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贝瑞公司公布2023年第四季度和全年财务业绩
德克萨斯州达拉斯——2024年3月6日(环球新闻专线)——贝瑞公司(bry)(纳斯达克股票代码:BRY)(“贝瑞” 或 “公司”)公布了2023年第四季度和全年业绩。2023年第四季度,贝瑞的净收入为6300万美元,摊薄每股收益为0.81美元,调整后净收益(1)为1000万美元,摊薄每股收益0.13美元,经营活动现金流为7,900万美元。2023年全年,贝瑞的净收入为3700万美元,摊薄每股收益为0.48美元,调整后净收益(1)为3,900万美元,摊薄每股收益0.51美元,经营活动现金流为1.99亿美元。
2023 年第四季度亮点
•调整后息税折旧摊销前利润(1)为7,000万美元,调整后自由现金流(1)为5,500万美元
•宣布的固定和可变股息总额为每股0.26美元,比2023年第三季度增长24%
•年底收购了加利福尼亚州克恩县具有高度协同效应的工作权益
•在开发计划和增值收购的支持下,产量为25,900桶桶/日
2023 年亮点
•实现了6500万美元的股东回报,占经营活动现金流的33%,包括:
◦每股0.73美元的固定和可变股息(包括将于2024年3月支付的股息)和
◦回购了140万股股票,占当前已发行股份的2%
•调整后的息税折旧摊销前利润(1)为2.68亿美元
•经营活动产生的现金流为1.99亿美元,调整后的自由现金流(1)为9,700万美元
•在更新的指引的基础上,在较低的资本支出基础上产生了25,400桶桶/日
•2023 年完成,失时事件为零
•与2022年相比,G&A有所降低,包括调整后G&A减少了4%(1)
•2023年底储备金为1.03亿桶桶当量,加州储备置换率为176%(1),来自油田扩建和收购,抵消了产量和价格下跌的影响
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(1) 请参阅本新闻稿后面的 “非公认会计准则财务指标和对账”,了解对账情况和有关这些非公认会计准则指标的更多信息。
“鉴于能源价格较低的环境,2023年对贝瑞来说是稳健的一年。贝瑞首席执行官费尔南多·阿劳霍说,我们向股东派发了顶级股息,维持了生产水平基本持平,资本支出低于计划,并通过两次具有财务价值的附加收购扩大了我们的生产基础和未来的现金流。“我们全年平均产量为25,400桶油当量/日,这主要是由我们创新的油藏管理实践以及我们成功的钻探计划(2023年侧重于侧轨)、我们强劲的修井活动以及第三季度末收购麦克弗森的影响所带来的额外贡献所推动的。
他继续说:“对于2024年,我们的战略保持不变,重点是提供可持续的自由现金流。我们将寻求通过降低成本和在2024年年度指引中点维持产量持平来提高当前资产基础的价值。请注意,我们的2024年发展计划和指南不依赖于克恩县EIR的恢复。我们将继续通过加州内外的补贴或其他机会来寻求规模和增长,同时注意优化我们的资本结构。”
2023 年第四季度业绩
2023年第四季度的净收入为6,300万美元,而第三季度的亏损为4,500万美元,这主要是由于衍生品估值提高和相关所得税影响的积极影响,但部分被租赁运营费用所抵消,其中包括我们在加利福尼亚蒸汽业务的燃气成本,第四季度增长了13%,这主要是由于天然气(燃料)成本上涨和公用事业成本上涨。2023年第四和第三季度的调整后净收入分别为1000万美元和1200万美元。2023年第四和第三季度调整后的息税折旧摊销前利润均为7,000万美元。
与第三季度相比,该公司2023年第四季度的平均日产量增长了2%,达到25,900桶桶/日。2023年第四季度全公司的石油产量连续增长了3%,加州的产量也增长了
仅由石油组成,占公司总产量的83%,在第四季度增长了5%,达到2.15万桶桶/日。这些增长主要是由第三季度末收购麦克弗森能源公司(“麦克弗森收购”)的影响所推动的。
2023年第四季度,包括套期保值效应在内的全公司已实现油价为每桶72.65美元,而2023年第三季度为每桶73.13美元。不包括套期保值影响,加州2023年第四季度的平均已实现油价为每桶77.74美元,布伦特原油的94%,2023年第三季度为每桶79.98美元,为布伦特原油的93%。
租赁运营费用,包括我们在加利福尼亚蒸汽业务的燃气成本,在2023年第四季度比2023年第三季度增长了13%,这主要是由于天然气(燃料)成本上涨和公用事业成本上涨。
与2023年第三季度相比,2023年第四季度除所得税以外的税收下降了12%,这主要是由于遣散费和温室气体补贴要求的降低,但部分被温室气体价格同比上涨所抵消,该价格在2023年全年持续上涨超出预期。
与2023年第三季度相比,2023年第四季度的一般和管理费用(“G&A”)保持不变。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年第四季度与2023年第三季度相比增长了7%,这是由于与年终工资税和福利调整相关的成本增加以及保险成本的增加。
与2023年第三季度相比,C&J Well Services的油井服务和废弃业务的净收入在2023年第四季度持平至300万美元。
2023年第四季度,资本支出约为1,600万美元,不包括收购、资产报废义务支出以及100万美元的油井维修和废弃板块资本。与2023年第三季度相比,资本支出增长了36%,这主要是由于第四季度钻探、设施和修井成本的增加。此外,贝瑞在2023年第四季度花费了约300万美元用于堵漏和放弃活动。
2023 年全年业绩
2023年的净收入为3700万美元,而2022年为2.5亿美元。2023年调整后的息税折旧摊销前利润为2.68亿美元,而2022年为3.8亿美元。下降主要是由较低的油价和销量、除所得税之外的温室气体成本上升以及不包括燃料在内的租赁运营费用增加所致,但部分被较低的燃料消耗所带来的燃料成本降低所抵消。净收益变化还包括衍生品估值提高和所得税的积极总体影响,所得税为1,800万美元,而去年由于利用净营业亏损和税收抵免,收益为4,200万美元。由于收益减少,调整后的自由现金流下降了1.02亿美元。
该公司2023年全年的平均日产量为25,400桶桶/日,而2022年为26,100桶桶/日。2023年全公司的石油产量为23,500桶/日,占公司总产量的93%,加州的产量为20,700桶/日,占总产量的81%。总产量下降了3%,这主要是由于钻探和修井活动减少以及自然基础下降,但2023年9月收购麦克弗森的产量部分抵消了这一下降。
2023年,包括套期保值在内的全公司已实现油价为每桶71.67美元,而2022年为每桶77.59美元。不包括套期保值影响,2023年加州平均已实现油价为每桶76.89美元,2022年为每桶93.40美元,为布伦特原油的94%。
租赁运营费用(包括我们在加利福尼亚蒸汽业务的燃料成本)增加了5%,这是由于外部服务和租赁维护成本的增加,但燃料成本的降低部分抵消了这一点。与2022年相比,燃料消耗量下降了12%,这导致燃料成本下降了8%,其中不包括平均天然气价格上涨4%。不包括燃料在内的租赁运营费用增长了12%,这是由于外部服务和租赁维护成本的增加,主要与2023年第一季度天气有关,以及费率上涨导致的电力成本增加。
与2022年相比,2023年的发电费用和销售额分别下降了68%和50%,这是由于我们的一个热电联产设施与2022年全年运营相比,为了最大限度地提高这些设施的利润效率,我们的热电联产设施在一年中的部分时间内运营导致销售量减少。租赁运营费用和发电费用中包含的燃料成本不包括天然气衍生品结算的影响。
与2022年相比,2023年除所得税以外的税收增长了47%,这主要是由于加州碳补贴市场动荡的温室气体排放价格上涨导致的温室气体支出增加,但温室气体排放量的减少部分抵消了这一点。GHG
2023年全年价格持续上涨,超出预期。这对调整后的息税折旧摊销前利润和每股收益产生了意想不到的影响。
由于专业服务的减少,2023年的一般和管理费用与2022年相比减少了约100万美元,至9600万美元。调整后的一般和管理费用(不包括非现金股票薪酬成本和非经常性成本)下降了4%,这主要是由于2023年初实施的成本节约计划。
油井维修和废弃业务C&J Well Services在2023年的净收入为1300万美元,而2022年为1500万美元,这主要是由于加州钻探活动下降。
2023年,资本支出约为6700万美元,不包括收购、资产报废义务支出以及600万美元的油井维修和废弃资本,与上年相比下降了54%。开发活动的减少通常与2023年9月的麦克弗森收购有关。资本预算进行了调整,以反映由于生产资产的增加,对Berry传统资产的钻探活动需求减少,这使Berry能够实现生产目标,同时减少对Berry传统资产的钻探、修井和其他活动。与2023年9月麦克弗森收购的完成有关,共从2023年资本支出预算中重新分配了3500万美元,为部分收购价格提供资金。此外,该公司在2023年花费了约1,800万美元用于堵漏和废弃活动。
截至2023年12月31日,该公司的流动性为1.71亿美元,其中包括500万美元的现金和1.66亿美元的公司循环信贷额度下可供借款。
截至 2023 年 12 月 31 日,探明储量为 103 mmboe,其中 87% 位于加利福尼亚州,这也是大约 97% 的 PV-10 (1) 价值所在地。2023年,Berry用油田扩建和收购带来的额外探明储量取代了加利福尼亚州176%的产量和公司总产量的19%,抵消了产量和较低价格的影响。
贝瑞首席财务官迈克·赫尔姆表示:“在能源价格下跌的时期,我们取得了稳健的财务和经营业绩,2023年创造了1.99亿美元的运营现金流,以及9700万美元的调整后自由现金流,其中一半以上,即5,500万美元,归因于第四季度。”“2023年,我们向股东返还了6500万美元,其中包括5500万美元的固定和可变股息。这些现金回报使顶级行业股东的总股息收益率约为10%。我们还完成了1000万美元的股票回购,约占已发行股票的2%。在第四季度末之前,我们偿还了第三季度因完成麦克弗森收购而提取的RBL余额,这突显了我们谨慎的现金管理。然后,我们在年底动用了约3000万美元的RBL来资助我们的第二次附加收购。”
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(1) 请参阅本新闻稿后面的 “非公认会计准则财务指标和对账”,了解对账情况和有关这些非公认会计准则指标的更多信息。
