新闻稿
用于立即发布

贝瑞公司公布2023年第二季度业绩

德克萨斯州达拉斯——2023年8月2日（GLOBE NEWSWIRE）——Berry Corporation（bry）（纳斯达克股票代码：BRY）（“Berry” 或 “公司”）公布了2023年第二季度业绩，包括净收益2600万美元或摊薄每股收益0.33美元，调整后净收益（1）为1200万美元或摊薄每股0.15美元，经营活动现金流为6300万美元，调整后的息税折旧摊销前利润（1）为6900万美元。
季度亮点
•调整后息税折旧摊销前利润 (1) 为6,900万美元，调整后自由现金流 (1) 为3,400万美元
•实现了强劲的经营业绩，产量比2023年第一季度增长了近7％
•以每股7.04美元的平均价格回购了超过140万股普通股
•申报的总股息为每股0.14美元
•签署协议，以7000万美元的价格收购克恩县生产商麦克弗森能源公司，部分资金来自资本再分配
_______
(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：“在第二季度，我们成功执行了实现可观回报的战略。”“我们的运营和财务表现都很强劲。我们的产量同比增长了近7％，相当于每天超过1,600桶，资本低于计划。此外，在燃油价格下跌和租赁维护成本降低的推动下，我们将扣除套期保值后的租赁运营费用与第一季度相比减少了23％。因此，我们将在本季度支付每股0.14美元的总股息，固定加可变股息。我们还机会主义地在公开市场上以每股7.04美元的平均价格回购了140万股股票。

“我们对即将收购麦克弗森能源公司感到兴奋，这实现了我们的重要战略目标，即收购增值、生产附加资产。该交易提供了额外的产量和更高的资本效率，并将通过2023年3500万美元资本的重新分配获得部分资金。麦克弗森的资产是高质量、低跌幅的石油生产地产，与我们现有的克恩县农村投资组合自然吻合。除了有吸引力的基础产量外，我们还看到了短期产量提高和发展机会的上行空间，” Araujo说。

2023 年第二季度业绩
2023年第二季度的净收入为2600万美元，而2023年第一季度的净亏损为600万美元，调整后的息税折旧摊销前利润分别为6900万美元和5900万美元。调整后息税折旧摊销前利润增长17％的主要原因是产量增加，加上燃油价格和租赁维护成本的下跌，但油价下跌略微抵消了这一点。
2023年第二季度，该公司的平均日产量增长至25,900桶/日，而2023年第一季度为24,300桶/日。2023年第二季度全公司石油产量为24,000桶/日，占公司总产量的93％，其中加州的产量贡献了20,800桶/日，占总产量的80％。产量同比增长了近7％，这要归因于加利福尼亚优化蒸汽喷射使基地产量有所提高，以及弥补了第一季度与天气相关的生产停机时间。





2023年第二季度，包括套期保值效应在内的全公司已实现油价为每桶69.87美元，而2023年第一季度为每桶71.04美元。不包括套期保值效应，加州的平均已实现油价在2023年第二季度为每桶72.10美元，为布伦特原油的93％，2023年第一季度为每桶76.24美元，为布伦特原油的93％。
租赁运营支出，包括加州蒸汽运营的燃气成本，在2023年第二季度比2023年第一季度有所下降，这主要是由于价格大幅下跌导致我们的加州蒸汽发电设施的天然气（燃料）成本降低。由于恶劣的天气条件，租赁维护成本在2023年第一季度异常高，不包括燃料在内的租赁运营费用减少了200万美元。

