美國證券交易委員會

華盛頓特區 20549

表格 10-Q

截至的季度期間 2024 年 3 月 31 日

或者

在從 _______________ 到 _________________ 的過渡期內

委員會檔案編號001-38606

（註冊人章程中規定的確切名稱）

16000 達拉斯公園大道， 500 套房

達拉斯， 德州75248

(661)616-3900

（主要行政辦公室地址，包括郵政編碼

註冊人的電話號碼，包括區號）

根據該法第12（b）條註冊的證券：

用勾號指明註冊人 (1) 是否在過去 12 個月內（或在要求註冊人提交此類報告的較短時間內）提交了 1934 年《證券交易法》第 13 條或第 15 (d) 條要求提交的所有報告，以及 (2) 在過去的 90 天內是否受到此類申報要求的約束。是的☒ 沒有 ☐

用複選標記表明註冊人是否在過去 12 個月內（或者在要求註冊人提交此類文件的較短時間內）以電子方式提交了根據第 S-T 法規（本章第 232.405 節）第 405 條要求提交的所有交互式數據文件。是的☒ 沒有 ☐

用複選標記指明註冊人是大型加速申報人、加速申報人、非加速申報人、小型申報公司還是新興成長型公司。參見《交易法》第12b-2條中 “大型加速申報人”、“加速申報人”、“小型申報公司” 和 “新興成長型公司” 的定義。

如果是新興成長型公司，請用複選標記表明註冊人是否選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易法》第13（a）條規定的任何新的或修訂的財務會計準則。☐

用複選標記表明註冊人是否為空殼公司（定義見《交易法》第12b-2條）。是的 ☐ 沒有☒

截至2024年4月30日的已發行普通股 76,938,994

目錄

本報告中提供的財務信息和某些其他信息已四捨五入到最接近的整數或最接近的十進制數。因此，一列中數字的總和可能與本報告某些表格中該列的總數不完全一致。此外，本報告中列報的某些百分比反映了四捨五入之前根據基本信息進行的計算，因此，可能不完全符合根據四捨五入數字進行相關計算時得出的百分比，也可能由於四捨五入而無法求和。

第一部分 — 財務信息

第 1 項。財務報表（未經審計）

貝瑞公司 (bry)

簡明的合併資產負債表

（未經審計）

			2024 年 3 月 31 日						2023 年 12 月 31 日
			（以千計，股票金額除外）
資產
流動資產：
現金和現金等價物			$	3,457					$	4,835
應收賬款，扣除可疑賬款備抵金美元655 在 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日			89,937						86,918
衍生工具			—						5,288
其他流動資產			45,979						43,759
流動資產總額			139,373						140,800
非流動資產：
石油和天然氣特性			1,921,843						1,906,134
累計損耗和攤銷			(627,966)						(592,621)
石油和天然氣資產總額，淨額			1,293,877						1,313,513
其他財產和設備			169,799						167,767
累計折舊			(78,972)						(74,668)
其他財產和設備共計，淨額			90,827						93,099
遞延所得税			41,455						30,308
衍生工具			—						5,463
其他非流動資產			9,984						10,975
總資產			$	1,575,516					$	1,594,158
負債和權益
流動負債：
應付賬款和應計費用			$	184,539					$	213,401
衍生工具			45,908						9,781
流動負債總額			230,447						223,182
非流動負債：
長期債務			448,121						427,993
衍生工具			20,667						959
遞延所得税			—						2,344
資產報廢債務			177,900						176,578
其他非流動負債			9,537						5,126
承付款和意外開支——附註4
股東權益：
普通股 ($)0.001 面值； 750,000,000 已獲授權的股份； 88,942,805 和 87,671,241 已發行的股票；以及 76,938,994 和 75,667,430 分別於 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日的已發行股份）			89						88
額外的實收資本			790,108						819,157
庫存股，按成本計算（12,003,811 股價分別為 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日			(113,768)						(113,768)
留存收益			12,415						52,499
股東權益總額			688,844						757,976
負債和股東權益總額			$	1,575,516					$	1,594,158

所附附附註是這些簡明合併財務報表不可分割的一部分。

所附附附註是這些簡明合併財務報表不可分割的一部分。

所附附附註是這些簡明合併財務報表不可分割的一部分。

所附附附註是這些簡明合併財務報表不可分割的一部分。

注意事項 1—演示基礎

注意事項 2—債務

注意事項 3—衍生品

注意事項 4—承付款和或有開支

注意事項 5—股權

注意事項 6—財務報表的補充披露

注意事項 7—收購和資產剝離

注意事項 8—每股收益

注意事項 9—收入確認

注意 10—細分信息

第 2 項。管理層對財務狀況和經營業績的討論和分析

管理層對財務狀況和經營業績的討論和分析（“MD&A”）應與我們在本10-Q表季度報告（“季度報告”）中提供的未經審計的中期合併財務報表和相關附註，以及我們向美國證券交易委員會提交的截至2023年12月31日年度的10-k表年度報告（“年度報告”）中包含的經審計的合併財務報表和相關附註（“年度報告”）一起閲讀（“SEC”）。當我們在本報告中使用 “我們”、“我們”、“我們的”、“Berry”、“公司” 或類似詞語時，根據上下文的要求，我們指的是貝瑞公司及其子公司Berry LLC、C&J Management和C&J。