季度分红
2024 年 2 月,公司董事会根据 2023 年第四季度的业绩批准了每股 0.12 美元的固定现金分红以及每股 0.14 美元的可变现金分红。两笔股息均于2024年3月25日支付给2024年3月15日营业结束时的登记股东。如下表所示,基于2023年业绩的现金分红总额为每股0.73美元。
2023 年分红
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| 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | 年初至今 |
固定股息 | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.48 | |
可变股息 (1) | — | | | 0.02 | | | 0.09 | | | 0.14 | | | 0.25 | |
总计 | $ | 0.12 | | | $ | 0.14 | | | $ | 0.21 | | | $ | 0.26 | | | $ | 0.73 | |
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(1) 可变股息是在业绩周期(根据股东回报模型确定变量除以的期限)之后的季度宣布的。该表列出了每个季度的分红总额。2024 年 2 月,董事会根据截至2023年12月31日的三个月业绩批准了每股0.14美元的可变股息。
2024 年全年指引
贝瑞的2024年资本计划反映了管理层先前在当前许可环境影响克恩县的限制方面的经验,其基本承诺是最大限度地提高调整后的自由现金流和股东价值。我们目前的计划基于2024年的产量,到2023年基本持平。贝瑞目前的2024年资本计划侧重于与现有井道相关的支路、修工和其他活动。该公司预计将受益于在麦克弗森收购中收购的资产的全年产量以及2023年底完成的另一次附加收购,这将有助于我们在2024年保持产量基本持平。由于加利福尼亚州持续的监管不确定性影响了我们在加利福尼亚州所有资产所在的克恩县的许可程序,资本计划是基于这样的假设而制定的,即我们不会在2024年在加利福尼亚州获得更多的新钻探许可证,但除了我们已经拥有的许可证外,我们还将继续及时获得计划活动所需的其他许可证和批准。但是,如果许可程序发生有利的变化,我们已经做好了充分的准备,可以利用这些机会。
2024年,该公司预计将继续将重点放在债务和杠杆上,包括在市场条件允许的情况下,考虑机会性地为2026年2月到期的优先票据进行再融资。该公司还预计将减少一般和管理费用以及运营成本,主要是能源成本,这反映在2024年指导方针中。
该公司对2024年预期石油产量的80%以上进行了石油套期保值,而约70%的预期产量通过互换进行套期保值,布伦特原油的平均行使价为每桶77.97美元。该公司对2024年预期天然气需求的大约四分之三进行了天然气购买套期保值,其中约96%是互换,平均行使价为每百万英热单位3.99美元。
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2024 年全年指引 | 低 | | 高 |
平均日产量(boe/d)(1) | 24,600 | | 25,800 |
外勤业务费用 (美元/boe) (2) | 26.50 美元 | | 29.50 美元 |
勘探和生产非生产收入(美元/桶油)(3) | 1.80 美元 | | 2.00 美元 |
天然气购买对冲结算(美元/英国央行)(4) (5) | 0.60 美元 | | 0.90 美元 |
所得税以外的税款(美元/boe) | 6.50 美元 | | 7.50 美元 |
调整后的一般和行政(G&A)费用(美元/boe)(6) (7) | | | |
勘探与生产分部与公司 | 5.85 美元 | | 6.25 美元 |
油井维修和废弃部分 | 1.30 美元 | | 1.50 美元 |
资本支出(百万美元)(8) | 95 美元 | | 110 美元 |
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油井服务和废弃板块调整后的息税折旧摊销前利润(百万美元) | 16 美元 | | 24 美元 |
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(1)石油产量预计约占总产量的93%。
(2) 外勤业务支出包括租赁运营费用、发电费用、运输费用和营销费用。
(3) 勘探和生产非生产收入包括电力、运输和营销活动的销售。
(4) 天然气购买套期保值结算是按每个英国央行计算的现金(收到)或从这些衍生品中支付的现金。
(5) 基于截至2023年12月31日的天然气套期保值头寸和基差以及亨利枢纽每百万英热单位3.00美元的天然气价格。
(6) 调整后的一般和管理费用以及油井服务和废弃分部调整后的息税折旧摊销前利润是非公认会计准则财务指标。公司没有提供这些指标的对账表,因为公司认为这种对账将意味着一定程度的精确性和确定性,这可能会使投资者感到困惑,如果没有不合理的努力,就无法合理预测公认会计准则财务指标中包含或排除的某些项目。这是由于预测尚未发生、公司无法控制或无法合理预测的各种项目的时间或数量存在固有的困难。在没有最直接可比的GAAP财务指标的情况下提供的非GAAP前瞻性指标可能与相应的GAAP财务指标存在重大差异。
(7) 参见 “非公认会计准则财务指标和对账” 中的进一步讨论和对账。
(8) 公司总资本支出,包括勘探与生产板块、油井维修和废弃板块以及公司。
业绩电话会议
该公司将举行电话会议讨论以下结果:
通话日期:2024 年 3 月 6 日星期三
通话时间: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
通过 https://edge.media-server.com/mmc/p/7kymzcmg 或 https://bry.com/category/events 加入仅限收听的网络直播。随附的幻灯片也将在电话会议时在www.bry.com上公布。
如果您想在直播中提问,请随时使用以下链接进行预注册:
https://register.vevent.com/register/BI4cf49100fcd44636a09625e75442bc53
注册后,您将收到拨入号码和唯一的 PIN 码。然后,您可以拨入或回电。当您拨入时,您将输入您的 PIN 码并接入通话。如果您注册后忘记了 PIN 或丢失了注册确认电子邮件,则只需重新注册并收到新的 PIN 即可。
广播后不久将提供基于网络的音频重播,并将存档在
https://ir.bry.com/reports-resources 或者访问 https://edge.media-server.com/mmc/p/7kymzcmg 或
https://bry.com/category/events
关于贝瑞公司(bry)
Berry是一家美国西部上市公司(纳斯达克股票代码:BRY)的独立上游能源公司,专注于陆上、地质风险低、长期石油和天然气储量。我们在两个业务领域开展业务:(i)勘探和生产(“E&P”)和(ii)油井维修和废弃。我们的勘探和生产资产位于加利福尼亚州和犹他州,其特点是石油含量高,主要位于人口较少的农村地区。我们在加利福尼亚的资产位于圣华金盆地(100% 石油),而我们在犹他州的资产位于尤因塔盆地(60% 的石油和 40% 的天然气)。我们在加利福尼亚州经营油井服务和废弃部门。更多信息可以在该公司的网站www.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、认为或预期未来将或可能发生的计划、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);财务和运营、业绩;资本计划与发展和生产计划;运营和业务战略;潜在收购有关的声明和其他战略机会;储备;对冲活动;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;现有债务的未来减少或再融资;资本投资、回收因素;财务和生产业绩的预计增长;与麦克弗森收购相关的预期协同效应;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概况;以及其他指导是前瞻性陈述。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性难以或不可能预测,而且是我们无法控制的。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。
贝瑞提醒您,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,其中大多数风险和不确定性难以预测,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,包括监管审批和许可程序中的现有和/或新要求;加利福尼亚州或我们其他业务领域针对气候变化或其他环境问题的立法和监管举措;竞争能源或替代能源的投资和开发;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代储量的能力;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;由于下游需求或存储容量不足而可能导致的停产;输送我们的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、产能限制或其他限制以及其他加工和运输方面的考虑;流行病或大流行,包括相关公共卫生问题的影响以及政府当局和其他第三方可能采取的行动的影响应对疫情;有效部署我们的ESG战略以及与启动相关的新项目或业务相关的风险的能力;我们成功将麦克弗森资产整合到我们的运营中的能力;我们未能确定与麦克弗森及其运营或资产相关的风险或负债;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;国内和全球整体政治和经济状况;征收关税或贸易或其他经济石油和天然气产区的制裁、政治不稳定或武装冲突,包括乌克兰的持续冲突、以色列-哈马斯冲突或长期衰退;通货膨胀水平和政府为降低通货膨胀所做的努力,包括利率上升和金融市场和银行业的波动;税法的变化;信息技术故障或网络攻击以及 “项目1A” 标题下描述的其他风险。公司截至2023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中的 “风险因素”。