与2023年第一季度相比，2023年第二季度除所得税以外的税收增长了22％，这是由于第二季度温室气体（“GHG”）补贴的按市值计价的价格上涨。
与2023年第一季度相比，2023年第二季度的一般和管理费用下降了29％，这在很大程度上是由于2023年第一季度发生了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）在2023年第二季度与2023年第一季度相比下降了3％，这要归因于2023年初开始的成本节约计划。
与2023年第一季度相比，油井维修和废弃业务C&J Well Services在2023年第二季度的收入增长了129％，达到500万美元，这是由于受天气相关客户需求的影响，第二季度的活动与第一季度相比有所增加。
2023年第二季度，资本支出约为2100万美元，其中不包括收购、资产退休义务支出以及100万美元的油井维修和废弃资本。由于设施和修井支出增加，与2023年第一季度相比，增长了5％。此外，该公司在2023年第二季度花费了约600万美元用于封堵和废弃活动。
截至2023年6月30日，该公司的流动性为1.86亿美元，其中包括900万美元的现金和循环信贷额度下可供借款的1.77亿美元。
“我们在第二季度将调整后的息税折旧摊销前利润比第一季度增加了17％，并产生了3,400万美元的稳健调整后自由现金流。为了兑现向股东返还可观现金的承诺，我们在本季度以7.04美元的平均价格购买了1000万美元的Berry股票，并将继续评估创造和提供符合股东回报模式的回报的机会，” 贝瑞首席财务官迈克·赫尔姆说。“贝瑞正在实现其目标，完全有能力在最大限度地提高股东回报方面继续取得成功。”
2023 年展望
我们目前预计，在考虑麦克弗森交易之前，我们的全年业绩将符合先前的指导方针，资本支出除外。我们预计，Berry和C&J Well Services在2023年的资本支出将比最初的1.03亿至1.13亿美元低约3500万美元，这是由于重新分配了资金，为麦克弗森的部分收购价格提供资金。我们将全面更新与交易完成相关的指导方针，预计将于2023年第三季度末完成。
季度分红
公司董事会宣布公司已发行普通股的分红总额为每股0.14美元。根据公司的股东回报模型，每股0.02美元的可变部分基于截至2023年6月30日的六个月的累计调整后自由现金流业绩。还宣布了每股0.12美元的固定部分，两笔股息均于2023年8月25日支付给2023年8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 8 月 2 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
加入仅限收听的直播音频网络直播，网址为 https://edge.media-server.com/mmc/p/yrmp93rj
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/BI1dce5edf8c144895becc0633be60f1dc
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/yrmp93rj 或
https://bry.com/category/events
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、资本计划以及开发和生产计划、运营和业务战略、预计的GG有关的声明裁员带来的和解成本节约；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战略和与之相关的新项目或业务的启动；复苏因素；收购的完成及其时机；财务和生产业绩的预计增长；与收购相关的预计协同效应；自由现金流和股东回报的预期增长;我们的资本支出和杠杆率概况；以及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的不确定性和突发事件的影响，这些不确定性和突发事件很难或无法预测，也是我们无法控制的。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，这些前瞻性陈述受收购交易以及天然气、液化天然气和石油的勘探和开发、生产、收集和销售所带来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；可能防止、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，包括监管批准和许可程序中的现有和/或新要求；加利福尼亚州或其他运营领域应对气候变化或其他环境问题的立法和监管举措；投资和




开发竞争能源或替代能源；钻探、生产和其他运营风险；竞争的影响；估算天然气和石油储量以及预测未来产量所固有的不确定性；我们通过勘探和开发活动或战略交易替代储备的能力；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；由于缺乏下游而可能停产需求或存储容量；供应石油和天然气的第三方运输和市场外卖基础设施（包括管道系统）的中断、容量限制或其他限制；有效部署我们的ESG战略以及与启动新项目或相关业务相关的风险的能力；我们成功执行和完成收购以及将麦克弗森资产整合到我们的运营中的能力；我们未能识别风险或与麦克弗森、其运营或资产相关的负债；我们无法实现预期的协同效应；我们成功执行其他战略附加收购的能力；国内和全球的整体政治和经济状况；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 “第1A项” 标题下描述的其他风险。风险因素” 载于公司截至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6月30日2023年3月31日2022年6月30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$157,703 $166,357 $240,071 
服务收入47,674 44,623 46,178 
电力销售3,078 5,445 7,419 
石油和天然气销售衍生品的收益（亏损）20,871 38,499 (40,658)
其他收入36 45 120 
总收入及其他229,362 254,969 253,130 
费用及其他：
租赁运营费用54,707 134,835 72,455 
服务成本37,083 36,099 36,709 
发电费用1,273 2,500 6,122 
交通费用1,096 1,041 1,108 
收购成本972 — — 
一般和管理费用22,488 31,669 23,183 
折旧、损耗和摊销39,755 40,121 38,055 
税收，所得税除外13,707 10,460 11,214 
天然气购买衍生品的亏损（收益）14,024 (610)10,661 
其他经营（收入）支出(1,033)(286)353 
总支出和其他费用184,072 255,829 199,860 
其他（支出）收入：
利息支出(8,794)(7,837)(7,729)
其他，净额(110)(75)(42)
其他（支出）收入总额(8,904)(7,912)(7,771)
所得税前收入（亏损）36,386 (8,772)45,499 
所得税支出（福利）10,616 (2,913)2,145 
净收益（亏损）$25,770 $(5,859)$43,354 
每股净收益（亏损）：
基本$0.34 $(0.08)$0.54 
稀释$0.33 $(0.08)$0.52 
已发行普通股的加权平均值——基本76,721 76,112 79,596 
已发行普通股的加权平均值——摊薄79,285 76,112 83,015 
调整后净收益 (1)
$11,666 $5,307 $53,591 
已发行普通股的加权平均值——摊薄79,285 79,210 83,015 
调整后净收益的摊薄后每股收益 (1)
$0.15 $0.07 $0.65 




