、延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，包括与监管批准和许可程序中的现有和/或新要求有关的立法和监管行动；加利福尼亚州或我们的其他运营领域针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；钻探、生产和其他运营业务风险；竞争的影响；估算天然气和石油储量以及预测未来产量时固有的不确定性；我们通过勘探和开发活动或战略交易替换储量的能力；现金流和获得资本的机会；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；因下游需求或储存能力不足而可能停产；中断、产能限制或其他限制在提供我们的石油和天然气以及其他加工和运输注意事项的第三方运输和市场外卖基础设施（包括管道系统）；有效部署我们的 ESG 战略以及与启动与之相关的新项目或业务相关的风险的能力；我们成功执行战略补充收购的能力；国内和全球总体情况
政治和经济状况；通货膨胀水平，包括利率上升以及金融市场和银行业的波动；税法的变化以及 “项目1A” 标题下描述的其他风险。风险因素” 见公司截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告以及随后向美国证券交易委员会提交的文件。
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、期望、预测、目标、指导、打算、可能、可能、目标、展望、计划、潜力、预测、项目、寻求、应该、目标、意愿或愿望等词语来识别前瞻性陈述，以及其他反映事件或结果预期性质的类似词语。
任何前瞻性陈述仅代表截至该陈述发表之日，除非适用法律要求，否则我们不承担更正或更新任何前瞻性陈述的责任，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。敦促投资者仔细考虑我们向美国证券交易委员会提交的文件中的披露，该文件可通过我们的网站或下面的投资者关系联系人获得，也可以从美国证券交易委员会的网站www.sec.gov获得。
联系我们
联系人：贝瑞公司（bry）
Todd Crabtree——投资者关系总监
(661) 616-3811
ir@bry.com
下表
提供的财务信息和某些其他信息已四舍五入到最接近的整数或最接近的十进制数。因此，一列中数字的总和可能不完全符合某些表格中为该列给出的总数。此外，此处列出的某些百分比反映了四舍五入前根据基本信息计算得出的百分比，因此，可能与相关计算基于四舍五入的数字时得出的百分比不完全一致，也可能由于四舍五入而无法求和。
结果摘要
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （未经审计）
（美元和千股，每股金额除外） |
| 合并运营报表数据： | | | | | |
| 收入和其他： | | | | | |
| 石油、天然气和液化天然气的销售 | $ | 166,357 | | | $ | 188,442 | | | $ | 210,351 | |
| 服务收入 | 44,623 | | | 46,792 | | | 39,836 | |
| 电力销售 | 5,445 | | | 8,284 | | | 5,419 | |
| 石油和天然气销售衍生品的收益（亏损） | 38,499 | | | (48,872) | | | (161,858) | |
| 营销收入 | — | | | — | | | 289 | |
| 其他收入 | 45 | | | 37 | | | 45 | |
| 总收入及其他 | 254,969 | | | 194,683 | | | 94,082 | |
| | | | | |
| 费用及其他： | | | | | |
| 租赁运营费用 | 134,835 | | | 87,601 | | | 63,124 | |
| 服务成本 | 36,099 | | | 35,010 | | | 33,472 | |
| 发电费用 | 2,500 | | | 5,199 | | | 4,463 | |
| 交通费用 | 1,041 | | | 1,021 | | | 1,158 | |
| 营销费用 | — | | | — | | | 299 | |
| 一般和管理费用 | 31,669 | | | 26,926 | | | 22,942 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 40,121 | | | 39,509 | | | 39,777 | |
| | | | | |
| 税收，所得税除外 | 10,460 | | | 14,341 | | | 6,605 | |
| | | | | |
| 天然气购买衍生品的收益 | (610) | | | (41,460) | | | (29,054) | |
| 其他经营（收入）支出 | (286) | | | (1,023) | | | 3,769 | |
| 总支出和其他费用 | 255,829 | | | 167,124 | | | 146,555 | |
| | | | | |
| 其他（支出）收入： | | | | | |
| 利息支出 | (7,837) | | | (7,646) | | | (7,675) | |
| 其他，净额 | (75) | | | (63) | | | (13) | |
| 其他（支出）收入总额 | (7,912) | | | (7,709) | | | (7,688) | |
| | | | | |
| 所得税前收入（亏损） | (8,772) | | | 19,850 | | | (60,161) | |
| 所得税优惠 | (2,913) | | | (52,114) | | | (3,351) | |
| 净（亏损）收入 | $ | (5,859) | | | $ | 71,964 | | | $ | (56,810) | |
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| 每股净（亏损）收益： | | | | | |
| 基本 | $ | (0.08) | | | $ | 0.94 | | | $ | (0.71) | |
| 稀释 | $ | (0.08) | | | $ | 0.90 | | | $ | (0.71) | |
| | | | | |