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以下表格
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与某些表格中该列给出的总数不完全一致。此外,此处列出的某些百分比反映了四舍五入之前根据基础信息进行的计算,因此,可能与根据四舍五入的数字进行相关计算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
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| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12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: | | | | | | | | | |
收入及其他: | | | | | | | | | |
石油、天然气和液化天然气销售 | $ | 172,439 | | | $ | 172,611 | | | $ | 188,442 | | | $ | 669,110 | | | $ | 842,449 | |
服务收入 | 40,746 | | | 45,511 | | | 46,792 | | | 178,554 | | | 181,400 | |
电力销售 | 2,905 | | | 3,849 | | | 8,284 | | | 15,277 | | | 30,833 | |
石油和天然气销售衍生品的收益(亏损) | 83,918 | | | (103,282) | | | (48,872) | | | 40,006 | | | (137,109) | |
营销收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 289 | |
其他收入 | 319 | | | 113 | | | 37 | | | 513 | | | 479 | |
总收入及其他 | 300,327 | | | 118,802 | | | 194,683 | | | 903,460 | | | 918,341 | |
| | | | | | | | | |
费用及其他: | | | | | | | | | |
租赁运营费用 | 67,342 | | | 59,842 | | | 87,601 | | | 316,726 | | | 302,321 | |
服务成本 | 32,783 | | | 35,806 | | | 35,010 | | | 141,771 | | | 142,819 | |
发电费用 | 1,827 | | | 1,479 | | | 5,199 | | | 7,079 | | | 21,839 | |
交通费用 | 1,260 | | | 1,089 | | | 1,021 | | | 4,486 | | | 4,564 | |
营销费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | 299 | |
收购成本 | 284 | | | 2,082 | | | — | | | 3,338 | | | — | |
一般和管理费用 | 20,729 | | | 20,987 | | | 26,926 | | | 95,873 | | | 96,439 | |
折旧、损耗和摊销 | 40,937 | | | 39,729 | | | 39,509 | | | 160,542 | | | 156,847 | |
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税收,所得税除外 | 15,826 | | | 17,980 | | | 14,341 | | | 57,973 | | | 39,495 | |
天然气购买衍生品的损失(收益) | 21,397 | | | (8,425) | | | (41,460) | | | 26,386 | | | (88,795) | |
其他运营费用(收入) | 36 | | | (505) | | | (1,023) | | | (1,788) | | | 3,722 | |
总支出及其他 | 202,421 | | | 170,064 | | | 167,124 | | | 812,386 | | | 679,550 | |
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其他(支出)收入: | | | | | | | | | |
利息支出 | (9,680) | | | (9,101) | | | (7,646) | | | (35,412) | | | (30,917) | |
其他,净额 | (10) | | | (42) | | | (63) | | | (237) | | | (142) | |
其他支出总额 | (9,690) | | | (9,143) | | | (7,709) | | | (35,649) | | | (31,059) | |
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| | | | | | | | | |
所得税前收入(亏损) | 88,216 | | | (60,405) | | | 19,850 | | | 55,425 | | | 207,732 | |
所得税支出(福利) | 25,665 | | | (15,343) | | | (52,114) | | | 18,025 | | | (42,436) | |
净收益(亏损) | $ | 62,551 | | | $ | (45,062) | | | $ | 71,964 | | | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
每股净收益(亏损): | | | | | | | | | |
基本 | $ | 0.83 | | | $ | (0.60) | | | $ | 0.94 | | | $ | 0.49 | | | $ | 3.19 | |
稀释 | $ | 0.81 | | | $ | (0.60) | | | $ | 0.90 | | | $ | 0.48 | | | $ | 3.03 | |
| | | | | | | | | |
已发行普通股的加权平均值——基本 | 75,667 | | | 75,662 | | | 76,181 | | | 76,038 | | | 78,517 | |
已发行普通股的加权平均值——摊薄 | 77,349 | | | 75,662 | | | 80,312 | | | 77,583 | | | 82,586 | |
| | | | | | | | | |
调整后净收益 (1) | $ | 10,426 | | | $ | 11,831 | | | $ | 76,449 | | | $ | 39,230 | | | $ | 226,463 | |
已发行普通股的加权平均值——摊薄 | 77,349 | | | 77,606 | | | 80,312 | | | 77,583 | | | 82,586 | |
调整后净收益的摊薄后每股收益 (1) | $ | 0.13 | | | $ | 0.15 | | | $ | 0.95 | | | $ | 0.51 | | | $ | 2.74 | |
| | | | | | | | | |
调整后的息税折旧摊销前利润 (1) | $ | 70,036 | | | $ | 69,829 | | | $ | 77,508 | | | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
调整后的自由现金流 (1) | $ | 54,824 | | | $ | 35,407 | | | $ | 55,803 | | | $ | 97,324 | | | $ | 199,766 | |
调整后的一般和管理费用 (1) | $ | 17,886 | | | $ | 16,763 | | | $ | 19,410 | | | $ | 73,495 | | | $ | 76,475 | |
有效税率 | 29 | % | | 25 | % | | (263) | % | | 33 | % | | (20) | % |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
| (未经审计) (美元和千股,每股金额除外) |
现金流数据: | | | | | | | | | |
经营活动提供的净现金 | $ | 79,018 | | | $ | 55,320 | | | $ | 105,407 | | | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | |
用于投资活动的净现金 | $ | (48,822) | | | $ | (68,029) | | | $ | (54,888) | | | $ | (175,272) | | | $ | (164,552) | |
融资活动提供的(用于)净现金 | $ | (42,561) | | | $ | 21,343 | | | $ | (45,742) | | | $ | (64,800) | | | $ | (165,422) | |
________
(1) 参见 “非公认会计准则财务指标和对账” 中的进一步讨论和对账。
| | | | | | | | | | | |
| |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (未经审计) (美元和千股票) |
