新闻发布稿
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贝瑞公司报告2024年第三季度业绩
再融资债务，宣布Uinta Basin机遇，并 宣布季度股息
德克萨斯州达拉斯-2024年11月7日（环球新闻社）-Berry公司（bry）（纳斯达克：BRY）（“Berry”或“公司”）今天报告了2024年第三季度的业绩，并宣布每股0.03美元的季度固定股息。该公司还宣布进入一项新的54500万美元的长期贷款设施，这将使成功完成一项具有变革性意义的债务再融资变得可能。今天业绩电话会议的详细信息，也可通过网络直播获得，如下所示。
本季度亮点
•第三季度产量平均为24,800桶油当量/日，随着季度末新增井投产，产量有所增加
•预计2024年全年产量将达到每日24,600至25,800桶油当量的指导中点
•自由现金流增加(1) 季度同比增长55%
•宣布每股固定股息为0.03美元的第三季度
其他更新
•签署了54500万美元的贷款信贷协议，以赎回公司所有截至2026年到期的40000万美元债券，并再融资到2025年8月到期的当前RBL信贷协议。Valor Upstream Credit Partners, L.P.是新信贷协议的唯一放款人，由Breakwall Capital LP与Vitol合作管理
•基于Uinta田初期四口井超额表现，确认了重要价值潜力，签署了另一份规模更大的田块出让协议，并积极推广一个加速Company在犹他州资产水平井开发的机会
伯利在9月结束时产量逐渐增加，表现出色，我们正在按计划达到全年产量指导中点。我们在本季度从运营中产生了7100万美元的现金流，自由现金流同比增长55%，同时按计划减少了资本支出。(1)我们现已完成了2024年钻探计划，并获得许可证来支持新的活动，包括钻新井和旁向井以及修复现有井。基于当前的许可流程和我们在加利福尼亚的健康库存，我们确信我们可以维持2025年的生产水平，就像过去六年一样。 伯利首席执行官费尔南多·阿劳霍表示：“我们也对犹他州和加利福尼亚的有前途的增长机会感到兴奋，这些机会将在2025年及以后带来越来越多的好处。”
“基于尤因塔盆地的活动，其中大部分与我们现有的土地相邻，我们相信我们的犹他州资产有潜力成为我们股东的重要长期价值驱动器。我们签署了第二份涵盖约5800英亩毛地积的农场内协议，将有助于加快我们土地的评估。此外，我们正在评估潜在的合资伙伴，以加快我们的第一期计划，从2025年开始钻探高达两个多井水平钻井平台。”
“我们在加利福尼亚也有有前途的增长机会。在热藻土岩层新钻井旁路取得成功，投资回报率超过100%，进一步推动我们的资本效率工作。通过利用我们世界一流的加利福尼亚资产，我们执行这些机会更强大，更有韧性，并更好地加速了犹他州的开发，同时仍遵守我们产生可持续自由现金流的承诺，”阿劳霍继续说道。
“最后，我们很高兴与瓦勒、布雷克沃尔和维托尔合作签订一项新的长期贷款协议。此融资将使我们能够赎回2026年到期的所有票据，再融资我们现有的信贷设施，同时为我们提供了
具备将资本投入高回报项目的能力，包括我们在Uinta领域看到的重要机会。重要的是，这种独特结构为贝瑞提供了极大的灵活性，可以提前偿还贷款，追求战略机会，并将资本返还给股东。”阿劳霍总结道。
选定的比较结果
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
(未经审计) (单位：百万美元，每股金额为美元) | |||||||||||||||||
石油、天然气和天然气液营业收入(1) | $ | 154 | $ | 169 | $ | 173 | |||||||||||
净利润（亏损） | $ | 70 | $ | (9) | $ | (45) | |||||||||||
调整后的净利润(2) | $ | 11 | $ | 14 | $ | 12 | |||||||||||
Adjusted EBITDA(2) | $ | 67 | $ | 74 | $ | 70 | |||||||||||
摊薄后每股收益（亏损） | $ | 0.91 | $ | (0.11) | $ | (0.60) | |||||||||||
根据调整后的摊薄股数计算的每股调整后收益(2) | $ | 0.14 | $ | 0.18 | $ | 0.15 | |||||||||||
经营性现金流 | $ | 71 | $ | 71 | $ | 55 | |||||||||||
| 资本支出 | $ | 26 | $ | 42 | $ | 14 | |||||||||||
自由现金流(2) | $ | 45 | $ | 29 | $ | 42 | |||||||||||
Production (mboe/d) | 24.8 | 25.3 | 25.3 | ||||||||||||||
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(1) Revenues do not include hedge settlements.
(2) Please see “Non-GAAP Financial Measures and Reconciliations” later in this press release for reconciliation and more information on these Non-GAAP measures.