我們的公司

我們是一家以價值為導向的美國西部獨立上游能源公司，專注於陸上、地質風險低、壽命長的石油和天然氣儲量。我們在兩個業務領域開展業務：（i）勘探和生產（“E&P”）和（ii）油井維修和廢棄。我們的勘探和生產資產位於加利福尼亞州和猶他州，其特點是石油含量高，主要位於人口較少的農村地區。我們在加利福尼亞的資產位於聖華金盆地（100% 石油），而我們在猶他州的資產位於尤因塔盆地（60% 的石油和 40% 的天然氣）。

關於我們在加利福尼亞的勘探和生產業務，我們專注於傳統的淺層油藏。與非常規資源開發相比，此類油井的鑽探和完井成本相對較低。加州石油市場主要與受布倫特影響的定價掛鈎，與西德克薩斯中質原油（“WTI”）相比，該價格通常實現溢價定價。我們在加利福尼亞的所有資產都位於聖華金盆地富含石油的油藏中，該盆地有150多年的生產歷史，還有大量的石油儲量。根據該流域悠久的生產歷史生成的數據，其儲層特徵和低地質風險機會普遍為人所知。

我們還在猶他州擁有上游資產，位於尤因塔盆地，該盆地生產的石油和天然氣深度從4,000英尺到8,000英尺不等。我們對現有面積（淨佔地99,000英畝）擁有很高的運營控制權，這為進一步的開發和完工提供了巨大的上升空間。

在我們的油井維修和廢棄業務領域，我們經營着加利福尼亞州最大的上游油井維修和廢棄業務之一，以C＆J的名義運營。C&J在加利福尼亞為石油和天然氣生產公司提供井場服務，包括油井服務和水務物流。此外，C&J在油井生產壽命結束時為油井提供堵漏和棄置服務，我們認為，基於加利福尼亞州大量閒置油井市場，這為貝瑞創造了戰略增長機會。

我們戰略的核心是通過產生超過運營成本的大量自由現金流來創造價值，同時優化資本效率。為此，我們力求通過整體回報最大限度地提高企業價值。自2018年7月首次公開募股（“首次公開募股”）以來，我們已經表明了我們致力於最大限度地提高企業價值，並通過分紅和股票回購向股東返還自由現金流。我們還進行了可增加現金流的收購。

我們的股東回報模型非常簡單，表明了我們對優化自由現金流配置和股東長期回報的承諾，包括通過增加現金流和減少債務實現去槓桿化。作為我們戰略的一部分，我們有機會地考慮附加收購，這有助於我們實現維持現有產量的目標（尤其是在當前的監管環境下，獲得新井鑽探許可證的能力受到限制），甚至可以適度增加產量。根據規模的不同，附加收購的資金可能全部或部分來自資本支出的重新分配，以此作為增加調整後自由現金流的一種方式，這是一種非公認會計準則的衡量標準，並且可以利用調整後自由現金的80％

股東回報模型中指定的流程。

我們會根據行業狀況、經營業績和其他因素不時審查股東回報模型下的分配。2024年，我們更新了調整後自由現金流（一項非公認會計準則指標）的定義，即運營現金流減去定期固定股息和資本支出。此更新更好地符合公司的全部資本支出要求。2023年，調整後的自由現金流定義為運營現金流減去定期固定股息和維護資本。維護資本是維持基本相同的年度石油和天然氣產量所需的資本支出，定義為資本支出，不包括在適用的情況下，(i) 與戰略業務擴張相關的勘探和生產資本支出，例如收購和剝離石油和天然氣資產以及為將產量提高到上一年度產量以外的任何勘探和開發活動，(ii) 我們的油井服務和廢棄部門的資本支出，(iii) 公司支出與輔助可持續發展計劃和/或 (iv) 其他可自由支配且與維護核心業務無關的支出有關。未根據更新的定義對前期的調整後自由現金流進行追溯調整。調整後的自由現金流並不代表我們現金餘額的總增加或減少，不應推斷調整後自由現金流的全部金額可用於可變股息、債務或股票回購、附加收購或其他增長機會或其他全權支出，因為我們的非全權支出未從該指標中扣除。調整後的自由現金流是一項非公認會計準則財務指標。有關經營活動提供的現金（我們根據公認會計原則計算和列報的最直接可比的財務指標）與調整後自由現金流的非公認會計準則財務指標的對賬，請參閲 “非公認會計準則財務指標”。