资产负债表数据: | | | |
流动资产总额 | $ | 140,800 | | | $ | 218,055 | |
不动产、厂房和设备总额,净额 | $ | 1,406,612 | | | $ | 1,359,813 | |
流动负债总额 | $ | 223,182 | | | $ | 234,207 | |
长期债务 | $ | 427,993 | | | $ | 395,735 | |
股东权益总额 | $ | 757,976 | | | $ | 800,485 | |
截至的已发行普通股 | 75,667 | | | 75,768 | |
下表列出了所列期间内有关公司业务部门的部分财务信息,以及为得出公司合并财务信息所需的合并和冲销条目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井维修和放弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| (未经审计) (以千计) |
收入 (1) | $ | 684,900 | | | $ | 185,767 | | | $ | (7,213) | | | $ | 863,454 | |
所得税前净收益(亏损) | $ | 163,819 | | | $ | 13,462 | | | $ | (121,856) | | | $ | 55,425 | |
| | | | | | | |
资本支出 | $ | 64,844 | | | $ | 5,805 | | | $ | 2,478 | | | $ | 73,127 | |
总资产 | $ | 1,652,979 | | | $ | 68,670 | | | $ | (127,491) | | | $ | 1,594,158 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| E&P | | 油井维修和放弃 | | 公司/淘汰 | | 合并后的公司 |
| (未经审计) (以千计) |
收入 (1) | $ | 874,190 | | | $ | 184,448 | | | $ | (3,188) | | | $ | 1,055,450 | |
所得税前净收益(亏损) | $ | 303,178 | | | $ | 14,747 | | | $ | (110,193) | | | $ | 207,732 | |
| | | | | | | |
资本支出 | $ | 141,930 | | | $ | 8,455 | | | $ | 2,536 | | | $ | 152,921 | |
总资产 | $ | 1,563,251 | | | $ | 83,461 | | | $ | (15,682) | | | $ | 1,631,030 | |
________
(1) 这些收入不包括套期保值结算。
大宗商品定价
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
已实现销售价格的加权平均值 | | | | | | | | | |
没有套期保值的石油(美元/桶) | $ | 76.00 | | | $ | 78.89 | | | $ | 80.61 | | | $ | 75.05 | | | $ | 91.98 | |
定期衍生品结算的影响(美元/桶) | $ | (3.35) | | | $ | (5.76) | | | $ | (7.22) | | | $ | (3.38) | | | $ | (14.39) | |
带套期保值的石油(美元/桶) | $ | 72.65 | | | $ | 73.13 | | | $ | 73.39 | | | $ | 71.67 | | | $ | 77.59 | |
天然气 ($/mcf) | $ | 4.48 | | | $ | 3.57 | | | $ | 12.02 | | | $ | 6.94 | | | $ | 7.96 | |
ngL ($/bbl) | $ | 24.01 | | | $ | 22.54 | | | $ | 29.67 | | | $ | 24.47 | | | $ | 43.85 | |
| | | | | | | | | |
购买的天然气 | | | | | | | | | |
在衍生结算影响之前的购买价格 ($/mmbtu) | $ | 5.29 | | | $ | 4.18 | | | $ | 9.62 | | | $ | 8.21 | | | $ | 7.86 | |
衍生结算的影响 ($/mmbtu) | $ | 0.44 | | | $ | 1.43 | | | $ | (2.28) | | | $ | (1.79) | | | $ | (1.74) | |
衍生品结算影响后的购买价格 ($/mmbtu) | $ | 5.73 | | | $ | 5.61 | | | $ | 7.34 | | | $ | 6.42 | | | $ | 6.12 | |
| | | | | | | | | |
指数价格 | | | | | | | | | |
石油 — 布伦特原油 (bbl) | $ | 82.85 | | | $ | 85.92 | | | $ | 88.63 | | | $ | 82.18 | | | $ | 99.04 | |
石油 — WTI(桶) | $ | 78.49 | | | $ | 81.99 | | | $ | 82.51 | | | $ | 77.61 | | | $ | 94.39 | |
天然气 (mmbtu) — SoCal Gas citygate (1) | $ | 6.25 | | | $ | 7.10 | | | $ | 9.71 | | | $ | 10.96 | | | $ | 8.38 | |
天然气 (mmbtu) — 落基山脉西北 (2) | $ | 4.53 | | | $ | 3.40 | | | $ | 7.54 | | | $ | 8.28 | | | $ | 6.95 | |
天然气 (mmbtu) — Henry Hub (2) | $ | 2.74 | | | $ | 2.59 | | | $ | 5.55 | | | $ | 2.53 | | | $ | 6.45 | |
________
(1)我们为生产蒸汽和发电而购买的天然气主要基于洛基山脉的价格指数,包括运输费用,因为我们目前从落基山脉购买的绝大部分天然气需求来自落基山脉,其余的则在加利福尼亚购买。SoCal Gas城门指数是仅用于加利福尼亚天然气购买部分的相关指数。从2023年第一季度开始,我们将在落基山脉购买大部分燃气,在加利福尼亚购买的大部分燃气都使用SoCal Gas城门指数,而在此之前,加州购买的主要指数是Kern,Delivered。
(2)我们在落基山脉的大部分天然气购买和天然气销售都基于西北洛基山脉指数,在较小程度上以亨利·哈布为基础。
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主要敞口在于我们的成本。我们为加利福尼亚的蒸汽洪水和热电联产设施购买的天然气比我们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,并使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中。我们在落基山脉购买了大约48,000mmbtu/d,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年平均为5,000mbtu/d,2022年平均为12,000mbtu/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。我们通过对冲很大一部分天然气采购,努力进一步最大限度地减少蒸汽业务燃气成本的可变性。此外,我们在落基山脉生产和销售的天然气销售的增加部分抵消了汽油价格上涨对我们加州运营开支的负面影响。克恩的产能使我们能够以相同的定价指数购买和出售天然气。
当前的套期保值摘要
截至2024年2月29日,我们的原油产量和天然气购买套期保值如下:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 年第一季度 | | 2024 年第二季度 | | 2024 年第三季度 | | 2024 年第四季度 | | 2025 财年 | | 2026 财年 | |
布伦特原油产量 | | | | | | | | | | | | |
互换 | | | | | | | | | | | | |
套期保值交易量(桶) | 1,536,118 | | | 1,611,294 | | | 1,481,749 | | | 1,438,656 | | | 2,669,125 | | | 1,881,768 | | |
加权平均价格(美元/桶) | $ | 78.95 | | | $ | 78.97 | | | $ | 76.87 | | | $ | 76.94 | | | $ | 75.22 | | | $ | 70.84 | | |
已售看涨期权 (1) | | | | | | | | | | | | |
套期保值交易量(桶) | 122,000 | | | 91,000 | | | 92,000 | | | 92,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | |
加权平均价格(美元/桶) | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 105.00 | | | $ | 91.11 | | | $ | 85.53 | | |
已购买看跌期权(净额)(2) | | | | | | | | | | | | |
套期保值交易量(桶) | 318,500 | | | 318,500 | | | 322,000 | | | 322,000 | | | 2,486,127 | | | 1,251,500 | | |
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)(2) | | | | | | | | | | | | |