“We generated Adjusted EBITDA(1) of $6700万 in the third quarter, a 10% decrease from the second quarter of 2024, driven by lower oil prices and partially offset by lower lease operating expenses on a hedged basis and Adjusted G&A(1) expenses. Cash Flow from Operations totaled $7100万 which was flat with the second quarter and Free Cash Flow(1) was $4500万, a 55% increase over the second quarter, driven by lower capital expenditures consistent with our expectations. We have continued to optimize cash operating costs throughout the organization and prioritize debt reduction, notably by reducing our revolver balance by 24% from the end of the second quarter to the end of the third quarter,” stated Mike Helm, Berry’s Chief Financial Officer.
我们的新贷款信贷设施将允许我们在年底前赎回2026年的票据，并重新融资我们目前的RBL。为了符合新的债务契约并支持我们在犹他州资产进一步发展的激动人心的计划，我们正在过渡我们的股东回报模式，优先考虑偿还债务并投资于能够产生可持续自由现金流的机会。(1) 并推动长期股东价值。我们仍然致力于有纪律的方式维持健康的资产负债表，我们的股息政策现在将定位于每股年固定股息率为0.12美元，经董事会批准。这种新方法旨在以可持续的方式将资本返还给我们的股东，同时使我们能够追求眼前最高的资本回报机会，包括开发我们在尤因塔盆地的资产。
2024年第三季度财务和运营结果
2024年第三季度与2024年第二季度的比较
第三季度的石油、天然气和NGL收入（不包括套期交易结算）较第二季度下降，原因是石油价格下降以及较少的产量。2024年第三季度的净利润与2024年第二季度相比增加，因为第三季度的未实现套期交易收益，第二季度的减值损失和所得税影响。调整后的EBITDA(1) 和调整后的净利润(1) 与上一季度相比，2024年第三季度由于商品收入减少（由于价格和产量降低），以及井下维护和弃置业务领域的较低毛利率，使得调整后的EBITDA和调整后的净利润减少。第三季度的资本支出降低推动自由现金流的增加(1) 与2024年第二季度相比，2024年第三季度现金流从运营中保持稳定。2024年第三季度的资本支出为2600万美元，较2024年第二季度的4200万美元减少，降低的原因是预计的钻探活动减少，第二季度还包括与犹他州投资开发计划相关的资本。截至2024年9月30日，该公司的流动资金为10400万美元，由900万现金和9500万可用于其循环信贷设施借款。
2024年第三季度与2023年第三季度相比
与2023年第三季度相比，石油、天然气和NGL营业收入（不包括套期结算）下降，主要是由于2024年第三季度石油价格和产量降低所致。调整后的EBITDA(1) 和调整后的净利润(1) 2024年第三季度的调整后的净利润和调整后的净利润与2023年第三季度相比也下降，这是由于商品收入减少（由于价格和产量下降）以及来自钻井和废弃部分的较低利润率，抵消了出租营运成本的降低。自由现金流(1) 2024年第三季度的自由现金流略高于2023年第三季度，同时经营活动现金流和资本支出均有所增加。
指引更新
对于2024年全年，新的公司对E&P业务部门和公司的调整后总务费用的指导范围提高至每桶6.30美元至6.50美元，这是由于通货膨胀压力所致，而钻井和废弃业务部门的调整后的EBITDA(2) 费用由于通货膨胀压力提高至每桶6.30美元至6.50美元，而钻井和废弃业务部门的调整后EBITDA(2) 由于本地市场混乱导致价格和活动减少范围为600万至800万美元。
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(1) 请参阅本新闻稿后面的“非GAAP财务指标和调解”部分，了解关于这些非GAAP指标的调解和更多信息。
(2) 调整后的总和行政费用和防治井事业部调整后的EBITDA为非GAAP财务指标。公司未提供这些指标的调解，因为公司认为这种调解可能会暗示投资者的一种精确和确定性，从而可能会令人困惑，并且不能合理预测包括或不包括在GAAP财务指标中的某些项目，而不经过不合理的努力。这是因为预测尚未发生或公司无法控制或不能合理预测的各种项目的时间或金额存在固有困难。未提供最直接可比的GAAP财务指标的非GAAP前瞻性指标与相应的GAAP财务指标可能有很大差异。请参阅“非GAAP财务指标和调解”中的进一步讨论和调解。
季度股息
公司董事会宣布对公司未流通普通股的每股固定股息总额为0.03美元。股息将于2024年11月15日收盘后的股东于2024年11月25日支付。
业绩会议电话
公司将举办电话会议讨论这些结果：
通话日期：周四，2024年11月7日
电话会议时间：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
请参加现场只听音频网络广播 https://edge.media-server.com/mmc/p/tysxczje
或访问https://bry.com/category/events
如果您想在直播中提问，请随时使用以下链接进行预先注册：
https://register.vevent.com/register/BIe48b23e273834c71bc53e0d17114932f.