三个月已结束
2023年6月30日2023年3月31日2022年6月30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)
$69,055 $59,337 $109,747 
调整后的自由现金流 (1)
$33,774 $(26,681)$74,382 
调整后的一般和管理费用 (1)
$19,109 $19,737 $18,920 
有效税率29 %33 %5 %
现金流数据：
经营活动提供的净现金$62,538 $1,781 $111,242 
用于投资活动的净现金$(27,961)$(30,460)$(38,863)
用于融资活动的净现金$(40,128)$(3,454)$(37,844)
__________
(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。

2023年6月30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$134,431 $218,055 
不动产、厂房和设备总额，净额$1,335,572 $1,359,813 
流动负债总额$148,127 $234,207 
长期债务$421,347 $395,735 
股东权益总额$760,575 $800,485 
截至的已发行普通股
75,661 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。
截至2023年6月30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)
$160,817 $49,299 $(1,625)$208,491 
所得税前净收益（亏损）$62,012 $4,836 $(30,462)$36,386 
调整后的息税折旧摊销前利润 (2)
$78,274 $7,689 $(16,908)$69,055 
资本支出$19,625 $1,334 $936 $21,895 
总资产$1,457,694 $72,653 $(8,644)$1,521,703 





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）
收入 (1)
$171,847 $46,363 $(1,740)$216,470 
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6月30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)
$247,610 $46,178 $— $293,788 
所得税前净收益（亏损）$68,885 $3,307 $(26,693)$45,499 
调整后的息税折旧摊销前利润 (2)
$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 
__________
(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
三个月已结束
2023年6月30日2023年3月31日2022年6月30日
加权平均已实现价格
不含套期保值的石油（美元/桶）$70.68 $74.69 $105.70 
定期衍生品结算的影响（$/bbl）$(0.81)$(3.65)$(21.92)
带套期保值的石油（美元/桶）$69.87 $71.04 $83.78 
天然气 ($/mcf)$2.87 $17.39 $7.35 
ngL ($/bbl)$22.16 $34.10 $56.47 
指数价格
布伦特原油（美元/桶）$77.73 $82.16 $111.98 
WTI 原油（美元/桶）$73.73 $76.15 $108.71 
天然气（美元/百万英热单位）— SoCal Gas 城门 (1)
$5.66 $24.81 $7.53 
天然气（美元/百万英热单位）——西北、落基山脉（2）
$2.85 $22.36 $6.69 
Henry Hub 天然气 ($/mmbtu) (2)
$2.16 $2.64 $7.50 
__________
(1) 我们购买的用于生产蒸汽和发电的天然气主要基于落基山脉的价格指数，包括运输费，因为我们目前从落基山脉购买了绝大多数天然气需求，其余的是在加利福尼亚按各种加州指数购买的。SoCal Gas citygate Index 是仅用于加利福尼亚天然气购买部分的相关指数。现在，该公司在落基山脉购买了大部分燃气，在加利福尼亚购买的大部分燃料气都使用了SoCal Gas城市门指数，而在此之前，加州购买的主要指数是Kern，Delivery。