套期保值交易量(桶) | 45,500 | | | 45,500 | | | 46,000 | | | 46,000 | | | — | | | — | | |
加权平均价格(美元/桶) | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | 40.00 | | | $ | — | | | $ | — | | |
NWPL-天然气采购 (3) | | | | | | | | | | | | |
互换 | | | | | | | | | | | | |
对冲交易量 (mmbtu) | 3,040,000 | | | 3,640,000 | | | 3,680,000 | | | 3,680,000 | | | 6,080,000 | | | — | | |
加权平均价格(美元/mmbtu) | $ | 4.11 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 3.96 | | | $ | 4.27 | | | $ | — | | |
HH-天然气采购 (3) | | | | | | | | | | | | |
已购买的通话 | | | | | | | | | | | | |
对冲交易量 (mmbtu) | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | |
加权平均价格(美元/mmbtu) | $ | 3.38 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | |
气基差异 | | | | | | | | | | | | |
NWPL/HH-天然气采购 (3) | | | | | | | | | | | | |
对冲交易量 (mmbtu) | 600,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | |
加权平均价格(美元/mmbtu) | $ | 4.10 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | |
________
(1) 行使价相同的买入看涨期权和卖出看涨期权均按净额列报。
(2) 买入的看跌期权和卖出的看跌期权是按净额列报的。
(3) “NWPL” 一词被定义为西北洛基山管道。术语 “HH” 被定义为 Henry Hub。
衍生品的收益(亏损)
经营报表中包含的衍生品损益汇总如下:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
| (未经审计) (以千计) |
大宗商品衍生品的已实现收益(亏损): | | | | | | | | | |
石油和天然气销售衍生品的已实现(亏损) | $ | (7,405) | | | $ | (12,304) | | | $ | (16,031) | | | $ | (28,917) | | | $ | (126,176) | |
天然气购买衍生品的已实现(亏损)收益 | (2,211) | | | (7,128) | | | 12,527 | | | 34,812 | | | 38,153 | |
衍生品已实现(亏损)收益总额 | $ | (9,616) | | | $ | (19,432) | | | $ | (3,504) | | | $ | 5,895 | | | $ | (88,023) | |
| | | | | | | | | |
大宗商品衍生品的未实现收益(亏损): | | | | | | | | | |
石油和天然气销售衍生品的未实现收益(亏损) | $ | 91,323 | | | $ | (90,978) | | | $ | (32,841) | | | $ | 68,923 | | | $ | (10,933) | |
天然气购买衍生品的未实现(亏损)收益 | (19,186) | | | 15,553 | | | 28,933 | | | (61,198) | | | 50,642 | |
衍生品未实现收益(亏损)总额 | $ | 72,137 | | | $ | (75,425) | | | $ | (3,908) | | | $ | 7,725 | | | $ | 39,709 | |
衍生品的总收益(亏损) | $ | 62,521 | | | $ | (94,857) | | | $ | (7,412) | | | $ | 13,620 | | | $ | (48,314) | |
勘探和生产现场作业
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
| (未经审计) (按每桶金额计算美元) |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |
外勤业务费用 | | | | | | | | | |
租赁运营费用 | $ | 28.25 | | | $ | 25.73 | | | $ | 36.95 | | | $ | 34.21 | | | $ | 31.72 | |
发电费用 | 0.77 | | | 0.64 | | | 2.19 | | | 0.76 | | | 2.29 | |
交通费用 | 0.53 | | | 0.47 | | | 0.43 | | | 0.48 | | | 0.48 | |
营销费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | 0.03 | |
总计 | $ | 29.55 | | | $ | 26.84 | | | $ | 39.57 | | | $ | 35.45 | | | $ | 34.52 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
天然气购买套期保值收到的现金结算 | $ | 0.93 | | | $ | 3.06 | | | $ | (5.28) | | | $ | (3.76) | | | $ | (4.00) | |
| | | | | | | | | |
勘探与生产非生产收入 | | | | | | | | | |
电力销售 | $ | 1.22 | | | $ | 1.65 | | | $ | 3.49 | | | $ | 1.65 | | | $ | 3.24 | |
运输销售 | 0.13 | | | 0.05 | | | 0.02 | | | 0.06 | | | 0.05 | |
营销收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 0.03 | |
总计 | $ | 1.35 | | | $ | 1.70 | | | $ | 3.51 | | | $ | 1.71 | | | $ | 3.32 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
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运营效率。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输送到地表。我们运营多个热电联产设施,以生产运营所需的部分蒸汽。在将我们的热电联产厂与运营中其他蒸汽来源的成本效益进行比较时,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,与勘探和生产油田业务中使用的蒸汽和电力的价值以及我们通过向电网出售多余电力所获得的收入进行了考虑。我们努力通过天然气购买套期保值来最大限度地减少加利福尼亚蒸汽业务燃气成本的可变性。因此,我们的勘探和生产现场业务的效率受到我们从这些衍生品中收到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,这种燃气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。发电费用包括我们两个热电联产设施中分配给发电费用的燃料、人工、维护以及工具和供应的部分;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。营销费用主要涉及从第三方购买的天然气,这些天然气通过我们的收集和处理系统,然后出售给第三方。电力收入来自根据长期合同,以市场价格将我们的两个热电联产设施的多余电力出售给一家加利福尼亚公用事业公司。这些热电联产设施的规模可以满足各自领域的蒸汽需求,但是相应的发电量超过了这些油田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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
石油、天然气和液化天然气每日净产量 (1): | | | | | | | | | |
石油 (mbl/d) | | | | | | | | | |
加利福尼亚 | 21.5 | | | 20.5 | | | 21.1 | | | 20.7 | | | 21.3 | |
犹他 | 2.5 | | | 2.7 | | | 3.0 | | | 2.8 | | | 2.7 | |
石油总量 | 24.0 | | | 23.2 | | | 24.1 | | | 23.5 | | | 24.0 | |
天然气 (mmcf/d) | | | | | | | | | |
加利福尼亚 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
犹他 | 7.8 | | | 9.5 | | 7.8 | | | 8.8 | | | 9.6 | |
科罗拉多州 (2) | — | | | — | | | — | | | — | | | 0.6 | |
天然气总量 | 7.8 | | | 9.5 | | | 7.8 | | | 8.8 | | | 10.2 | |
液化天然气 (mbl/d) | | | | | | | | | |
加利福尼亚 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