| 已发行普通股的加权平均值——基本 | 76,112 | | | 76,181 | | | 80,298 | |
| 已发行普通股的加权平均值——摊薄 | 76,112 | | | 80,312 | | | 80,298 | |
| | | | | |
调整后净收益 (1) | $ | 5,307 | | | $ | 76,449 | | | $ | 19,447 | |
| 已发行普通股的加权平均值——摊薄 | 79,210 | | | 80,312 | | | 84,447 | |
调整后净收益的摊薄后每股收益 (1) | $ | 0.07 | | | $ | 0.95 | | | $ | 0.23 | |
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| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （未经审计）
（美元和千股，每股金额除外） |
调整后的息税折旧摊销前利润 (1) | $ | 59,337 | | | $ | 77,508 | | | $ | 95,712 | |
调整后的自由现金流 (1) | $ | (26,681) | | | $ | 55,803 | | | $ | 16,857 | |
| | | | | |
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调整后的一般和管理费用 (1) | $ | 19,737 | | | $ | 19,410 | | | $ | 19,038 | |
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| 有效税率 | 33 | % | | (263) | % | | 5 | % |
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| 现金流数据： | | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 1,781 | | | $ | 105,407 | | | $ | 48,530 | |
| 用于投资活动的净现金 | $ | (30,460) | | | $ | (54,888) | | | $ | (36,560) | |
| 用于融资活动的净现金 | $ | (3,454) | | | $ | (45,742) | | | $ | (9,293) | |
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(1) 参见 “非公认会计准则财务指标与对账” 中的进一步讨论和对账。
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| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 |
| （未经审计）
（美元和千股） |
| 资产负债表数据： | | | |
| 流动资产总额 | $ | 132,612 | | | $ | 218,055 | |
| 不动产、厂房和设备总额，净额 | $ | 1,346,882 | | | $ | 1,359,813 | |
| 流动负债总额 | $ | 161,539 | | | $ | 234,207 | |
| 长期债务 | $ | 437,036 | | | $ | 395,735 | |
| 股东权益总额 | $ | 752,936 | | | $ | 800,485 | |
截至的已发行普通股 | 76,583 | | | 75,768 | |
下表单独列出了所列期间有关公司业务部门的精选财务信息，以及合并得出公司财务信息所需的合并和抵销条目。
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| 截至2023年3月31日的三个月 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| （未经审计）
（以千计） |
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收入 (1) | $ | 171,847 | | | $ | 46,363 | | | $ | (1,740) | | | $ | 216,470 | |
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| 所得税前净收益（亏损） | $ | 24,170 | | | $ | 2,114 | | | $ | (35,056) | | | $ | (8,772) | |
| | | | | | | |
调整后的息税折旧摊销前利润 (2) | $ | 75,797 | | | $ | 5,438 | | | $ | (21,898) | | | $ | 59,337 | |
| 资本支出 | $ | 19,272 | | | $ | 982 | | | $ | 379 | | | $ | 20,633 | |
| | | | | | | |
| 总资产 | $ | 1,471,679 | | | $ | 80,897 | | | $ | (12,335) | | | $ | 1,540,241 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2022年3月31日的三个月 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| （未经审计）
（以千计） |
收入 (1) | $ | 216,104 | | | $ | 39,836 | | | $ | — | | | $ | 255,940 | |
| 所得税前净亏损 | $ | (34,291) | | | $ | (284) | | | $ | (25,586) | | | $ | (60,161) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
调整后的息税折旧摊销前利润 (2) | $ | 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 | |
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| | | | | | | |
| | | | | | | |