我們認為，在下降幅度較低的石油加權生產基地成功執行我們的戰略，加上大量已確定的鑽探、支路和修井地點以及具有吸引力的全週期經濟效益，將支持我們實現創造自由現金流的目標，為我們的運營提供資金，優化資本效率並最大化企業價值。我們還努力保持適當的流動性狀況和可控的槓桿率，這將使我們能夠通過大宗商品價格週期和收購探索有吸引力的有機增長和戰略增長。除了高效、戰略性地運營和開發現有資產外，我們還尋求收購增值型房產，以補充我們的現有業務，增加現金流，使我們能夠進一步推進產量同比基本持平的戰略，但前提是必要的許可證和批准的延遲簽發。有關更多信息，請參見第一部分第 1 項和第 2 項。我們的年度報告中的 “業務和財產—監管事項—石油和天然氣行業的監管”。我們的戰略包括積極調動推動我們行業和影響我們運營的多種力量，無論是正面還是負面影響，以最大限度地提高資產的效用，為股東創造價值，並支持與更安全、更高效和更低排放的運營相一致的環境目標。

最近的事態發展

2024年4月，我們購買了四口兩到三英里橫向井眼的21％權益，這些井眼已經鑽探並完工，預計將於2024年第二季度投入生產。這些油井毗鄰我們在猶他州的現有業務，這些油井的結果將用於評估我們自己土地上的機會。總收購價格約為1000萬美元，視慣例購買價格調整而定。

我們如何計劃和評估運營

我們使用以下指標來管理和評估我們的運營業績：（a）調整後的息税折舊攤銷前利潤；（b）調整後的自由現金流（c）勘探和生產業務的產量（d）勘探和生產現場運營指標；（e）HSE結果；（f）一般和管理費用；（g）根據所提供每項服務的活動水平、定價和相對業績得出的油井服務和廢棄業務的業績。

調整後 EBITDA

調整後的息税折舊攤銷前利潤是我們的管理層用來分析和監控勘探與生產業務和CJWS經營業績的主要財務和運營衡量標準。我們還使用調整後的息税折舊攤銷前利潤

規劃我們的資本支出分配以維持生產水平，並確定我們的戰略對衝需求，此外還要滿足2021年RBL融資機制的套期保值要求（定義見下文 “——流動性和資本資源”）。調整後的息税折舊攤銷前利潤是一項非公認會計準則財務指標，我們將其定義為扣除利息支出的收益；所得税；折舊、損耗和攤銷（“DD&A”）；扣除定期衍生品結算收到或支付的現金後的衍生收益或虧損；減值；股票補償支出以及不尋常和不經常出現的項目。請參閲 “管理層的討論與分析——非公認會計準則財務指標”，瞭解經營活動提供（使用）的淨收益（虧損）和淨現金（我們根據公認會計原則計算和列報的最直接可比的財務指標）與調整後息税折舊攤銷前利潤的非公認會計準則財務指標的對賬。該補充性非公認會計準則財務指標供管理層和財務報表的外部用户，例如行業分析師、投資者、貸款人和評級機構使用。

調整後的自由現金流

我們利用股東回報模型來確定調整後自由現金流的分配。這種股東回報模型非常簡單，表明了我們對優化自由現金流配置和股東長期回報的承諾，包括通過增加現金流和減少債務實現去槓桿化。調整後自由現金流的分配最近一次更新於2023年初，計劃為（a）80％，主要以債務回購、股票回購、戰略增長和收購生產附加資產的形式；（b）20％以可變股息的形式提供。實際支付的任何股息（固定或可變）將由董事會根據當時的狀況和情況確定，包括我們的收益、財務狀況、融資協議中的限制、業務狀況和其他因素。

製作

石油和天然氣生產是我們經營業績的關鍵驅動力，是我們業務成功的重要因素，並用於預測未來的發展經濟學。我們持續衡量和密切監控產量，根據結果調整房地產開發工作。我們按商品類型跟蹤產量，並將其與前一時期和預期結果進行比較。

勘探與生產現場作業

總體而言，管理層通過考慮核心勘探和生產運營費用以及我們的熱電聯產、營銷和運輸活動來評估我們的勘探和生產現場運營效率。特別是，我們在加利福尼亞的勘探和生產業務的核心組成部分是蒸汽，我們使用蒸汽將重油輸送到地表。我們運營多個熱電聯產設施，以生產運營所需的部分蒸汽。在將我們的熱電聯產廠與運營中其他蒸汽來源的成本效益進行比較時，管理層將熱電聯產廠的運營成本，包括為運營設施而購買的天然氣成本，與勘探和生產油田業務中使用的蒸汽和電力的價值以及我們通過向電網出售多餘電力所獲得的收入進行了考慮。我們努力通過天然氣購買套期保值來最大限度地減少加利福尼亞蒸汽業務燃氣成本的可變性。因此，我們的勘探和生產現場業務的效率受到我們從這些衍生品中收到或支付的現金結算的影響。我們還簽訂了從落基山脈運輸燃氣的合同，從歷史上看，落基山脈的燃氣價格比加利福尼亞市場便宜。在運輸和營銷方面，管理層在評估勘探和生產業務的整體效率時還考慮了增量產能的機會性銷售。