犹他 | 0.6 | | | 0.5 | | 0.4 | | | 0.4 | | | 0.4 | |
液化天然气总量 | 0.6 | | | 0.5 | | | 0.4 | | | 0.4 | | | 0.4 | |
总产量 (mboe/d) (3) | 25.9 | | | 25.3 | | | 25.8 | | | 25.4 | | | 26.1 | |
________
(1) 产量代表该期间的销售量。我们还消耗租赁生产的一部分天然气来开采石油和天然气。
(2) 2022年1月,我们剥离了在科罗拉多州的所有天然气财产。
(3)根据六立方英尺天然气换成一桶石油的能量含量,天然气量已转换为京东方。桶装石油的等价不一定会导致价格等值。目前,按桶石油当量计算的天然气价格大大低于相应的石油价格,而且多年来一直处于同样的低水平。例如,在截至2023年12月31日的年度中,布伦特原油和亨利枢纽天然气的平均价格分别为每桶82.18美元和每百万英热单位2.53美元。
资本支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
| (未经审计) (以千计) |
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资本支出 (1) (2) | $ | 17,003 | | | $ | 13,596 | | | $ | 50,398 | | | $ | 73,127 | | | $ | 152,921 | |
________
(1) 资本支出包括资本化管理费用和利息,不包括收购和资产报废支出。
(2) 截至2023年12月31日、2023年9月30日和2022年12月31日的季度的资本支出分别包括用于油井维修和废弃业务的100万美元、200万美元和500万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的资本支出分别包括用于油井维修和废弃业务的约600万美元和800万美元。
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现金流的衡量标准,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管理层和财务报表外部用户(例如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充性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的收益;所得税;折旧、损耗和摊销;扣除定期衍生品结算收到或支付的现金后的衍生收益或亏损;减值;股票补偿费用;以及不寻常和不经常发生的项目。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,并在不同时期之间比较业绩,而无需考虑我们的融资方法或资本结构。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支出分配,以维持生产水平并确定我们的战略对冲需求。
我们将调整后净收益(亏损)定义为扣除定期衍生品结算收到或支付的现金、不寻常和不经常发生的项目以及使用我们的法定税率进行这些调整的所得税支出或收益后的净收益(亏损),经衍生品收益或亏损调整后的净收益(亏损)。调整后净收益(亏损)不包括影响收益的异常和罕见项目的影响,这些项目会影响收益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。管理层在比较各期的业绩时使用这一衡量标准。我们认为,调整后净收益(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,不包括在适用的情况下,(i) 与战略业务扩张相关的勘探和生产资本支出,例如收购和剥离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而进行的任何勘探和开发活动,(ii) 我们的油井服务和废弃部门的资本支出,(iii) 企业与辅助可持续发展计划相关的支出和/或 (iv) 其他可自由支配且与维护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后,从运营活动中产生现金的能力,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,以增加产量并支付其他非全权支出。管理层还使用调整后的自由现金流作为规划未来增长的主要指标。
调整后的自由现金流并不代表我们现金余额的增加或减少总额,不应推断调整后的自由现金流的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购、战略收购或其他增长机会或其他全权支出,因为我们有强制性的还本付息要求和其他非全权支出,这些支出未从该指标中扣除。
我们将调整后的一般和管理费用定义为针对非现金股票薪酬支出以及异常和不经常性成本进行调整的一般和管理费用。管理层认为,调整后的一般和管理费用很有用,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持续的一般和管理费用,以及影响指标可比性且无法反映公司管理成本的异常或偶发成本。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。
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是非公认会计准则衡量标准,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计算中包含的金额是根据公认会计原则计算的。这些衡量标准是对根据公认会计原则计算的收入和流动性衡量标准的补充,而不是作为其替代方案,不应被视为根据公认会计原则计算的收入和流动性衡量标准的替代方案,或比其更有意义。调整后息税折旧摊销前利润中未包括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,以及折旧和可耗尽资产的历史成本。我们对调整后息税折旧摊销前利润、调整后自由现金流、调整后净收益的计算
(损失)和调整后的一般和管理费用可能无法与其他公司使用的其他类似标题的衡量标准相提并论。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我们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。
PV-10 是一项非公认会计准则财务指标,该行业广泛使用它来了解石油和天然气公司的现值。它代表来自已探明石油和天然气储量的预计未来现金流入的现值,减去未来的开发和生产成本,按每年10%进行折现,以反映未来现金流的时机,不影响衍生品交易或预计的未来所得税。管理层认为,PV-10 为投资者提供了有用的信息,因为它被分析师和投资者广泛用于评估石油和天然气公司。由于在估算未来要缴纳的所得税金额时,有许多独特因素可能会影响个体公司,因此管理层认为使用税前衡量标准对于评估公司很有价值。不应将 PV-10 视为根据公认会计原则计算的未来净现金流贴现标准化衡量标准的替代方案。
调整后的息税折旧摊销前
下表显示了每个时期内GAAP财务指标的净收益(亏损)和经营活动提供(使用)的净现金与调整后息税折旧摊销前利润的非公认会计准则财务指标(如适用)的对账情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
| (未经审计) (以千计) |
调整后的息税折旧摊销前利润对账: | | | | |
净收益(亏损) | $ | 62,551 | | | $ | (45,062) | | | $ | 71,964 | | | $ | 37,400 | | | $ | 250,168 | |
加(减): | | | | | | | | | |
利息支出 | 9,680 | | | 9,101 | | | 7,646 | | | 35,412 | | | 30,917 | |
所得税支出(福利) | 25,665 | | | (15,343) | | | (52,114) | | | 18,025 | | | (42,436) | |
折旧、损耗和摊销 | 40,937 | | | 39,729 | | | 39,509 | | | 160,542 | | | 156,847 | |
股票补偿费用 | 3,020 | | | 3,018 | | | 4,350 | | | 14,356 | | | 16,973 | |
衍生品的(收益)亏损 | (62,521) | | | 94,857 | | | 7,412 | | | (13,620) | | | 48,314 | |
定期衍生品结算收到的净现金(已付) | (9,616) | | | (19,432) | | | (3,504) | | | 5,895 | | | (88,023) | |
收购成本 (1) | 284 | | | 2,082 | | | — | | | 3,338 | | | — | |
非经常性费用 (2) | — | | | 1,384 | | | 3,268 | | | 8,697 | | | 3,466 | |
其他运营费用(收入) | 36 | | | (505) | | | (1,023) | | | (1,788) | | | 3,722 | |
调整后 EBITDA | $ | 70,036 | | | $ | 69,829 | | | $ | 77,508 | | | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
| | | | | | | | | |
经营活动提供的净现金 | $ | 79,018 | | | $ | 55,320 | | | $ | 105,407 | | | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | |
加(减): | | | | | | | | | |
现金利息支付 | 1,794 | | | 15,065 | | | 311 | | | 32,251 | | | 29,792 | |