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| | | | | | | |
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| | | | | | | |
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(1) 这些收入不包括套期保值结算。
(2) 参见 “非公认会计准则财务指标与对账” 中的进一步讨论和对账。
大宗商品定价
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| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| 加权平均已实现价格 | | | | | |
| 不含套期保值的石油（美元/桶） | $ | 74.69 | | | $ | 80.61 | | | $ | 92.25 | |
| 定期衍生品结算的影响（$/bbl） | $ | (3.65) | | | $ | (7.22) | | | $ | (15.38) | |
| 带套期保值的石油（美元/桶） | $ | 71.04 | | | $ | 73.39 | | | $ | 76.87 | |
| 天然气 ($/mcf) | $ | 17.39 | | | $ | 12.02 | | | $ | 5.77 | |
| ngL ($/bbl) | $ | 34.10 | | | $ | 29.67 | | | $ | 47.03 | |
| | | | | |
| 指数价格 | | | | | |
| 布伦特原油（美元/桶） | $ | 82.16 | | | $ | 88.63 | | | $ | 97.90 | |
| WTI 原油（美元/桶） | $ | 76.15 | | | $ | 82.51 | | | $ | 94.54 | |
天然气（美元/百万英热单位）— SoCal Gas 城门 (1) | $ | 24.81 | | | $ | 9.71 | | | $ | 6.74 | |
天然气（美元/百万英热单位）——西北、落基山脉（2） | $ | 22.36 | | | $ | 7.54 | | | $ | 5.76 | |
Henry Hub 天然气 ($/mmbtu) (2) | $ | 2.64 | | | $ | 5.55 | | | $ | 4.67 | |
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(1) 我们为生产蒸汽和电力而购买的天然气主要基于落基山脉的价格指数，包括运输费用，因为我们目前从落基山脉购买了绝大部分的天然气需求，其余则在加利福尼亚以各种加州指数购买。SoCal Gas citygate Index 是仅用于加州部分天然气购买的相关指数。现在，该公司在落基山脉购买了大部分燃气，在加利福尼亚进行的大部分购买都使用了SoCal Gas城市门指数，而在此之前，加州购买的主要指数是Kern，Delivered。
(2) 西北、洛基山脉和亨利枢纽分别是落基山脉天然气购买和销售的相关指数。
天然气价格和差异受到当地市场基本面、产区运输能力可用性和季节性影响的强烈影响。我们对天然气价格的关键敞口在于我们的成本。我们为加州蒸汽洪水和热电联产设施购买的天然气比在落基山脉生产和销售的天然气要多得多。2022 年 5 月，我们开始在落基山脉购买大部分天然气，并利用我们的克恩河管道容量将其运送到我们在加利福尼亚的业务。我们在落基山脉购买了大约 48,000 mmbtu/d，其余来自加利福尼亚市场。在加利福尼亚的购买量波动不定，2023 年第一季度平均为 3,000 mmbtu/d，2022 年第 4 季度为 12,000 mmbtu/d，2022 年第一季度平均为 16,000 mmbtu/d。我们在落基山脉购买的天然气将运往我们在加利福尼亚的业务，以帮助限制我们受加州燃气购买价格波动的影响。我们通过对很大一部分天然气购买进行套期保值，努力进一步最大限度地减少蒸汽运营中燃气成本的波动性。此外，我们在落基山脉生产和销售的天然气的天然气销售增加，部分抵消了天然气价格上涨对加州运营支出的负面影响。
当前的套期保值摘要
截至2023年4月30日，我们对原油产量和天然气购买进行了以下套期保值。
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| Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | 2024 财年 | | 2025 财年 | | 2026 财年 |
| 布伦特原油产量 | | | | | | | | | | |
| 互换 | | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量（bbls） | 1,387,750 | | | 1,211,717 | | | 1,196,000 | | | 3,412,817 | | | 99,337 | | | 9,518 | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 77.01 | | | $ | 76.26 | | | $ | 76.18 | | | $ | 76.07 | | | $ | 71.55 | | | $ | 71.55 | |
| 已售通话 | | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量（bbls） | 364,000 | | | 368,000 | | | 368,000 | | | 1,098,000 | | | 2,486,127 | | | 472,500 | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 106.00 | | | $ | 106.00 | | | $ | 106.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 91.11 | | | $ | 82.21 | |