租賃運營費用包括燃料、人工、現場辦公室、車輛、監督、維護、工具和用品以及修理費用。發電費用包括我們兩個熱電聯產設施中分配給發電費用的燃料、人工、維護以及工具和供應的部分；剩餘的熱電聯產費用包含在租賃運營費用中。運輸費用與我們在物業內生產的石油和天然氣運輸或將其運往市場的成本有關。營銷費用主要涉及從第三方購買的天然氣，這些天然氣通過我們的收集和處理系統，然後出售給第三方。電力收入來自根據長期合同，以市場價格將我們的兩個熱電聯產設施的多餘電力出售給一家加利福尼亞公用事業公司。這些熱電聯產設施的規模可以滿足各自領域的蒸汽需求，但是相應的發電量超過了這些油田目前運營所需的電力。運輸銷售涉及我們代表第三方在系統上運輸的水和其他液體，營銷收入代表從第三方購買和出售給第三方的天然氣的銷售。

健康、安全與環境

與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的勘探與生產業務和C&J的運營都受複雜的聯邦、州和地方法規的約束，這些法律法規管理健康和安全、材料的釋放或排放以及土地使用或環境保護，這些法律和法規可能會限制我們的財產和運營的使用，增加我們的成本或降低對我們產品和服務的需求或限制其使用。請參閲本季度報告中的 “—監管事項” 以及第一部分第 1 項和第 2 項。“商業和財產—監管事項” 和第一部分，第1A項。我們的年度報告中列出了 “風險因素”，旨在討論政府法規，包括有關HSE事宜的法規，可能對我們的業務、運營、資本支出、收益和競爭地位產生的潛在影響。

作為我們創造長期價值的承諾的一部分，我們努力以合乎道德、安全和負責任的方式開展業務，保護環境，照顧我們的人民和我們生活和運營的社區。我們還尋求與監管機構、我們開展業務的社區和其他利益相關者進行積極和透明的接觸，以便及時充分發揮我們的資源潛力，保護人類和環境，遵守現行法律法規。我們通過各種措施監控我們的HSE績效，並要求員工和承包商遵守高標準。滿足企業的HSE指標，包括與HSE事故和泄漏預防有關的指標，是我們針對所有員工的短期激勵計劃的一部分。

一般和管理費用

我們監控現金、一般和管理費用，以衡量管理活動的效率。此類費用是我們的企業和專業團隊為資產開發和日常運營提供的適當支持水平的關鍵組成部分。

油井維修和廢棄運營績效

我們持續監控我們的油井維修和廢棄運營績效，包括按服務和客户劃分的收入和成本，以及該業務的調整後息税折舊攤銷前利潤。

商業環境、市場狀況和展望

我們的經營和財務業績以及整個石油和天然氣行業的經營和財務業績在很大程度上受到大宗商品價格（包括差異）的影響。由於許多與市場相關的變量，包括全球地緣政治和經濟狀況，以及當地和區域市場因素和混亂，差異已經並將繼續大幅波動。石油和天然氣價格一直波動，並且可能仍然波動。作為天然氣淨購買者，預計我們的運營成本受天然氣價格波動的影響將大於天然氣銷售的影響。

我們的油井維修和廢棄業務依賴於石油和天然氣公司的支出，這在一定程度上可以反映大宗商品價格的波動以及監管環境變化的影響。由於現有的石油和天然氣井需要持續的支出來維持產量，因此石油和天然氣公司維護現有油井的支出歷來相對穩定，並且在產量穩定時是可以預測的。此外，我們的客户要求封井和放棄油井在很大程度上是由監管要求驅動的，這些要求對大宗商品價格的依賴程度較低。

2022年10月，歐佩克+宣佈初步削減產量配額，並將其延長至2023年12月。2023年6月，歐佩克+進一步將產量配額從2024年1月減少到2024年12月，這延長了2022年10月的削減。2023年11月，歐佩克+宣佈從2024年1月到2024年3月進行額外的自願削減，總共削減2.2百萬桶/日。2024年3月，歐佩克+同意將2.2百萬桶/日的削減延長至2024年第二季度。

為了應對烏克蘭持續的衝突，各國對俄羅斯石油實施了制裁和進口禁令，這進一步改變了全球石油供應的流動。石油和天然氣價格可能會隨着需求的任何變化而下跌或上漲，原因包括烏克蘭的持續衝突、持續的中東衝突、國際制裁、對歐佩克+未來行動的猜測、天然氣價格上漲、高利率、通貨膨脹和政府為降低通貨膨脹所做的努力，以及全球經濟整體健康狀況可能發生的變化，包括金融和信貸市場波動加劇或長期衰退。此外，石油和天然氣價格的波動可能會加速向化石燃料的過渡，從而導致長期需求減少。這些因素和其他外部因素（例如政府在氣候變化監管方面的行動）最終在多大程度上影響我們未來的業務、流動性、財務狀況和經營業績尚不確定，並且取決於包括未來發展在內的許多因素，這些因素不在我們的控制範圍內，也無法準確預測。