(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、产区运输能力的可用性以及季节性影响的强烈影响。该公司对天然气价格的主要风险敞口在于成本。该公司为加州蒸汽洪水和热电联产设施购买的天然气比落基山脉生产和销售的天然气要多得多。2022年5月，该公司开始在落基山脉购买大部分天然气，并使用克恩河管道运力将其运往加利福尼亚的业务。该公司在落基山脉购买了约48,000 mmbtu/d的股份，其余来自加利福尼亚市场。加利福尼亚的购买量波动不定，2023年第二季度平均为6,000mmbtu/d，2023年第一季度为3,000mmbtu/d，2022年第二季度为13,000 mmbtu/d。在落基山脉购买的天然气被运往加利福尼亚的运营部门，以帮助限制加州燃料气购买价格波动的影响。该公司努力通过对冲很大一部分天然气购买来进一步最大限度地减少蒸汽运营燃料气成本的波动。此外，落基山脉生产和销售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7月31日，我们有以下原油产量和天然气购买套期保值。
Q3 2023Q4 20232024 财年2025 财年2026 财年
布伦特原油产量
互换
对冲交易量（bbls）1,272,717 1,288,000 4,146,817 752,125 487,268 
加权平均价格（美元/桶）$76.54 $76.60 $76.13 $70.89 $68.71 
已售看涨期权 (1)
对冲交易量（bbls）368,000 368,000 732,000 2,486,127 472,500 
加权平均价格（美元/桶）$106.00 $106.00 $105.00 $91.11 $82.21 
已购买看跌期权（净额）(2)
对冲交易量（bbls）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 $58.53 $60.00 
卖出看跌期权（净额）(2)
对冲交易量（bbls）184,000 154,116 183,000 — — 
加权平均价格（美元/桶）$40.00 $40.00 $40.00 $— $— 
Henry Hub——购买天然气
NWPL-购买天然气
互换
对冲交易量 (mmbtu)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 $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) 行使价相同的买入看涨期权和卖出看涨期权按净额列报。
(2) 行使价相同的买入看跌期权和卖出看跌期权均按净额列报。




E&P 实地行动
三个月已结束
2023年6月30日2023年3月31日2022年6月30日
（未经审计）
（每英镑金额（美元）
外勤业务费用
租赁运营费用$23.17 $61.65 $30.37 
发电费用0.54 1.14 2.57 
交通费用0.46 0.48 0.46 
总计$24.17 $63.27 $33.40 
为天然气购买套期保值支付（已收到）现金结算$4.56 $(25.11)$(4.27)
E&P 非生产收入
电力销售$1.30 $2.49 $3.11 
运输销售0.02 0.02 0.05 
总计$1.32 $2.51 $3.16 

总体而言，管理层通过考虑核心勘探和生产运营费用以及热电联产、营销和运输活动来评估公司勘探和生产现场运营的效率。特别是，加利福尼亚勘探和生产业务的核心组成部分是蒸汽，蒸汽用于将重油运送到地表。该公司运营着多个热电联产设施，以生产运营所需的部分蒸汽。在比较热电联产厂与其他运营蒸汽来源的成本效益时，管理层将热电联产厂的运营成本，包括为运营设施而购买的天然气成本，与勘探和生产现场运营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进行考虑。该公司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运营的燃气成本的波动。因此，勘探和生产实地业务的效率受到从这些衍生品收到或支付的现金结算的影响。该公司还签订了从落基山脉运输燃气的合同，从历史上看，落基山脉的燃料气比加利福尼亚的市场便宜。在运输和营销方面，管理层在评估勘探和生产业务的整体效率时还考虑了增量产能的机会性销售。