注册后，您将收到拨入号码和一个独特的PIN码。然后您可以拨入或等待回拨。当您拨入时，您会输入您的PIN码并加入通话。如果您注册后忘记了PIN码或遗失了注册确认邮件，您可以简单地重新注册并获得一个新的PIN码。
网络版音频重播将在广播结束后不久提供，并将存档在
请访问https://ir.bry.com/reports-resources https://edge.media-server.com/mmc/p/tysxczje 或
https://bry.com/category/events
关于Berry Corporation (bry)
Berry是一家在纳斯达克上市的西部独立上游能源公司，专注于陆上、地质风险低、衰退率低、寿命长的油气储备。我们经营两个业务板块：(i)勘探与生产(E&P)和(ii)井务和废弃。我们的E&P资产位于加利福尼亚和犹他州，以高含油量为特征，主要位于人口稀少的农村地区。我们的加利福尼亚资产位于圣华金盆地(100%石油)，而犹他州资产位于尤因塔盆地(60%石油和40%天然气)。我们在加利福尼亚经营井务和废弃板块。更多信息请访问公司网站bry.com。
前瞻性声明
本新闻稿中的信息包含根据1933年证券法第27A条和1934年证券交易法第21E条的前瞻性陈述。您通常可以根据诸如目标、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、以及其他类似词汇，反映事件或结果前瞻性的词汇来识别前瞻性陈述。本新闻稿中包含的所有前瞻性陈述，除了历史事实陈述之外，包括公司预期、相信或预期在未来将会发生的计划、活动、事件、目标、目标、战略或发展，比如有关我们的财务状况；流动性；我们能否再融资负债；我们能否满足债务义务并遵守2024年期限贷款协议下的所有契约、协议和条件；现金流(包括但不限于自由现金流)；财务和营运结果；资本计划和发展以及生产计划和预期(包括关于潜在结果和影响)；运营和业务策略；潜在收购以及其他战略机会；储备；套期保值活动；资本支出；回报资本；未来股息支付；未来股票回购；资本投资；我们的ESG策略和相关的新项目或业务启动，回收因素等；以及其他指导都是前瞻性陈述。实际结果可能与预期结果有所不同，有时可能会出现重大差异，报告的结果不应被视为未来表现的指示。对于包含此类前瞻性陈述的假设或基础的声明，我们警告说，虽然我们相信这些假设或基础是合理的并出于善意，但所假定的事实或基础几乎总是与实际结果存在差异，有时可能有重大差异。
Berry提醒您，这些前瞻性声明受到收购交易以及对天然气、液化石油气和石油勘探、开发、生产、采集和销售所涉及的所有风险和不确定性的影响，其中大多数难以预测，许多超出Berry的控制范围。这些风险包括但不限于商品价格波动；可能阻止、延迟或以其他方式限制我们钻探和开发资产的立法和监管行动，包括现有和/或新要求在监管批准和许可过程中；加利福尼亚州或我们其他运营地区的立法和监管倡议，针对气候变化或其他环境问题；投资和发展竞争性或替代能源来源；钻探、生产和其他运营风险；竞争的影响；在估算天然气和石油储量和预测未来产量速率方面固有的不确定性；通过勘探和开发活动或战略交易替换我们的储量能力；现金流和资本获取；开发支出的时间和资金；环境、健康和安全风险；对冲安排的影响；由于下游需求或存储能力不足而导致生产中断；对第三方运输和市场接走基础设施（包括管道系统）的干扰、容量限制或其他限制以及其他处理和运输考虑；有效部署我们的ESG战略的能力以及在此过程中启动新项目或业务所带来的风险；我们成功将Macpherson资产整合到我们的运营中的能力；如果我们未能识别与Macpherson、其运营或资产相关的风险或责任；我们无法实现预期的协同效应；我们成功执行其他战略性附加收购的能力；总体国内和全球政治和经济状况；通货膨胀水平，包括利率上升和金融市场以及银行业的波动；税法变化以及在公司2023年12月31日结束的年度报告Form 10-k和SEC后续提交中描述的其他风险。
竞争；在估算天然气和石油储量以及预测未来产量速率方面的固有不确定性；通过勘探和开发活动或战略交易替换我们的储量能力；现金流和融资渠道；开发支出的时间和资金；环境、健康和安全风险；对冲安排的影响；可能由于下游需求不足或储存能力限制而生产关闭；有关第三方运输和市场接走基础设施（包括管道系统）的干扰、容量限制或其他限制以及其他处理和运输考虑；有效部署我们的ESG战略并与之相关启动新项目或业务所带来的风险；我们成功将Macpherson资产整合到我们的运营中的能力；我们未能识别与Macpherson、其运营或资产相关的风险或责任；我们无法实现预期的协同效应；我们成功执行其他战略性附加收购的能力；总体国内和全球政治和经济状况；通货膨胀水平，包括利率上升和金融市场以及银行的波动；税法的变化以及公司年度报告Form 10-k末当年12月31日和SEC后续提交的“第1A项。风险因素”标题下描述的其他风险。
任何对未来的声明仅代表该声明发布之日，我们无需对未来的任何声明进行更正或更新，除非适用法律要求。投资者被敦促谨慎考虑我们向证券交易委员会提交的披露文件中的内容，可以通过我们的网站或下面的投资者关系联系方式获取，或者可以从SEC官网www.sec.gov获取。
联系方式
联系：贝瑞公司（bry）
投资者关系主管Todd Crabtree
(661) 616-3811
ir@bry.com
以下是表格
财务信息和其他一些信息已舍入到最接近的整数或最接近的小数。因此，某一列中的数字之和可能不完全符合特定表格中为该列给定的总数。此外，这里呈现的某些百分比反映的是基于舍入之前的基础信息进行的计算，因此可能不完全符合如果相关计算基于舍入数字则得出的百分比，或可能由于舍入而不加总。
结果摘要
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) （财务数据以千美元和股数为单位，每股数额除外） | |||||||||||||||||
| 合并利润表数据: | |||||||||||||||||
| 营业收入和其他: | |||||||||||||||||
| 石油、天然气和天然气液体销售 | $ | 154,438 | $ | 168,781 | $ | 172,611 | |||||||||||
| 服务收入 | 25,465 | 31,155 | 45,511 | ||||||||||||||