现金所得税缴纳 | 525 | | | 2,087 | | | 828 | | | 3,282 | | | 3,633 | |
收购成本 (1) | 284 | | | 2,082 | | | — | | | 3,338 | | | — | |
非经常性费用 (2) | — | | | 1,384 | | | 3,268 | | | 8,697 | | | 3,466 | |
运营资产和负债的变化——营运资金 (3) | (11,070) | | | (5,114) | | | (31,003) | | | 25,654 | | | (21,446) | |
其他运营(收入)支出——现金部分 (4) | (515) | | | (995) | | | (1,303) | | | (3,622) | | | 3,562 | |
调整后 EBITDA | $ | 70,036 | | | $ | 69,829 | | | $ | 77,508 | | | $ | 268,257 | | | $ | 379,948 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
________
(1) 包括与收购麦克弗森相关的成本。
(2) 2023年,非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本,以及与第三季度股东诉讼和解相关的成本。2022年,非经常性费用包括与第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用以及第四季度的高管过渡成本。
(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) 代表损益表中其他运营(收益)支出的现金部分,扣除现金流量表中的非现金部分。
调整后的自由现金流
下表显示了每个时期的GAAP运营现金流财务指标与调整后自由现金流的非公认会计准则财务指标的对账情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的季度 | | 截至2023年9月30日的季度 | | 截至2022年12月31日的季度 | | 截至2023年12月31日的年度 | | 截至2022年12月31日的年度 | | | |
| (未经审计) (以千计) | | | |
调整后的自由现金流对账: |
经营活动提供的净现金 (1) | $ | 79,018 | | | $ | 55,320 | | | $ | 105,407 | | | $ | 198,657 | | | $ | 360,941 | | | | |
减去: | | | | | | | | | | | | |
维护资本 (2) | (15,114) | | | (10,833) | | | (45,047) | | | (64,844) | | | (141,930) | | | | |
固定股息 (3) | (9,080) | | | (9,080) | | | (4,557) | | | (36,489) | | | (19,245) | | | | |
调整后的自由现金流 | $ | 54,824 | | | $ | 35,407 | | | $ | 55,803 | | | $ | 97,324 | | | $ | 199,766 | | | | |
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(1) 以合并为基础。
(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:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日的季度 | | 截至2023年9月30日的季度 | | 截至2022年12月31日的季度 | | 截至2023年12月31日的年度 | | 截至2022年12月31日的年度 | | |
| | | | | | (未经审计) (以千计) |
合并资本支出 (a) | | | | | | $ | (17,003) | | | $ | (13,596) | | | $ | (50,398) | | | $ | (73,127) | | | $ | (152,921) | | | |
排除的项目 (b) | | | | | | 1,889 | | | 2,763 | | | 5,351 | | | 8,283 | | | 10,991 | | | |
维护资本 (c) | | | | | | $ | (15,114) | | | $ | (10,833) | | | $ | (45,047) | | | $ | (64,844) | | | $ | (141,930) | | | |
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(a) 资本支出包括资本化管理费用和利息,不包括收购和资产报废支出。
(b) 包括公司勘探和生产板块中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在上年产量之外增加产量而开展的任何勘探和开发活动、公司油井维修和废弃板块的资本支出,以及与辅助可持续发展举措相关的公司支出或其他可自由支配且与维持公司勘探和生产平稳产量无关的支出商业。在截至2023年12月31日、2023年9月30日、2022年12月31日的三个月以及截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中,我们分别排除了公司油井服务和废弃部分的约100万美元、200万美元、500万美元、600万美元和800万美元的资本支出,这些支出基本上全部用于可持续发展计划或其他可自由支配且与公司核心业务维护无关的支出。在截至2023年12月31日、2023年9月30日、2022年12月31日的三个月以及截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中,我们分别排除了约50万美元、70万美元、50万美元、200万美元和300万美元的公司资本支出,公司认定这些支出与维持基线生产无关。
(c) 2024年,我们将调整后自由现金流的定义更新为运营现金流减去定期固定股息和资本支出。未根据更新的定义对前期的调整后自由现金流进行追溯调整。
(3) 代表在所列期限内申报的固定股息。
调整后的净收益(亏损)
下表显示了每个时期的净收益(亏损)和每股净收益(亏损)的GAAP财务指标的对账——摊薄为调整后净收益(亏损)和调整后每股净收益(亏损)的非公认会计准则财务指标。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | |
| 季度结束 |
| 2023年12月31日 | | 2023年9月30日 | | 2022年12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)对账: |
净收益(亏损) | $ | 62,551 | | | $ | 0.81 | | | $ | (45,062) | | | $ | (0.58) | | | $ | 71,964 | | | $ | 0.90 | |
加(减): | | | | | | | | | | | |
衍生品的(收益)亏损 | (62,521) | | | (0.81) | | | 94,857 | | | 1.22 | | | 7,412 | | | 0.09 | |
定期衍生品结算的净现金(已支付) | (9,616) | | | (0.12) | | | (19,432) | | | (0.25) | | | (3,504) | | | (0.04) | |
其他运营费用(收入) | 36 | | | — | | | (505) | | | (0.01) | | | (1,023) | | | (0.02) | |
收购成本 (1) | 284 | | | — | | | 2,082 | | | 0.03 | | | — | | | — | |
非经常性费用 (2) | — | | | — | | | 1,384 | | | 0.02 | | | 3,268 | | | 0.04 | |
加法总数(减去),净额 | (71,817) | | | (0.93) | | | 78,386 | | | 1.01 | | | 6,153 | | | 0.07 | |
调整的所得税优惠(支出)(3) | 19,692 | | | 0.25 | | | (21,493) | | | (0.28) | | | (1,668) | | | (0.02) | |
调整后净收益 | $ | 10,426 | | | $ | 0.13 | | | $ | 11,831 | | | $ | 0.15 | | | $ | 76,449 | | | $ | 0.95 | |
| | | | | | | | | | | |
调整后净收益的基本每股收益 | $ | 0.14 | | | | | $ | 0.16 | | | | | $ | 1.00 | | | |
调整后净收益的摊薄后每股收益 | $ | 0.13 | | | | | $ | 0.15 | | | | | $ | 0.95 | | | |
| | | | | | | | | | | |
已发行普通股的加权平均股数——基本 | 75,667 | | | | | 75,662 | | | | | 76,181 | | | |
已发行普通股的加权平均股数——摊薄 | 77,349 | | | | | 77,606 | | | | | 80,312 | | | |
________
(1) 包括与收购麦克弗森相关的成本。
(2) 包括与2023年第三季度股东诉讼和解相关的费用,以及2022年第四季度的高管过渡费用。
(3) 2023年和2022年均使用了联邦和州的法定税率。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | |
| 已结束的年份 |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (以千计) | | 摊薄后每股 | | (以千计) | | 摊薄后每股 |