买入看跌期权（净额）(1) | | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量（bbls） | 546,000 | | | 552,000 | | | 552,000 | | | 1,281,000 | | | 2,486,127 | | | 472,500 | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | $ | 58.53 | | | $ | 60.00 | |
卖出看跌期权（净额）(1) | | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量（bbls） | 132,668 | | | 184,000 | | | 154,116 | | | 183,000 | | | — | | | — | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | — | | | $ | — | |
| Henry Hub——购买天然气 | | | | | | | | | | |
| 消费项圈 | | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量 (mmbtu) | 1,820,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 加权平均价格（美元/百万英热单位） | $4.00/
$2.75 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| NWPL-购买天然气 | | | | | | | | | | |
| 互换 | | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量 (mmbtu) | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 10,980,000 | | | 6,080,000 | | | — | |
| 加权平均价格（美元/百万英热单位） | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 5.34 | | | $ | 4.21 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | |
| 天然气基础差异 | | | | | | | | | | | |
| NWPL/HH-购买天然气 | | | | | | | | | | |
| 对冲交易量 (mmbtu) | — | | | — | | | 610,000 | | | — | | | — | | | — | |
| 加权平均价格（美元/百万英热单位） | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1.12 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
__________
(1) 具有相同行使价的买入看跌期权和卖出看跌期权是按净额列报的。
E&P 实地行动
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （未经审计）
（每英镑金额（美元） |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 外勤业务费用 | | | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 61.65 | | | $ | 36.95 | | | $ | 26.25 | |
| 发电费用 | 1.14 | | | 2.19 | | | 1.86 | |
| 交通费用 | 0.48 | | | 0.43 | | | 0.48 | |
| 营销费用 | — | | | — | | | 0.13 | |
| 总计 | $ | 63.27 | | | $ | 39.57 | | | $ | 28.72 | |
| | | | | |
| 因天然气购买套期保值而收到的现金结算 | $ | (25.11) | | | $ | (5.28) | | | $ | (0.69) | |
| | | | | |
| E&P 非生产收入 | | | | | |
| 电力销售 | $ | 2.49 | | | $ | 3.49 | | | $ | 2.25 | |
| 运输销售 | 0.02 | | | 0.02 | | | 0.02 | |
| 营销收入 | — | | | — | | | 0.12 | |
| 总计 | $ | 2.51 | | | $ | 3.51 | | | $ | 2.39 | |
| | | | | |
| | | | | |
总体而言，管理层通过考虑核心勘探和生产运营费用以及我们的热电联产、营销和运输活动来评估我们的勘探和生产现场业务的效率。特别是，我们在加利福尼亚的勘探和生产业务的核心组成部分是蒸汽，我们使用蒸汽将重油运送到地表。我们运营多个热电联产设施，以生产运营所需的部分蒸汽。在将热电联产发电厂的成本效益与运营中其他蒸汽来源进行比较时，管理层考虑了热电联产发电厂的运营成本，包括为运营设施而购买的天然气的成本，以及我们勘探和生产现场作业中使用的蒸汽和电力的价值以及向电网出售多余电力所获得的收入。我们努力通过天然气购买套期保值来最大限度地减少加州蒸汽业务的燃气成本波动。因此，我们勘探和生产现场业务的效率受到我们从这些衍生品中获得或支付的现金结算的影响。我们还签订了从落基山脉运输燃气的合同，从历史上看，这些燃料比加利福尼亚市场便宜。在运输和营销方面，管理层在评估勘探和生产业务的总体效率时还考虑了增量产能的随机销售。
租赁运营费用包括燃料、劳动力、现场办公室、车辆、监督、维护、工具和用品以及修缮费用。发电费用包括我们两个热电联产设施的燃料、人工、维护以及工具和用品中分配给发电支出的部分；剩余的热电联产费用包含在租赁运营费用中。运输费用与我们在物业内生产的石油和天然气运输或将其运往市场的成本有关。营销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处理系统输送，然后出售给第三方。电力收入来自根据长期合同以市场价格向加州一家公用事业公司出售来自我们两个热电联产设施的多余电力。这些热电联产设施的规模可以满足各自领域的蒸汽需求，但相应的发电量超过了这些领域目前运营所需的电力。运输销售涉及我们代表第三方在系统上运输的水和其他液体，营销收入代表从第三方购买和出售给第三方的天然气的销售。
产量统计