| 总可再生能源电力 | 4,410 | 3,691 | 3,849 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售衍生品的盈亏 | 75,434 | (5,844) | (103,282) | ||||||||||||||
| 其他营业收入 | 37 | 36 | 113 | ||||||||||||||
| 总收入和其他 | 259,784 | 197,819 | 118,802 | ||||||||||||||
| 费用及其他: | |||||||||||||||||
| 租赁营业费用 | 54,801 | 53,989 | 59,842 | ||||||||||||||
| 服务成本 | 22,911 | 25,021 | 35,806 | ||||||||||||||
| 电力发电费用 | 1,245 | 552 | 1,479 | ||||||||||||||
| 运输费用 | 1,332 | 1,039 | 1,089 | ||||||||||||||
| 收购成本 | 971 | 1,394 | 2,082 | ||||||||||||||
| 一般及管理费用 | 19,111 | 18,881 | 20,987 | ||||||||||||||
| 折旧、减值和摊销 | 42,749 | 42,843 | 39,729 | ||||||||||||||
| 石油和天然气资产减值 | — | 43,980 | — | ||||||||||||||
| 税金，不包括所得税 | 10,351 | 12,674 | 17,980 | ||||||||||||||
天然气购买衍生品的亏损 | 7,775 | 2,642 | (8,425) | ||||||||||||||
其他营业(收入) | (4,687) | (3,204) | (505) | ||||||||||||||
| 总费用及其他 | 156,559 | 199,811 | 170,064 | ||||||||||||||
| 其他费用: | |||||||||||||||||
| 利息支出 | (8,986) | (10,050) | (9,101) | ||||||||||||||
| 其他，净额 | 56 | (53) | (42) | ||||||||||||||
其他支出总额 | (8,930) | (10,103) | (9,143) | ||||||||||||||
税前收益（亏损） | 94,295 | (12,095) | (60,405) | ||||||||||||||
所得税费用（收益） | 24,432 | (3,326) | (15,343) | ||||||||||||||
净利润（亏损） | $ | 69,863 | $ | (8,769) | $ | (45,062) | |||||||||||
净利润每份股息： | |||||||||||||||||
| Basic | $ | 0.91 | $ | (0.11) | $ | (0.60) | |||||||||||
| Diluted | $ | 0.91 | $ | (0.11) | $ | (0.60) | |||||||||||
| 基础普通股手中的加权平均数 | 76,939 | 76,939 | 75,662 | ||||||||||||||
| 摊薄普通股手中的加权平均数 | 77,060 | 76,939 | 75,662 | ||||||||||||||
调整后的净利润(1) | $ | 10,839 | $ | 14,155 | $ | 11,831 | |||||||||||
| 摊薄后普通股的加权平均股数 | 77,060 | 77,161 | 77,606 | ||||||||||||||
调整后净利润摊薄每股收益(1) | $ | 0.14 | $ | 0.18 | $ | 0.15 | |||||||||||
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) (金额和股数以千为单位，每股金额除外) | |||||||||||||||||
Adjusted EBITDA(1) | $ | 67,121 | $ | 74,329 | $ | 69,829 | |||||||||||
自由现金流(1) | $ | 44,821 | $ | 28,566 | $ | 41,724 | |||||||||||
调整后的普通及行政费用(1) | $ | 16,466 | $ | 17,038 | $ | 16,763 | |||||||||||
| 有效税率 | 26 | % | 28 | % | 25 | % | |||||||||||
| 现金流量数据： | |||||||||||||||||
| 经营活动产生的现金流量净额 | $ | 70,695 | $ | 70,891 | $ | 55,320 | |||||||||||
| 投资活动产生的净现金流出 | $ | (24,502) | $ | (42,486) | $ | (68,029) | |||||||||||
筹集资金净额 | $ | (43,410) | $ | (25,174) | $ | 21,343 | |||||||||||
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(1) 请参阅“非GAAP财务指标和调和”中的进一步讨论和调和。
| 2024年9月30日 | 2023年12月31日 | ||||||||||
| (未经审计) （以千为单位的美元和股数） | |||||||||||
| 资产负债表数据： | |||||||||||
| 总流动资产 | $ | 136,864 | $ | 140,800 | |||||||
| 固定资产、净额 | $ | 1,337,275 | $ | 1,406,612 | |||||||
| 流动负债合计 | $ | 171,686 | $ | 223,182 | |||||||
| 长期债务 | $ | 398,000 | $ | 427,993 | |||||||
| 股东权益合计 | $ | 732,209 | $ | 757,976 | |||||||