| (未经审计) |
调整后净收益(亏损)对账: | |
净收入 | $ | 37,400 | | | $ | 0.48 | | | $ | 250,168 | | | $ | 3.03 | |
加(减): | | | | | | | |
衍生品的(收益)亏损 | (13,620) | | | (0.18) | | | 48,314 | | | 0.59 | |
定期衍生品结算收到(支付)的净现金 | 5,895 | | | 0.08 | | | (88,023) | | | (1.07) | |
其他经营(收入)支出 | (1,788) | | | (0.01) | | | 3,722 | | | 0.04 | |
收购成本 (1) | 3,338 | | | 0.04 | | | — | | | — | |
非经常性费用 (2) | 8,697 | | | 0.11 | | | 3,466 | | | 0.04 | |
加法(减法)总额,净额 | 2,522 | | | 0.04 | | | (32,521) | | | (0.40) | |
所得税(支出)调整的好处 (3) | (692) | | | (0.01) | | | 8,816 | | | 0.11 | |
调整后净收益 | $ | 39,230 | | | $ | 0.51 | | | $ | 226,463 | | | $ | 2.74 | |
| | | | | | | |
调整后净收益的基本每股收益 | $ | 0.52 | | | | | $ | 2.88 | | | |
调整后净收益的摊薄后每股收益 | $ | 0.51 | | | | | $ | 2.74 | | | |
| | | | | | | |
已发行普通股的加权平均股数——基本 | 76,038 | | | | | 78,517 | | | |
已发行普通股的加权平均股数——摊薄 | 77,583 | | | | | 82,586 | | | |
________
(1) 包括与收购麦克弗森相关的成本。
(2) 2023年,非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本,以及与第三季度股东诉讼和解相关的成本。2022年,非经常性费用包括与第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用以及第四季度的高管过渡成本。
(3) 2023年和2022年均使用了联邦和州的法定税率。
调整后的一般和管理费用
下表显示了每个时期内一般和管理费用的GAAP财务指标与调整后一般和管理费用的非公认会计准则财务指标的对账情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 季度结束 2023年12月31日 | | 季度结束 2023年9月30日 | | 季度结束 2022年12月31日 | | 已结束的年份 2023年12月31日 | | 已结束的年份 2022年12月31日 |
| (未经审计) (以千美元计) |
调整后的一般和管理费用对账: | | | | |
一般和管理费用 | $ | 20,729 | | | $ | 20,987 | | | $ | 26,926 | | | $ | 95,873 | | | $ | 96,439 | |
减去: | | | | | | | | | |
非现金股票薪酬支出(G&A 部分) | (2,843) | | | (2,840) | | | (4,248) | | | (13,681) | | | (16,498) | |
非经常性费用 (1) | — | | | (1,384) | | | (3,268) | | | (8,697) | | | (3,466) | |
调整后的一般和管理费用 | $ | 17,886 | | | $ | 16,763 | | | $ | 19,410 | | | $ | 73,495 | | | $ | 76,475 | |
| | | | | | | | | |
油井维修和废弃部分 | $ | 2,177 | | | $ | 2,910 | | | $ | 3,296 | | | $ | 11,171 | | | $ | 12,975 | |
| | | | | | | | | |
勘探与生产板块和企业 | $ | 15,709 | | | $ | 13,853 | | | $ | 16,114 | | | $ | 62,324 | | | $ | 63,500 | |
勘探与生产板块和企业(美元/boe) | $ | 6.59 | | | $ | 5.96 | | | $ | 6.80 | | | $ | 6.73 | | | $ | 6.66 | |
| | | | | | | | | |
mboe 总数 | 2,384 | | | 2,326 | | | 2,371 | | | 9,258 | | | 9,532 | |
________
(1) 2023年,非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本,以及与第三季度股东诉讼和解相关的成本。2022年,非经常性费用包括与第一季度收购和剥离活动相关的法律和专业服务费用以及第四季度的高管过渡成本。
储备和 PV-10
下表汇总了截至 2023 年 12 月 31 日我们估计的探明储量和相关的 PV-10:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的探明储量 (1) |
| 加利福尼亚 (圣华金盆地) | | | | 犹他 (尤因塔盆地) | | 总计 |
| (未经审计) |
已探明的已开发储量: | | | | | | | |
石油 (mmbbl) | 46 | | | | | 6 | | 52 | |
天然气 (bcf) | — | | | | | 21 | | 21 | |
NGL (mmbbl) | — | | | | | 1 | | | 1 | |
总计 (mmboe) (2) (3) | 46 | | | | | 11 | | | 57 | |
已探明的未开发储量: | | | | | | | |
石油 (mmbbl) | 44 | | | | | 2 | | | 46 | |
天然气 (bcf) | — | | | | | 5 | | | 5 | |
NGL (mmbbl) | — | | | | | — | | | — | |
总计 (mmboe) (3) | 44 | | | | | 2 | | | 46 | |
总探明储量: | | | | | | | |
石油 (mmbbl) | 90 | | | | | 8 | | | 98 | |
天然气 (bcf) | — | | | | | 26 | | | 26 | |
NGL (mmbbl) | — | | | | | 1 | | | 1 | |
总计 (mmboe) (3) | 90 | | | | | 13 | | | 103 | |
| | | | | | | |
PV-10(以百万计)(4) | $ | 1,977 | | | | | $ | 72 | | | $ | 2,049 | |
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(1) 根据美国证券交易委员会的指导,我们的估计净储备金是根据过去12个月的当月首日平均价格确定的。截至2023年12月31日,过去12个月的未加权算术平均值为每桶布伦特原油和液化天然气每桶82.84美元,天然气每百万英热单位2.63美元。物业生命周期内的成交量加权平均已实现价格为每桶石油和凝析油77.30美元,液化天然气每桶26.90美元,每立方英尺3.73美元。在房产的整个生命周期内,价格保持不变,我们考虑了反映市场环境的价格差异。价格是根据美国证券交易委员会现行指导方针和会计规则确定的石油和天然气价格参数计算的,包括租赁质量调整、燃料扣除、地域差异、营销奖金或扣除额以及其他影响井口价格的因素。
(2)对于已探明的已开发储量,大约12%的石油和12%的石油处于非生产状态。
(3)根据六立方英尺天然气换成一桶石油的能量含量,天然气量已转换为京东方。桶装石油的等价不一定会导致价格等值。目前,按桶石油当量计算的天然气价格大大低于相应的石油价格,而且多年来一直处于同样的低水平。例如,在截至2023年12月31日的年度中,布伦特原油和亨利枢纽天然气的平均价格分别为每桶82.18美元和每百万英热单位2.53美元。
(4) 有关 PV-10 的定义以及与贴现未来净现金流标准的对账情况,请参阅下表。PV-10 不使衍生品交易生效。
下表提供了截至2023年12月31日我们的探明储备金的 PV-10 与贴现未来净现金流的标准化衡量标准的对账情况:
| | | | | |
| 2023 年 12 月 31 日 |
| (未经审计) (单位:百万) |
加利福尼亚州 PV-10 | $ | 1,977 | |
犹他州 PV-10 | 72 | |
道达尔公司 PV-10 | 2,049 | |
减去:按10%折扣的未来所得税的现值 | (366) | |
折现未来净现金流的标准化衡量标准 | $ | 1,683 | |
下表显示了2023年的储量变化和产量:
| | | | | | | | | | | |
| 道达尔公司 | | 加利福尼亚 |
| (未经审计) (在 mmboe 中) |
扩展和发现 | 5 | | | 5 | |
对先前估计数的修订 | (12) | | | (1) | |
购买矿物 (1) | 9 | | | 9 | |
| | | |
储备金变动总额 | 2 | | | 13 | |
| | | |
制作 | (9) | | | (7) | |
储备金置换率 | 19 | % | | 176 | % |
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(1) 矿产的购买与麦克弗森的收购以及2023年12月在克恩县的小额收购有关。
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