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
石油、天然气和液化天然气日净产量 (1)： | | | | | |
| 石油 (mbbl/d) | | | | | |
| 加利福尼亚 | 19.9 | | 21.1 | | 22.2 |
犹他州 (2) | 2.7 | | 3.0 | | 2.2 |
科罗拉多州 (3) | — | | — | | — |
| 石油总量 | 22.6 | | 24.1 | | 24.4 |
| 天然气 (mmcf/d) | | | | | |
| 加利福尼亚 | — | | — | | — |
犹他州 (2) | 8.7 | | 7.8 | | 9.2 |
科罗拉多州 (3) | — | | — | | 2.3 |
| 天然气总量 | 8.7 | | 7.8 | | 11.5 |
| ngLs (mbbl/d) | | | | | |
| 加利福尼亚 | — | | — | | — |
犹他州 (2) | 0.2 | | 0.4 | | 0.4 |
科罗拉多州 (3) | — | | — | | — |
| 液化天然气总量 | 0.2 | | 0.4 | | 0.4 |
总产量 (mboe/d) (4) | 24.3 | | 25.8 | | 26.7 |
__________
(1) 产量代表该期间的销售量。我们还使用租赁生产的部分天然气来开采石油和天然气。
(2) 包括自2022年2月收购羚羊溪地区起的产量。
(3) 2022 年 1 月，我们剥离了我们在科罗拉多州的所有天然气资产。
（4）根据六立方英尺天然气与一桶石油的能量含量，天然气量已转换为英国央行。桶装石油等价不一定导致价格等同。按每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于相应的石油价格，而且多年来也同样处于低水平。例如，在截至2023年3月31日的三个月中，布伦特石油和亨利枢纽天然气的平均价格分别为每桶82.16美元和每百万英热单位2.64美元。
资本支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | 2022年3月31日 |
| | | （未经审计）
（以千计） | | |
资本支出 (1) (2) | $ | 20,633 | | | $ | 50,398 | | | $ | 27,620 | |
__________
(1) 资本支出包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产退休支出。
(2) 在截至2023年3月31日、2022年12月31日和2022年3月31日的三个月中，资本支出分别包括用于油井维修和废弃业务的100万美元、500万美元和100万美元。
非公认会计准则财务指标和对账
根据公认会计原则，调整后净收益（亏损）不是衡量净收益（亏损）的指标，调整后的自由现金流不是衡量现金流的指标，调整后的息税折旧摊销前利润在所有情况下都不是衡量净收益（亏损）或现金流的指标。调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的自由现金流、调整后的净收益（亏损）和调整后的一般和管理费用是我们财务报表的管理层和外部用户（例如行业分析师、投资者、贷款机构和评级机构）使用的补充非公认会计准则财务指标。
我们将调整后的息税折旧摊销前利润定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益；扣除定期衍生品结算所收现金后的衍生收益或亏损；减值；股票补偿支出；以及不寻常和罕见的项目。我们的管理层认为，调整后的息税折旧摊销前利润为评估我们的财务状况、经营业绩和现金流提供了有用的信息，并被行业和投资界广泛使用。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，比较不同时期的业绩，而不考虑我们的融资方式或资本结构。除了2021年RBL机制的套期保值要求外，我们还使用调整后的息税折旧摊销前利润来规划资本配置，以维持生产水平并确定我们的战略套期保值需求。
我们将调整后的净收益（亏损）定义为根据衍生品收益或亏损调整后的净收益（亏损），扣除因定期衍生品结算而收到或支付的现金、不寻常和罕见的项目以及这些调整产生的所得税支出或收益，使用我们的法定税率。调整后的净收益（亏损）不包括影响收益的异常和罕见项目的影响，这些项目差异很大且不可预测，包括衍生品收益和亏损等非现金项目。管理层在比较不同时期的结果时使用了这一衡量标准。我们认为调整后的净收益（亏损）对投资者很有用，因为它反映了管理层在删除了某些影响指标可比性且不能反映公司核心业务的交易和活动后，如何评估公司的持续财务和经营业绩。我们认为，这也使投资者更容易将我们的同期业绩与同行进行比较。
我们将调整后的自由现金流（一项非公认会计准则财务指标）定义为运营产生的现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指维持基本相同的年度石油和天然气产量所需的资本支出，定义为资本支出，在适用的情况下，不包括与战略业务扩张相关的勘探和生产资本支出，例如收购石油和天然气资产以及为将产量提高到上一年年产量之外的任何勘探和开发活动，以及我们的油井维修和废弃以及与辅助相关的公司部门的资本支出可持续发展计划或其他可自由支配且与维护我们的核心业务无关的支出。管理层认为，调整后的自由现金流可能有助于投资者分析我们在维持现有石油和天然气资产基础的现有产量之后，从运营活动中获得现金的能力，以便向股东返还资本，通过收购或投资现有资产基础为进一步的业务扩张提供资金，以增加产量和支付其他非全权费用。管理层还使用调整后的自由现金流作为确定季度可变股息的主要指标。2023 年初，我们更新了股东回报模型，包括将季度固定股息翻一番，达到每股 0.12 美元。实际支付的任何股息将由我们的董事会根据现有条件确定，包括我们的收益、财务状况、融资协议限制、业务状况和其他因素。我们还修改了调整后自由现金流的分配。我们的目标是通过整体回报继续实现股东价值最大化。从2023年开始的配置将为（a）80％，主要以机会主义债务或股票回购的形式出现，还可能包括收购生产附加债券；（b）20％的可变现金分红形式。
调整后的自由现金流并不代表我们现金余额的总增减，也不应推断调整后自由现金流的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购、战略收购或其他全权支出，因为我们有强制性的还本付息要求和其他非全权支出，未从该衡量标准中扣除。