截至目前为止的普通股股份优秀数量 | 76,939 | 75,667 | |||||||||
以下表格代表了关于公司业务板块的选定财务信息，以独立基础和进行合并和消除分录的方式呈现，以便形成公司在合并基础上的财务信息。
| 截至三个月结束 2024年9月30日 | |||||||||||||||||||||||
| E＆P | 修井和弃井 | 企业/消除 | 综合公司 | ||||||||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||||||||
收入(1) | $ | 158,886 | $ | 30,836 | $ | (5,372) | $ | 184,350 | |||||||||||||||
税前净利润（亏损） | $ | 118,271 | $ | 2,748 | $ | (26,724) | $ | 94,295 | |||||||||||||||
| 资本支出 | $ | 24,793 | $ | 498 | $ | 583 | $ | 25,874 | |||||||||||||||
| 资产总额 | $ | 1,545,517 | $ | 56,528 | $ | (84,897) | $ | 1,517,148 | |||||||||||||||
| 截至三个月结束 2024年6月30日 | |||||||||||||||||||||||
| E＆P | 井下维护和废弃 | 公司/清算 | 合并公司 | ||||||||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||||||||
收入(1) | $ | 172,508 | $ | 36,680 | $ | (5,525) | $ | 203,663 | |||||||||||||||
| 税前净利润（亏损） | $ | 13,860 | $ | 1,122 | $ | (27,077) | $ | (12,095) | |||||||||||||||
| 资本支出 | $ | 41,735 | $ | 468 | $ | 122 | $ | 42,325 | |||||||||||||||
| 资产总额 | $ | 1,547,334 | $ | 63,329 | $ | (77,754) | $ | 1,532,909 | |||||||||||||||
| 三个月结束 2023年9月30日 | |||||||||||||||||||||||
| E＆P | 修井和废弃 | 公司/清算 | 综合公司 | ||||||||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||||||||
收入(1) | $ | 176,573 | $ | 47,259 | $ | (1,748) | $ | 222,084 | |||||||||||||||
税前净利润（亏损） | $ | (35,485) | $ | 3,295 | $ | (28,215) | $ | (60,405) | |||||||||||||||
| 资本支出 | $ | 10,833 | $ | 2,104 | $ | 659 | $ | 13,596 | |||||||||||||||
| 资产总额 | $ | 1,604,253 | $ | 71,891 | $ | (62,219) | $ | 1,613,925 | |||||||||||||||
(1) 这些收入不包括对冲交易的清算。
商品定价
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| 加权平均实现价格 | |||||||||||||||||
| 未进行套期保值的石油价格（美元/桶） | $ | 72.40 | $ | 78.18 | $ | 78.89 | |||||||||||
| 计划衍生品结算影响（美元/桶） | (1.39) | (4.60) | (5.76) | ||||||||||||||
| 进行套期保值的石油价格（美元/桶） | $ | 71.01 | $ | 73.58 | $ | 73.13 | |||||||||||
| 天然气（每千立方英尺） | $ | 2.01 | $ | 1.78 | $ | 3.57 | |||||||||||
| 每桶天然气液美元 | $ | 24.01 | $ | 24.46 | $ | 22.54 | |||||||||||
| 购买天然气 | |||||||||||||||||
| 购买价格，未考虑衍生品结算影响（美元/百万英热单位） （美元/百万英热单位） | $ | 2.70 | $ | 2.26 | $ | 4.18 | |||||||||||
| 衍生结算的影响($/百万英热单位) | 1.64 | 2.04 | 1.43 | ||||||||||||||
| 购买价格，在衍生结算的影响之后 ($/百万英热单位) | $ | 4.34 | $ | 4.30 | $ | 5.61 | |||||||||||
| 指数价格 | |||||||||||||||||
| 布伦特原油($/桶) | $ | 78.71 | $ | 85.03 | $ | 85.92 | |||||||||||
| wti原油($/桶) | $ | 75.26 | $ | 80.60 | $ | 81.99 | |||||||||||
天然气($/百万英热单位) – SoCal Gas city-gate(1) | $ | 2.68 | $ | 1.86 | $ | 7.10 | |||||||||||
天然气($/百万英热单位) - 西北，落基山脉(2) | $ | 1.92 | $ | 1.40 | $ | 3.40 | |||||||||||
Henry Hub天然气（美元/百万英热单位）(2) | $ | 2.11 | $ | 2.07 | $ | 2.59 | |||||||||||
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（1）我们购买用于发电和生产蒸汽的天然气主要基于Rockies价格指数，包括运输费用，因为我们目前大部分天然气需求来自Rockies，其余在加利福尼亚购买。SoCal Gas城市门指数仅用于在加利福尼亚购买天然气部分。.