此外，與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的業務受到嚴格的聯邦、州和地方法規的約束，這些法律和法規涉及鑽探、完井、油井或設施的運營、維護或廢棄、能源、水、土地、温室氣體或其他排放管理、健康、安全和環境保護，或產品的運輸、營銷和銷售。聯邦、州和地方機構在這些領域的監管權可能相互重疊。參見第一部分第 1 項和第 2 項。我們的年度報告中介紹了 “業務和財產——監管事項——健康、安全和環境問題監管”，描述了影響我們業務的法律法規。有關監管風險的更多信息，請參閲第一部分，第 1A 項。我們的年度報告中的 “風險因素——與我們的運營和行業相關的風險”。

大宗商品定價和差異

我們的收入、成本、盈利能力、股東回報和未來增長在很大程度上取決於我們的石油和天然氣生產價格以及我們購買天然氣所支付的價格，這些價格受多種因素的影響，包括第一部分第1A項中討論的因素。我們的年度報告中的 “風險因素”。

由於許多與市場相關的變量，石油和天然氣的價格和差異可能會大幅波動。我們使用衍生品來對衝我們預測的石油和天然氣產量和天然氣購買量的一部分，以減少我們受石油和天然氣價格波動的影響。下表列出了下述時期內某些平均基準價格、平均已實現價格和實現價格佔我們產品平均基準價格的百分比。

________

(1) 表示與指定指數相比我們的已實現價格的百分比。

石油價格

加州石油價格受到布倫特的影響，因為加州煉油商從歐佩克+國家和其他水源進口該州約75％的需求。我們認為，接受受布倫特影響的定價有助於我們繼續在加利福尼亞實現強勁的現金利潤率。儘管加州市場通常受布倫特影響的定價，但加州的油價也取決於當地的供需動態，包括第三方的運輸和基礎設施容量。在2023年第四季度，油價相對於2023年第三季度有所下降。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的價格相對持平。

猶他州油價歷來以低於WTI的折扣價交易，因為當地的煉油廠是針對猶他州獨特的石油特性而設計的，而資產的偏遠使得進入其他市場的物流通道具有挑戰性。但是，我們對現有面積有很高的運營控制權，這為更多的垂直和/或水平開發井和補井提供了顯著的上升空間。在截至2024年3月31日、2023年12月31日和2023年3月31日的三個月中，猶他州的平均已實現油價分別為65.79美元、67.20美元和63.27美元，而同期布倫特原油的平均價格為81.76美元、82.85美元和82.16美元

天然氣價格

對於我們的加州蒸汽業務，我們為燃氣購買支付的價格通常基於西北地區、在落基山脈購買的洛基山脈指數以及在加利福尼亞購買的SoCal Gas城門指數。我們目前在落基山脈購買大部分天然氣。現在，我們在落基山脈購買了大部分燃氣，在加利福尼亞購買的大部分燃氣都使用SoCal Gas城門指數，而在此之前，加州購買的主要指數是Kern，Delivered。西北洛基山指數的價格高達每百萬英熱單位4.88美元，在2024年第一季度低至每百萬英熱單位1.78美元。南加州天然氣城門指數的價格高達每百萬英熱單位5.37美元，在2024年第一季度低至每百萬英熱單位3.10美元。總體而言，在未對衝的基礎上，我們在2024年第一季度平均為每百萬英熱單位支付了3.99美元的天然氣購買費用。如果將對衝效應納入我們的天然氣採購，我們在2024年第一季度、2023年第四季度和2023年第一季度分別支付了每百萬英熱單位4.91美元、5.73美元和8.88美元。

我們的燃氣銷售價格通常基於西北洛基山脈指數，因為與燃氣購買量相同的指數出售為天然氣購買提供了天然氣的對衝工具。2024年第一季度，我們在猶他州的業務平均已實現天然氣價格為3.76美元，而落基山脈西北部的平均天然氣價格為3.41美元，實現率為110％。在截至2023年12月31日和2023年3月31日的三個月中，猶他州的平均已實現天然氣價格為4.48美元和17.39美元，而西北洛基山脈的平均天然氣價格為4.53美元，實現率為99％，實現率為22.36美元，實現率為78％。

天然氣價格和差異受到當地市場基本面、產區運輸能力可用性和季節性影響的強烈影響。我們對天然氣價格的主要敞口在於我們的成本。我們為加利福尼亞的蒸汽洪水和熱電聯產設施購買的天然氣比我們在落基山脈生產和銷售的天然氣要多得多。我們在落基山脈購買大部分天然氣，並使用我們的克恩河管道容量將其運送到我們的加利福尼亞運營點。我們在落基山脈購買了大約48,000mmbtu/d，其餘來自加利福尼亞市場。加州的購買量波動不定，2024年第一季度平均為5,000兆英熱單位/日，2023年第四季度平均為6,000百萬英鎊/日，2023年第一季度為3,000百萬英鎊/日。我們在落基山脈購買的天然氣將運往我們在加利福尼亞的業務，以幫助限制我們受加州燃氣購買價格波動的影響。我們通過對衝很大一部分天然氣採購，努力進一步最大限度地減少蒸汽業務燃氣成本的可變性。此外，我們在落基山脈生產和銷售的天然氣銷售的增加部分抵消了汽油價格上漲對我們加州運營開支的負面影響。克恩的產能使我們能夠以相同的定價指數購買和出售天然氣。