我们将调整后的一般和管理费用定义为经非现金股票补偿支出以及异常和罕见成本调整后的一般和管理费用。管理层相信调整后的将军和
管理费用很有用，因为它使我们能够更有效地比较不同时期的业绩。我们认为，调整后的一般和管理费用对投资者很有用，因为它反映了管理层在取消非现金股票薪酬后如何评估公司的持续一般和管理费用，以及影响指标可比性且不能反映公司管理成本的异常或罕见的成本。我们认为，这也使投资者更容易将我们的同期业绩与同行进行比较。
虽然调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的自由现金流、调整后的净收益（亏损）和调整后的一般和管理费用是非公认会计准则的衡量标准，但调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的自由现金流、调整后的净收益（亏损）和调整后的一般和管理费用计算中包含的金额是根据公认会计原则计算的。这些指标是对根据公认会计原则计算的收入和流动性指标的补充，而不是作为其替代方案，不应将其视为根据公认会计原则计算的收入和流动性指标的替代方案，也不应将其视为比根据公认会计原则计算的收入和流动性指标更有意义。调整后息税折旧摊销前利润中排除的某些项目是理解和评估我们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，以及折旧和可损耗资产的历史成本。我们对调整后息税折旧摊销前利润、调整后自由现金流、调整后净收益（亏损）和调整后一般和管理费用的计算可能无法与其他公司使用的其他类似标题的指标进行比较。调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的自由现金流、调整后的净收益（亏损）和调整后的一般和管理费用应与根据公认会计原则编制的财务报表中包含的信息一起阅读。
调整后的息税折旧摊销前
下表显示了所示每个时期的非公认会计准则财务指标调整后息税折旧摊销前利润与公认会计准则财务指标的对账情况，即经营活动提供（或使用）的净收益（亏损）和净现金（如适用）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （未经审计）
（以千计） |
| 调整后的息税折旧摊销前利润与经营活动提供的净收益（亏损）和净现金的对账： |
| 净（亏损）收入 | $ | (5,859) | | | $ | 71,964 | | | $ | (56,810) | |
| 加（减）： | | | | | |
| 利息支出 | 7,837 | | | 7,646 | | | 7,675 | |
| 所得税优惠 | (2,913) | | | (52,114) | | | (3,351) | |
| 折旧、损耗和摊销 | 40,121 | | | 39,509 | | | 39,777 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 衍生品的（收益）亏损 | (39,109) | | | 7,412 | | | 132,804 | |
| 定期衍生品结算收到（支付）的净现金 | 47,467 | | | (3,504) | | | (32,152) | |
| 其他经营（收入）支出 | (286) | | | (1,023) | | | 3,769 | |
| 股票补偿费用 | 4,766 | | | 4,350 | | | 3,802 | |
非经常性费用 (1) | 7,313 | | | 3,268 | | | 198 | |
| | | | | |
| 调整后 EBITDA | $ | 59,337 | | | $ | 77,508 | | | $ | 95,712 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 1,781 | | | $ | 105,407 | | | $ | 48,530 | |
| 加（减）： | | | | | |
| 现金利息支付 | 14,388 | | | 311 | | | 14,539 | |
| 现金所得税缴纳 | — | | | 828 | | | — | |
| | | | | |
非经常性费用 (1) | 7,313 | | | 3,268 | | | 198 | |
| | | | | |
运营资产和负债的变化——营运资金 (2) | 36,745 | | | (31,003) | | | 27,766 | |
其他营业（收入）支出——现金部分 (3) | (890) | | | (1,303) | | | 4,679 | |
| | | | | |
| 调整后 EBITDA | $ | 59,337 | | | $ | 77,508 | | | $ | 95,712 | |
| | | | | |
| | | | | |
__________
(1) 非经常性成本包括2023年第一季度和2022年第四季度的高管过渡成本，以及2023年第一季度的裁员成本。非经常性成本包括与2022年第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用。
(2) 其他资产和负债的变动包括营运资金和各种非物质项目。
(3) 代表损益表中其他运营支出（收入）的现金部分。
调整后的息税折旧摊销前利润是向首席运营决策者（CODM）报告的衡量标准，目的是就向每个细分市场分配资源和评估其业绩做出决策。息税折旧摊销前利润代表利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益；扣除定期衍生品结算所收或支付的现金后的衍生收益或亏损；减值；股票补偿支出；以及异常和罕见项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
2023年3月31日 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| （未经审计）
（以千计） |
| 调整后的息税折旧摊销前利润与净收益（亏损）的对账： | | | | | | |
| 净收益（亏损） | $ | 24,170 | | | $ | 2,114 | | | $ | (32,143) | | | $ | (5,859) | |
| 加（减）： | | | | | | | |