（2）我们在Rockies购买和销售的大部分天然气基于西北部、Rocky Mountains指数，也在较小程度上基于Henry Hub。
天然气价格和价差受当地市场基本面、产区运输能力和季节性影响较为显著。公司对天然气价格的主要敞口在于成本。公司在加利福尼亚的蒸汽驱和余热发电设施购买的天然气量要远远超过Rockies产区的生产和销售量。公司在Rockies购买了大部分天然气，通过Kern River管道容量将其运输到加利福尼亚的运营地点。公司在Rockies购买的天然气约为48,000 mmbtu/d，其余来自加利福尼亚市场。加利福尼亚购买量波动，2024年第三季度平均为2,000 mmbtu/d，2024年第二季度平均为2,000 mmbtu/d，2023年第三季度平均为6,000 mmbtu/d。Rockies购买的天然气被运输到加利福尼亚的运营地点，以帮助限制加利福尼亚燃料气购买价格波动的影响。公司通过对大部分天然气采购进行套期保值来进一步减少蒸汽操作的燃料气成本的波动性。此外，更高天然气价格对加利福尼亚运营成本的负面影响部分被Rockies产区的天然气生产和销售增加所抵消。Kern的运输能力使我们能够以相同的定价指数购买和销售天然气。
当前的套期保值摘要
截至2024年11月1日，我们进行了以下原油生产和天然气购买套期保值。
Q4 2024 | 2025财年 | 2026财年 | 2027财年 | 2028财年 | 2029财年 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 布伦特原油产量 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 套保体积（桶） | 1,438,656 | 4,951,125 | 2,633,268 | 3,056,000 | 2,378,000 | 724,000 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 76.93 | $ | 76.06 | $ | 71.76 | $ | 70.66 | $ | 68.36 | $ | 67.44 | ||||||||||||||||||||||||||
卖出看涨期权(1) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 套保成交量（桶） | 92,000 | 296,127 | 1,251,500 | 318,500 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 105.00 | $ | 88.69 | $ | 85.53 | $ | 80.03 | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||
购入看跌期权（净）(2) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 套保成交量（桶） | 322,000 | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 50.00 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||
购入看跌期权（净）(2) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 套保体积（桶） | — | 296,127 | 1,251,500 | 318,500 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均价格（每桶美元） | $ | — | $ | 60.00 | $ | 60.00 | $ | 65.00 | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||
卖出看跌期权（净额）(2) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 套保体积（桶） | 46,000 | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均价格（每桶美元） | $ | 40.00 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||
NWPL-天然气购买(3) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 套保体积（百万BTU） | 3,680,000 | 13,380,000 | 3,040,000 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均价格（美元/百万英热单位） | $ | 3.96 | $ | 4.27 | $ | 4.26 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||
（1）购入看涨期权并卖出相同行权价的看涨期权已按净额报告。
（2）购入看跌期权并卖出相同行权价的看跌期权已按净额报告。
（3）“NWPL”一词定义为西北洛基山管道。
（亏损）衍生品交易收益
下文详细列示了利润和损失总结，包括财务报表中包含的衍生品交易。
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 九月三十日, 2024 | 6月30日, 2024 | 九月三十日, 2023 | |||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||
商品衍生品的已实现损失： | |||||||||||||||||
石油销售衍生品的已实现损失 | $ | (2,907) | $ | (9,801) | $ | (12,304) | |||||||||||
天然气采购衍生品的已实现损失 | (7,490) | (9,314) | (7,128) | ||||||||||||||
衍生品总已实现损失 | $ | (10,397) | $ | (19,115) | $ | (19,432) | |||||||||||