租赁运营费用包括燃料、人工、现场办公室、车辆、监督、维护、工具和用品以及修理费用。发电费用包括公司两个热电联产设施的燃料、劳动力、维护以及工具和用品中分配给发电费用的部分；剩余的热电联产费用包含在租赁运营费用中。运输费用与运输在公司财产内生产或运往市场的石油和天然气的成本有关。营销费用主要与从第三方购买的天然气有关，这些天然气通过收集和处理系统运输，然后出售给第三方。电力收入来自根据长期合同按市场价格将公司两个热电联产设施的多余电力出售给加州一家公用事业公司。这些热电联产设施的规模可以满足各自领域的蒸汽需求，但相应产生的电量超过了这些油田目前运营所需的电力。运输销售涉及代表第三方在公司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6月30日2023年3月31日2022年6月30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20.819.921.0
犹他州 (3)
3.22.73.0
石油总量24.022.624.0
天然气 (mmcf/d)
加利福尼亚———
犹他州 (3)
9.28.711.0
天然气总量9.28.711.0
ngLs (mbbl/d)
加利福尼亚———
犹他州 (3)
0.40.20.4
液化天然气总量0.40.20.4
总产量 (mboe/d) (2)
25.924.326.2
__________
(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) 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会导致价格等价。按每桶石油当量计算，天然气的价格目前大大低于相应的石油价格，并且多年来一直处于同样低水平。例如，在截至2023年6月30日的三个月中，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶77.73美元和每百万英热单位2.16美元。
(3) 包括从2022年2月收购羚羊溪地区到2023年6月30日的产量。

资本支出
三个月已结束
2023年6月30日2023年3月31日2022年6月30日
（未经审计）
（以千计）
资本支出 (1) (2)
$21,895 $20,633 $34,086 
__________
(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) 截至2023年6月30日、2023年3月31日和2022年6月30日的三个月中，资本支出各包括用于油井维修和废弃业务的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（非公认会计准则财务指标）定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。维护资本是指维持年石油和天然气产量基本相同所需的资本支出，其定义为资本支出，在适用时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物业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持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以向股东返还资本、通过收购或投资现有资产基础以增加产量以及支付其他非全权费用后从运营活动中产生现金的能力。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。我们的目标是继续通过整体回报实现股东价值最大化。从2023年开始的配置将是（a）80％主要以机会主义债务或股票回购、战略增长和收购生产附加资产的形式出现；（b）20％以可变股息的形式出现。
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6月30日2023年3月31日2022年6月30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：
净收益（亏损）$25,770 $(5,859)$43,354 
加（减）：
利息支出8,794 7,837 7,729 
所得税支出（福利）10,616 (2,913)2,145 
折旧、损耗和摊销39,755 40,121 38,055 
衍生品的（收益）亏损(6,847)(39,109)51,319 
定期衍生品结算收到的净现金（已支付）(12,524)47,467 (37,628)
其他经营（收入）支出(1,033)(286)353 
股票补偿费用3,552 4,766 4,420 
购置成本 (1)
972 — — 
非经常性费用 (2)
— 7,313 — 
调整后 EBITDA$69,055 $59,337 $109,747 
经营活动提供的净现金$62,538 $1,781 $111,242 
加（减）：
现金利息支付1,004 14,388 449 
现金所得税缴纳670 — 2,484 
非经常性费用 (2)
— 7,313 — 
运营资产和负债的变化——营运资金 (3)
6,065 36,745 (4,058)
其他经营（收入）支出——现金部分 (4)
(1,222)(890)(370)
调整后 EBITDA$69,055 $59,337 $109,747 
__________
(1) 包括与收购麦克弗森能源公司有关的成本。
(2) 非经常性成本包括2023年第一季度的高管过渡成本和裁员成本。
(3) 其他资产和负债的变动包括营运资金和各种非物质项目。
(4) 表示损益表中其他运营（收入）支出的现金部分，扣除现金流量表中的非现金部分。

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6月30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）$62,012 $4,836 $(41,078)$25,770 
加（减）：
利息（收入）支出— (28)8,822 8,794 
所得税支出— — 10,616 10,616 
折旧、损耗和摊销35,649 3,307 799 39,755 
衍生品收益(6,847)— — (6,847)
为定期衍生品结算支付的净现金(12,524)— — (12,524)
其他经营（收入）支出(1,093)(610)670 (1,033)
股票补偿费用105 184 3,263 3,552 
购置成本 (1)
972 — — 972 
调整后 EBITDA$78,274 $7,689 $(16,908)$69,055 
__________
(1) 包括与收购麦克弗森能源公司有关的成本。