| 利息支出 | — | | | 5 | | | 7,832 | | | 7,837 | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | (2,913) | | | (2,913) | |
| 折旧、损耗和摊销 | 33,835 | | | 3,256 | | | 3,030 | | | 40,121 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 衍生品收益 | (39,109) | | | — | | | — | | | (39,109) | |
| 定期衍生品结算收到的净现金 | 47,467 | | | — | | | — | | | 47,467 | |
| 其他运营费用（收入） | 1,809 | | | (82) | | | (2,013) | | | (286) | |
| | | | | | | |
| 股票补偿费用 | 312 | | | 145 | | | 4,309 | | | 4,766 | |
非经常性费用 (1) | 7,313 | | | — | | | — | | | 7,313 | |
| | | | | | | |
| 调整后 EBITDA | $ | 75,797 | | | $ | 5,438 | | | $ | (21,898) | | | $ | 59,337 | |
__________
(1) 非经常性成本包括2023年第一季度的高管过渡和裁员成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
2022年3月31日 |
| E&P | | 油井维修和废弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| （未经审计）
（以千计） |
| 调整后的息税折旧摊销前利润与净收益（亏损）的对账： | | | | | | |
| 净亏损 | $ | (34,291) | | | $ | (284) | | | $ | (22,235) | | | $ | (56,810) | |
| 加（减）： | | | | | | | |
| 利息支出 | — | | | — | | | 7,675 | | | 7,675 | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | (3,351) | | | (3,351) | |
| 折旧、损耗和摊销 | 35,474 | | | 3,179 | | | 1,124 | | | 39,777 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 衍生品亏损 | 132,804 | | | — | | | — | | | 132,804 | |
| 为定期衍生品结算支付的净现金 | (32,152) | | | — | | | — | | | (32,152) | |
| 其他运营费用 | 3,495 | | | 174 | | | 100 | | | 3,769 | |
| | | | | | | |
| 股票补偿费用 | 319 | | | 33 | | | 3,450 | | | 3,802 | |
非经常性费用 (1) | — | | | 198 | | | — | | | 198 | |
| | | | | | | |
| 调整后 EBITDA | $ | 105,649 | | | $ | 3,300 | | | $ | (13,237) | | | $ | 95,712 | |
__________
(1) 非经常性成本包括与2022年第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用。
调整后的自由现金流
下表显示了每个时期非公认会计准则财务指标调整后自由现金流与公认会计准则财务指标运营现金流的对账情况。我们使用调整后的自由现金流作为股东回报模型，该模型始于 2022 年。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （以千计） |
| 调整后的自由现金流： | | | | | |
经营活动提供的净现金 (1) | $ | 1,781 | | | $ | 105,407 | | | $ | 48,530 | |
| 减去： | | | | |
维护资金 (2) | (19,272) | | | (45,047) | | | (26,437) | |
固定股息 (3) | (9,190) | | | (4,557) | | | (5,236) | |
| 调整后的自由现金流 | $ | (26,681) | | | $ | 55,803 | | | $ | 16,857 | |
__________
(1) 在合并的基础上。
(2) 维护资本是保持年产量基本持平所需的资本，计算方法如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 三个月已结束 | |
| | | | 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | （未经审计） （以千计） |
合并资本支出 (a) | | | | | | $ | (20,633) | | | $ | (50,398) | | | $ | (27,620) | | |
不包括的项目 (b) | | | | | | 1,361 | | | 5,351 | | | 1,183 | | |
| 维护资本 | | | | | | $ | (19,272) | | | $ | (45,047) | | | $ | (26,437) | | |
__________
(a) 资本支出包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产退休支出。
(b) 包括勘探和生产领域与战略业务扩张相关的资本支出，例如收购石油和天然气物业以及为将产量提高到去年油井维修和废弃板块的年产量和资本支出之外而进行的任何勘探和开发活动，以及与辅助可持续发展计划相关的公司支出或其他可自由支配且与核心业务维护无关的支出。在截至2023年3月31日的三个月、截至2022年12月31日的三个月，以及截至2022年3月31日的三个月，我们排除了与我们的油井维修和废弃部门相关的约100万美元、500万美元和60万美元的资本支出，这些支出基本上全部用于可持续发展举措或其他可自由支配且与维护我们的核心业务无关的支出。在截至2022年3月31日的三个月、截至2022年12月31日的三个月，以及截至2022年3月31日的三个月，我们排除了约40万美元、50万美元和60万美元的企业资本支出，我们确定这些支出与维持基准产量无关。