商品衍生工具未实现收益(损失): | |||||||||||||||||
油品销售衍生工具未实现收益(损失) | $ | 78,341 | $ | 3,957 | $ | (90,977) | |||||||||||
天然气购买衍生工具未实现(损失)收益 | (285) | 6,672 | 15,552 | ||||||||||||||
衍生工具的总未实现收益(损失) | $ | 78,056 | $ | 10,629 | $ | (75,425) | |||||||||||
衍生工具的总收益(损失) | $ | 67,659 | $ | (8,486) | $ | (94,857) | |||||||||||
E&P野外作业
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) （以每桶油当量计） | |||||||||||||||||
| 现场运营支出 | |||||||||||||||||
| 租赁营业费用 | $ | 24.02 | $ | 23.47 | $ | 25.73 | |||||||||||
| 电力发电费用 | 0.55 | 0.24 | 0.64 | ||||||||||||||
| 运输费用 | 0.58 | 0.45 | 0.47 | ||||||||||||||
| 总计 | $ | 25.15 | $ | 24.16 | $ | 26.84 | |||||||||||
天然气购买套期保值的现金结算 | $ | 3.28 | $ | 4.05 | $ | 3.06 | |||||||||||
| 勘探与生产非生产收入 | |||||||||||||||||
| 电力销售 | $ | 1.93 | $ | 1.60 | $ | 1.65 | |||||||||||
| 运输销售 | 0.02 | 0.02 | 0.05 | ||||||||||||||
| 总计 | $ | 1.95 | $ | 1.62 | $ | 1.70 | |||||||||||
总体而言，管理层通过考虑核心的勘探与生产营运费用以及联合发电、营销和运输活动来评估公司的勘探与生产现场运作的效率。特别是，加利福尼亚州的勘探与生产运营的一个核心组成部分是用于将重油提升至地表的蒸汽。公司经营多个联合发电设施来产生部分运营所需的蒸汽。在比较联合发电厂与其他蒸汽来源在运营中的成本效益时，管理层会考虑联合发电厂的运营成本，包括用于运行设施的购买天然气的成本，以及用于勘探与生产现场运营的蒸汽和电力的价值，以及通过销售多余电力至电网获得的收入。公司致力于通过天然气购买套期保值来最小化其加利福尼亚州蒸汽运营的燃料气成本的可变性。因此，勘探与生产现场运营的效率会受到从这些衍生工具收到或支付的现金结算的影响。公司还拥有来自落基山脉运送燃料气的合同，这一地区的成本一直比加利福尼亚州市场便宜。在运输和营销方面，管理层还会考虑对外部市场增量运力进行的机会性销售，以评估勘探与生产现场运营的整体效率。
租赁运营费用包括燃料、劳动力、现场办公室、车辆、监督、维护、工具和用品以及修井费用。电力发电费用包括公司两个联合发电设施中分配给电力发电费用的燃料、劳动力、维护和工具及用品的部分费用；其余联合发电费用包括在租赁运营费用中。运输费用涉及将在公司地产内生产的石油和天然气或运往市场的费用。营销费用主要与从第三方购买的天然气有关，该天然气经过聚集和处理系统后出售给第三方。电力收入来自公司两个联合发电设施向加利福尼亚公用事业公司长期合同下以市场价格出售多余电力。这些联合发电设施的规模适合满足其各自领域的蒸汽需求，但相应产生的电力超过了当前在这些领域所需电力量。运输销售涉及代表第三方在公司系统上运输水和其他液体，营销收入表示从第三方购买并销售的天然气的销售。
生产统计
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
每日净石油、天然气和液化天然气产量(1): | |||||||||||||||||
| 石油（mbbl/天） | |||||||||||||||||
加利福尼亚州 | 20.1 | 21.1 | 20.5 | ||||||||||||||
犹他州 | 2.7 | 2.3 | 2.7 | ||||||||||||||
| 总原油 | 22.8 | 23.4 | 23.2 | ||||||||||||||
| 天然气（百万立方英尺/天） | |||||||||||||||||
| 加利福尼亚州 | — | — | — | ||||||||||||||
犹他州 | 9.5 | 8.9 | 9.5 | ||||||||||||||
| 天然气总量 | 9.5 | 8.9 | 9.5 | ||||||||||||||
| 天然气液体（mbbl/d） | |||||||||||||||||
| 加利福尼亚州 | — | — | — | ||||||||||||||
犹他州 | 0.4 | 0.4 | 0.5 | ||||||||||||||
| 总天然气液（NGLs） | 0.4 | 0.4 | 0.5 | ||||||||||||||
总产量 (mboe/d)(2) | 24.8 | 25.3 | 25.3 | ||||||||||||||
__________
(1) 产量代表在该期间内销售的数量。我们还消耗了我们在租约上生产的部分天然气来提取石油和天然气。
(2) 天然气数量已基于相当于六个天然气立方英尺相当于一桶石油的能量含量转换为boe。桶油等价并不一定导致价格等价。目前天然气以桶油等价为基础的价格远低于原油的相应价格，并且在多年来一直如此低廉。例如，在截至2024年9月30日的三个月中，Brent原油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶78.71美元和每mmbtu 2.11美元。
资本支出
__________
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||
资本支出(1)(2) | $ | 25,874 | $ | 42,325 | $ | 13,596 | |||||||||||
(1)资本支出包括资本化的间接费用和利息支出，不包括收购和资产退役支出。