我們力求通過以與天然氣價格掛鈎的價格向第三方出售熱電聯產業務中多餘的電力，來減少熱電聯產廠的很大一部分天然氣購買風險。除了天然氣價格對電價的影響外，夏季的這些銷售額通常更高，因為它們包括季節性產能。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的天然氣價格有所下降。天然氣期貨表明，到2024年底和2025年，價格將上漲。

我們的收益還受到熱電聯產設施性能的影響。這些熱電聯產設施為我們的物業提供電力和蒸汽，為非租賃銷售提供電力。雖然我們的熱電聯產設施的部分電力輸出用於我們的生產設施以減少運營開支，但我們還根據長期合同出售兩座熱電聯產設施生產的電力，合同期限為2024年12月和2026年11月。熱電聯產設施最重要的投入和成本是天然氣。

液化天然氣的價格和差異與構成這些液體的產品的供需有關。其中一些通常與石油價格相關，而另一些則受天然氣價格以及對某些用作原料的化學產品的需求的影響。此外，基礎設施限制加劇了定價的波動。

監管事宜

與石油和天然氣行業的其他公司一樣，我們的勘探和生產業務和CJWS都受複雜而嚴格的聯邦、州和地方法規的約束，而我們的大部分業務和資產所在的加利福尼亞州是美國石油和天然氣業務監管最嚴格的州之一。總的來説，現行法律法規的影響是通過限制我們財產的使用來限制油井的數量和位置；限制我們開發某些資產和開展某些業務的能力，包括通過嚴格而繁瑣的許可和批准程序；以及減少我們可以從油井中生產的石油和天然氣量，有可能將此類產量降低到原本可能或經濟的水平以下。此外，過去的監管負擔導致了成本增加，將來也可能導致成本增加，因此對運營、資本支出、收益和我們的競爭地位產生了不利影響，並且可能在未來繼續產生這種影響。違反這些法律和法規的行為和責任還可能導致聲譽損害和重大的行政、民事或刑事處罰、補救性清理、自然資源損失、許可證修改或撤銷、運營中斷或關閉以及其他責任。糾正此類狀況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、經營業績和未來前景產生不利影響。鑑於對石油和天然氣行業實施嚴格的環境法規，我們在加利福尼亞的業務尤其面臨越來越多的監管風險，加州當前的政治和社會趨勢繼續增加對石油和天然氣行業的限制，並施加額外的許可、緩解和排放控制義務等。我們無法預測加利福尼亞州（或聯邦政府）將來會對我們的運營實施哪些新的環境法律或法規；但是，未來的任何此類法律或法規都可能對我們的業務和經營業績產生重大不利影響。有關政府法規（包括環境問題法規）可能對我們的業務、運營、資本支出、收益和競爭地位產生的潛在影響的更多信息，請參閲第一部分第1項 “監管事項” 以及第一部分第1A項。我們的年度報告中的 “風險因素”。

在過去的幾年中，加利福尼亞州和地方各級的許多事態發展導致我們在加利福尼亞州所有資產所在的克恩縣鑽探新油氣井的許可證的發放嚴重延遲，並且許可程序更加耗時和成本。州和地方機構或聯邦機構對鑽探和生產活動的許可證和其他批准分別受《加利福尼亞州環境質量法》（“CEQA”）和/或《國家環境政策法》（“NEPA”）規定的環境審查。目前，要求證明遵守CEQA和/或NEPA的要求導致（將來可能會導致）鑽探新油井許可證的發放嚴重延遲，並可能對擬議的油田運營實施緩解措施和限制等。運營商必須先獲得許可才能在加利福尼亞進行鑽探作業，然後才能從事石油和天然氣用地的使用。CEQA要求審查州和地方機構在做出許可決定時考慮擬議的石油和天然氣業務對環境的影響。從歷史上看，我們通過遵守克恩縣石油和天然氣業務分區條例來滿足CEQA的要求，該條例得到了克恩縣環境影響報告（“EIR”）的支持。但是，EIR在2020年受到了法律質疑，EIR的使用目前仍在繼續，並且在大多數訴訟中一直沒有使用。2024年3月7日，加州上訴法院發表意見，認定EIR存在某些缺陷，並禁止在這些缺陷得到糾正之前依賴EIR來發放石油和天然氣許可證的批准。因此，除非克恩縣能夠順利解決訴訟並認證符合CEQA的新修訂版EIR，否則我們依靠EIR證明符合CEQA來獲得鑽探新油井的許可證和批准的能力受到限制。由於訴訟，自2022年12月以來，我們和任何其他運營商都沒有獲得使用EIR鑽探新油井以證明CEQA合規性的許可。同時，要獲得在克恩縣鑽探新井的許可證，我們必須通過EIR以外的方式向CalGem證明遵守了CEQA。貝瑞確實對某些資產進行了單獨的環境影響分析，而且我們歷來已獲得在覆蓋區域鑽探新井的許可。但是，在2023年第三季度，我們在這些地區開始延遲發放新的鑽探許可證，我們認為這是由於CalGem的CEQA審查程序發生了變化。實際上，自2023年1月以來，向任何石油生產商發放的在加利福尼亞鑽探新井的許可證相對較少。此外，在2023年第三季度，我們的臨時工和修井許可的審批程序也開始出現延遲，我們認為確實如此