(3) 代表在所述期间申报的固定股息。
调整后的净收益（亏损）
下表显示了非公认会计准则财务指标调整后净收益（亏损）与GAAP财务指标的净收益（亏损）和调整后每股净收益（亏损）（摊薄至每股净收益）的对账情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （以千计） | | 每股-摊薄 | | （以千计） | | 每股-摊薄 | | （以千计） | | 每股-摊薄 |
| （未经审计） |
| 调整后净收益（亏损）与净收益（亏损）的对账： | | | |
| 净（亏损）收入 | $ | (5,859) | | | $ | (0.07) | | | $ | 71,964 | | | $ | 0.90 | | | $ | (56,810) | | | $ | (0.67) | |
| | | | | | | | | | | |
| 加（减）： | | | | | | | | | | | |
| 衍生品的（收益）亏损 | (39,109) | | | (0.49) | | | 7,412 | | | 0.09 | | | 132,804 | | | 1.57 | |
| 定期衍生品结算收到（支付）的净现金 | 47,467 | | | 0.60 | | | (3,504) | | | (0.04) | | | (32,152) | | | (0.38) | |
| 其他经营（收入）支出 | (286) | | | (0.01) | | | (1,023) | | | (0.02) | | | 3,769 | | | 0.05 | |
| | | | | | | | | | | |
非经常性费用 (1) | 7,313 | | | 0.09 | | | 3,268 | | | 0.04 | | | 198 | | | — | |
| 新增总额，净额 | 15,385 | | | 0.19 | | | 6,153 | | | 0.07 | | | 104,619 | | | 1.24 | |
| | | | | | | | | | | |
调整所得税支出 (2) | (4,219) | | | (0.05) | | | (1,668) | | | (0.02) | | | (28,362) | | | (0.34) | |
| 调整后净收益 | $ | 5,307 | | | $ | 0.07 | | | $ | 76,449 | | | $ | 0.95 | | | $ | 19,447 | | | $ | 0.23 | |
| | | | | | | | | | | |
| 调整后净收益的基本每股收益 | $ | 0.07 | | | | | $ | 1.00 | | | | | $ | 0.24 | | | |
| 调整后净收益的摊薄后每股收益 | $ | 0.07 | | | | | $ | 0.95 | | | | | $ | 0.23 | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 已发行普通股的加权平均股数——基本 | 76,112 | | | | | 76,181 | | | | | 80,298 | | | |
| 已发行普通股的加权平均股数——摊薄 | 79,210 | | | | | 80,312 | | | | | 84,447 | | | |
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(1) 非经常性成本包括2023年第一季度和2022年第四季度的高管过渡成本以及2023年第一季度的裁员成本。非经常性成本包括与2022年第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用。
(2) 2023 年和 2022 年均使用了联邦和州的法定费率。我们在 2022 年更新了披露，以反映 2022 年的法定税率，而不是之前使用的有效税率。
调整后的一般和管理费用
下表显示了所示每个时期非公认会计准则财务指标调整后一般和管理费用与公认会计准则财务指标一般和管理费用的对账情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束 |
| 2023年3月31日 | | 2022年12月31日 | | 2022年3月31日 |
| （以千美元计，每 mboe 金额除外） |
| 调整后的一般和管理费用与一般和管理费用对账： |
| 一般和管理费用 | $ | 31,669 | | | $ | 26,926 | | | $ | 22,942 | |
| 减去： | | | | | |
| 非现金股票补偿费用（G&A 部分） | (4,619) | | | (4,248) | | | (3,706) | |
非经常性费用 (1) | (7,313) | | | (3,268) | | | (198) | |
| 调整后的一般和管理费用 | $ | 19,737 | | | $ | 19,410 | | | $ | 19,038 | |
| | | | | |
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| 油井维修和废弃部分 | $ | 3,126 | | | $ | 3,296 | | | $ | 3,070 | |
| | | | | |
| 勘探与生产部门和企业 | $ | 16,611 | | | $ | 16,114 | | | $ | 15,968 | |
| 勘探和生产板块和企业（美元/英国央行） | $ | 7.60 | | | $ | 6.80 | | | $ | 6.64 | |
| | | | | |
| mboe 总数 | 2,187 | | | 2,371 | | | 2,406 | |
__________
(1) 非经常性成本包括2023年第一季度和2022年第四季度的高管过渡成本，以及2023年第一季度的裁员成本。非经常性成本包括与2022年第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用。
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