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6月30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）$68,885 $3,307 $(28,838)$43,354 
加（减）：
利息支出— — 7,729 7,729 
所得税支出— — 2,145 2,145 
折旧、损耗和摊销33,956 3,017 1,082 38,055 
衍生品亏损51,319 — — 51,319 
为定期衍生品结算支付的净现金(37,628)— — (37,628)
其他运营费用（收入）30 (210)533 353 
股票补偿费用380 86 3,954 4,420 
调整后 EBITDA$116,942 $6,200 $(13,395)$109,747 







调整后的自由现金流
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自由现金流与GAAP财务衡量运营现金流的对账情况。公司使用调整后的自由现金流作为其股东回报模型，该模型始于2022年。
三个月已结束
2023年6月30日2023年3月31日2022年6月30日
（未经审计）
（以千计）
调整后的自由现金流：
经营活动提供的净现金 (1)
$62,538 $1,781 $111,242 
减去：
维护资金 (2)
(19,625)(19,272)(32,134)
固定股息 (3)
(9,139)(9,190)(4,726)
调整后的自由现金流$33,774 $(26,681)$74,382 
__________
(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6月30日2023年3月31日2022年6月30日
（未经审计）
（以千计）
合并资本支出 (a)
$(21,895)$(20,633)$(34,086)
不包括的项目 (b)
2,270 1,361 1,952 
维护资本$(19,625)$(19,272)$(32,134)
__________
(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) 包括公司勘探和生产部门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年产量之外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与维护公司核心业务无关的支出。在截至2023年6月30日、2023年3月31日和2022年6月30日的三个月中，公司分别排除了与油井维修和废弃领域相关的约130万美元、100万美元和100万美元的资本支出，这些支出基本全部用于可持续发展计划或其他可自由裁量且与维护公司核心业务无关的支出。在截至2023年6月30日、2023年3月31日和2022年6月30日的三个月中，公司分别排除了约90万美元、40万美元和90万美元的公司资本支出，该公司认为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6月30日2023年3月31日2022年6月30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：
净收益（亏损）$25,770 $0.33 $(5,859)$(0.07)$43,354 $0.52 
加（减）：
衍生品的（收益）亏损(6,847)(0.09)(39,109)(0.49)51,319 0.62 
定期衍生品结算收到的净现金（已支付）(12,524)(0.16)47,467 0.60 (37,628)(0.45)
其他经营（收入）支出(1,033)(0.01)(286)(0.01)353 0.01 
购置成本 (1)
972 0.01 — — — — 
非经常性费用 (2)
— — 7,313 0.09 — — 
增加（减去）总额，净额(19,432)(0.25)15,385 0.19 14,044 0.18 
调整后的所得税支出（收益）(3)
5,328 0.07 (4,219)(0.05)(3,807)(0.05)
调整后净收益 $11,666 $0.15 $5,307 $0.07 $53,591 $0.65 
调整后净收益的基本每股收益 $0.15 $0.07 $0.67 
调整后净收益的摊薄后每股收益$0.15 $0.07 $0.65 
已发行普通股的加权平均股数——基本76,721 76,112 79,596 
已发行普通股的加权平均股数——摊薄79,285 79,210 83,015 
__________
(1) 包括与收购麦克弗森能源公司有关的成本。
(2) 非经常性成本包括2023年第一季度的高管过渡成本和裁员成本。
(3) 2023年和2022年均使用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6月30日2023年3月31日2022年6月30日
（未经审计）
（以千美元计）
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$22,488 $31,669 $23,183 
减去：
非现金股票补偿费用（G&A 部分）(3,379)(4,619)(4,263)
非经常性费用 (1)
— (7,313)— 
调整后的一般和管理费用$19,109 $19,737 $18,920 
油井维修和废弃部分$2,958 $3,126 $3,285 
勘探与生产部门和企业$16,151 $16,611 $15,635 
勘探和生产板块和企业（美元/英国央行）$6.84 $7.60 $6.55 
mboe 总数2,361 2,187 2,386 
__________
(1) 非经常性成本包括2023年第一季度的高管过渡成本和裁员成本。

# # #