這也是由於CalGem的審查流程發生了變化。從那時起，CalGem一直保證，它正在審查臨時工和修理申請，並努力最終確定其在許可證審查方面的CEQA合規方針，這將使該機構最終能夠在更可預測的時間表上恢復定期發放這些許可的做法。儘管如此，自2023年11月以來，CalGem批准的臨時許可證數量相對較少，而且我們在修理許可證的審批過程中也繼續遇到一些延遲。我們目前手頭有足夠的許可證，這將使我們能夠將計劃中的側軌鑽探活動維持到2024年7月，並全年進行修井活動。但是，這種許可證批准延遲可能會持續到2024年，這將阻礙我們實現計劃中的2024年側軌鑽探計劃和/或限制我們計劃的2024年修井計劃。如果CalGem沒有及時批准2024年計劃的剩餘支路許可證，我們目前正在探索多種替代許可策略，以滿足我們的2024年鑽探計劃；但是，我們無法保證這些策略中的任何一項最終都會成功，並且無法（及時或根本沒有）獲得許可可能會對我們的業務和運營業績產生不利影響。見第一部分，第 1 項和第 2 項。我們的年度報告以及第一部分第1A項中的 “業務和財產—監管事項—石油和天然氣行業的監管”。有關EIR和其他許可注意事項的更多信息，請參見我們的年度報告中的 “風險因素”。

2022年9月16日，加利福尼亞州州長將參議院第1137號法案（Sb 1137）簽署為法律，該法案禁止在擬議的新鑽探或返工距離某些敏感受體（例如房屋、學校或公園）3,200英尺以內，則CalGem允許任何新油井或返工現有油井。該法案將於2023年1月1日生效。但是，在2022年12月，選民公投（“公投”）的支持者收集的簽名超過了要求的簽名數量，從而將參議院第1137號法案付諸2024年11月投票。2023年2月3日，加利福尼亞州國務卿對簽名進行了認證，並確認公投符合2024年11月投票的資格。因此，參議院第1137號法案在付諸表決之前予以擱置。與此相關的是，一位議員於2023年向加利福尼亞州參議院提交了參議院第556號法案（Sb 556），規定擁有石油和天然氣生產設施的實體的運營商和所有者對距離此類設施3200英尺以內的某些不利健康狀況承擔連帶責任，但防禦措施有限。儘管該法案在上屆立法會議期間失效，但一項相同的法案——第3155號議會法案（Ab 3155）——已於2024年初提交加利福尼亞州立法機關，目前正在審議中。另外，第2716號議會法案（Ab 2716）於2024年出臺，該法案將要求在一定時間範圍內封堵和放棄位於敏感受體3,200英尺以內的某些低產量油井，否則將對運營商處以行政處罰。我們將繼續監測這些法案的進展，但我們目前估計，截至2023年12月31日，我們的總探明儲量中約有10％處於參議院第1137號法案規定的挫折範圍之內。我們預計該法律不會導致我們現有的已探明開發總產量或當前產量發生任何實質性變化。

加利福尼亞州州長於2023年10月簽署成為法律的第1167號議會法案（Ab 1167）對獲得加利福尼亞州油井或生產設施運營權的個人規定了更嚴格的財務保障要求。Ab 1167要求此類人員滿足國家確定的保證金要求，以足以支付所有油井和生產設施的全部堵漏和廢棄費用、退役和場地修復費用。在國家確定適當的債券金額並提交保證金之前，禁止轉讓油井或生產設施的運營權。在簽署Ab 1167號法案時，加利福尼亞州州長呼籲對新要求進行進一步的立法修改，以降低該法律實施後孤井數量增加成為州負債的潛在風險。與Ab 1167類似，加利福尼亞州議員在2024年初提出了第1866號議會法案（Ab 1866），要求任何閒置油井的運營商在2025年7月1日當天或之前向該州提交一項計劃，規定管理和消除所有閒置油井，在優先考慮閒置油井進行測試或封堵和廢棄時，應考慮一些特定因素。此外，Ab 1866將要求操作員將井墊表面恢復到儘可能接近自然狀態或恢復到適合替代用途的狀態。任何不遵守Ab 1866的運營商都將受到民事處罰。

2023 年 10 月，加利福尼亞州州長簽署了兩項法案，要求某些在加利福尼亞開展業務的公共和私營公司披露定量和定性的氣候信息。參議院第253號法案（Sb 253）要求每年披露範圍1、2和3的温室氣體排放，某些排放數據需要第三方保證。該法案要求從2026年開始披露2025年報告年度的範圍1和2温室氣體排放，並從2027年開始披露2026報告年度的範圍3温室氣體排放量。Sb 253對年總收入超過10億美元的上市和私營公司有效。參議院第261號法案（Sb 261）要求每兩年在公司網站上發佈與氣候相關的財務風險以及公司為減少和適應此類風險而採取的措施的披露信息。該法案要求從2026年開始披露2025年報告年度的與氣候相關的財務風險披露。Sb 261對年總收入超過5億美元的上市和私營公司有效。Sb 253和261均在美國加利福尼亞中區地方法院受到質疑。

通脹

近年來，美國的通貨膨脹率變得更加顯著。與行業中的其他公司類似，該公司的成本也面臨通貨膨脹壓力，即通貨膨脹壓力導致我們的商品、服務和人員成本增加，這反過來又導致我們的資本支出和運營成本上升。這種通貨膨脹壓力是由於 COVID-19 疫情、需求增加、勞動力短缺和其他因素（包括俄羅斯和烏克蘭之間的衝突）造成的供應鏈中斷。2024年期間，通貨膨脹率繼續保持穩定趨勢，如2023年下半年所示。我們無法準確預測這種通貨膨脹壓力和促成因素是否會持續到2024年。但是，截至2024年3月31日，我們確定自截至2023年12月31日的年度以來，通貨膨脹壓力沒有任何實質性變化。

季節性

季節性天氣狀況過去和將來都可能影響我們的鑽探、生產和油井服務活動。極端天氣條件可能對實現鑽井和完井目標以及生產目標構成挑戰。季節性天氣還可能導致設備、物資和人員的競爭加劇，這可能導致短缺和成本增加或延遲運營。冬季，尤其是在猶他州，我們的運營一直受到冰雪、春季和夏季的暴風雨和高温以及野火和雨水的影響，並將來可能會受到影響。

我們力求通過以與天然氣價格掛鈎的價格向第三方出售熱電聯產業務中多餘的電力，來減少熱電聯產廠的很大一部分天然氣購買風險。除了天然氣價格對電價的影響外，夏季的這些銷售額通常更高，因為它們包括季節性產能。在2024年第一季度，天然氣價格低於2023年第四季度的價格。我們的套期保值策略加上從落基山脈獲得天然氣的中游渠道，有助於我們減輕高昂的天然氣價格對成本結構的影響。

資本支出

在截至2024年3月31日的三個月中，我們的總資本支出約為1,700萬美元，包括資本化管理費用和利息，不包括收購和資產報廢支出。截至2024年3月31日的三個月，勘探與生產和企業支出為1,600萬美元（不包括100萬美元的油井維修和廢棄資本）。截至2024年3月31日的三個月，這些資本支出中約有90％和10％分別用於加利福尼亞和猶他州的業務。

我們在2024年勘探與生產業務、CJWS和公司活動的資本支出預算在9,500萬美元至1.1億美元之間，如果全面執行，我們預計2024年的產量將與2023年相比基本持平。我們目前預計，到2024年，石油產量將佔總產量的93％左右，與2023年基本持平。根據當前的大宗商品價格和迄今為止的鑽探成功率，我們預計能夠從運營現金流中為2024年的資本發展計劃提供資金。我們目前的2024年資本計劃側重於支路和勞動。我們還預計，2023年下半年通過附加收購獲得的資產將實現全年產量，如果我們全面執行2024年的資本預算，這將有助於我們在2024年保持產量基本持平。由於加利福尼亞州持續的監管不確定性影響了我們在加利福尼亞州的所有資產所在的克恩縣的許可程序，資本計劃是基於這樣的假設而制定的，即我們不會在2024年在加利福尼亞州獲得更多的新鑽探許可證，但我們將繼續及時獲得計劃活動所需的其他許可證和批准。但是，正如本季度報告其他部分所討論的那樣，除了新的鑽探許可證外，我們發現及時獲得修井和分道許可證的能力有所延遲。這些延誤有可能對我們2024年的側軌鑽探和修井計劃產生不利影響。有關影響我們鑽探和開發資產能力的法律法規（包括影響監管部門批准和許可要求的法律法規）的更多討論，請參閲本季度報告和年度報告中的 “—監管事項”。

不包括上述資本支出，我們計劃在2024年全年花費約2100萬至2400萬美元用於堵漏和棄置活動，其中大部分計劃用於滿足我們在加州閒置油井計劃下的年度債務要求。在截至2024年3月31日的三個月中，我們在堵漏和放棄活動上花費了大約200萬美元。

有關與我們的資本計劃相關的潛在風險的信息，請參閲第一部分，第 IA 項。我們的年度報告中的 “風險因素” 以及 “——監管事項”。

產量和價格

下表列出了有關每個指定時期的平均日產量、總產量和平均價格的信息。