(2)截至2024年9月30日和2024年6月30日的三个月内，相关矿井服务和弃置业务的资本支出分别不到100万美元。截至2023年9月30日的三个月内，矿井服务和弃置业务的资本支出为200万美元。
非GAAP财务指标及调节
调整后的EBITDA不是净收益（亏损）或现金流量的衡量标准，自由现金流也不是现金流的衡量标准，调整后的净收益（亏损）不是净收益（亏损）的衡量标准，调整后的总务与行政费用不是总务与行政费用的衡量标准，所有这些情况都由GAAP确定。 相反，调整后的EBITDA，自由现金流，调整后的净收益（亏损）和调整后的总务与行政费用是管理层和我们的财务报表外部用户（如行业分析师，投资者，贷款人和评级机构）使用的补充非GAAP财务衡量标准。
我们将调整后的EBITDA定义为利息费用前的收益；所得税；折旧，减值和摊销；衍生工具收益或损失净额，减去计划衍生工具结算所收到或支付的现金；减值；股票补偿费用；以及飞凡和偶发项目。 我们的管理层认为，调整后的EBITDA提供有用信息，用于评估我们的财务状况，经营业绩和现金流量，被行业和投资界广泛使用。该衡量标准还允许我们的管理层更有效地评估我们的营运绩效，并比较各期间的结果，而无需考虑我们的筹资方法或资本结构。我们还在计划中使用调整后的EBITDA分配资本支出，以维持生产水平，并确定我们的战略对冲需求，除2021年RBL融资和2024年贷款信贷协议的对冲要求外。
我们将自由现金流定义为来自运营的现金流减去资本支出。 我们使用自由现金流作为衡量我们支付股息，偿还债务，回购股票以及进行战略增长和并购的主要指标。管理层认为自由现金流可能有助于投资者分析我们从现有的油气资产基地中通过资本支出产生现金的能力，并用此资金资助此类活动。自由现金流不代表现金余额的总增加或减少，并不得推断自由现金流的全部金额可用于股息，债务偿还，股份回购，战略收购或其他增长机会或其他自主支出，因为我们有义务的债务服务要求和其他不可自主支出未从此举措中扣除。
我们先前报告了调整后的自由现金流，这是一种非通用会计原则衡量标准，并在与我们的股东回报模型相关的调整后的自由现金流中进行了分配，最近(a)主要以债务回购、股票回购、战略增长和收购生产性附加资产; 和(b)20%以可变股息的形式。然而，在2024年10月，与2024年期限贷款信贷协议的签订相关，我们从股东回报模型转向了一种更灵活的资本分配方法，该方法与2024年期限贷款信贷协议中包含的限制条款保持一致，并优先考虑债务偿还，同时促进我们在犹他州和加利福尼亚计划的发展资本支出。有关上一期调整后的自由现金流的讨论和展示，请参阅我们之前向美国证券交易委员会提交的文件。
我们将调整后的净利润（损失）定义为调整后的净利润（损失），调整涵盖了衍生品收益或损失净额减去用于计划中的衍生品结算的现金支付或收取的现金，特殊和不经常项目以及这些调整的所得税费用或利益，使用我们的法定税率。调整后的净利润（损失）不包括影响变化广泛且不可预测的影响收益的特殊和不经常项目，包括非现金项目，如期权收益和损失。管理层在比较各期结果时使用此衡量标准。我们认为调整后的净利润（损失）对投资者有用，因为它反映了管理层在除去影响指标可比性并不反映公司核心运营的某些交易和活动之后，从一个时期到另一个时期评估公司持续财务和运营表现的方式。我们认为这也使投资者更容易将我们的期间性结果与同行进行比较。
我们将调整后的总部及行政费用定义为调整后的总部及行政费用，调整涵盖了非现金股票补偿费用和特殊及不经常费用。管理层认为调整后的总部及行政费用很有用，因为它使我们能够更有效地比较我们的业绩。我们认为调整后的总部及行政费用对投资者有用，因为它反映了管理层在除去非现金股票补偿，以及影响指标可比性的特殊或不经常费用之后，从一个时期到另一个时期评估公司持续的总部及行政费用的方式。
衡量标准并不反映公司的行政成本。我们认为这也使投资者更容易将我们的同期结果与我们的同行进行比较。
虽然调整后的EBITDA、自由现金流、调整后的净收入（亏损）和调整后的总行政费用不符合通用会计准则，但计算调整后的EBITDA、自由现金流、调整后的净收入（亏损）和调整后的总行政费用的金额均按照通用会计准则计算。这些指标是作为补充提供的，并非作为按照通用会计准则计算的收入和流动性指标的替代。不应将调整后的EBITDA、自由现金流、调整后的净收入（亏损）和调整后的总行政费用视为按照通用会计准则计算的收入和流动性指标的替代或更有意义。从调整后的EBITDA中排除的某些项目是理解和评估我们的财务表现的重要组成部分，例如我们的资本成本和税收结构，以及可折旧和可耗尽资产的历史成本。我们计算的调整后的EBITDA、自由现金流、调整后的净收入（亏损）和调整后的总行政费用可能与其他公司使用的同类指标不具有可比性。应将调整后的EBITDA、自由现金流、调整后的净收入（亏损）和调整后的总行政费用与按照通用会计准则编制的财务报表中包含的信息一起阅读。
调整后的EBITDA
以下表格介绍了净收入（亏损）和经营活动提供的净现金流量与调整后的EBITDA的对应关系，如适用，针对所指示的每个期间。
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||
调整后的税前利润（EBITDA）调节： | |||||||||||||||||
| $ | 69,863 | $ | (8,769) | $ | (45,062) | ||||||||||||
| 加（减）： | |||||||||||||||||
| 利息支出 | 8,986 | 10,050 | 9,101 | ||||||||||||||
所得税费用（收益） | 24,432 | (3,326) | (15,343) | ||||||||||||||
| 折旧、资源递耗和摊销 | 42,749 | 42,843 | 39,729 | ||||||||||||||
| 石油和天然气资产减值 | — | 43,980 | — | ||||||||||||||
衍生产品的利润(亏损) | (67,659) | 8,486 | 94,857 | ||||||||||||||
计划衍生品结算的净现金(支付) | (10,397) | (19,115) | (19,432) | ||||||||||||||
其他营业(收入) | (4,687) | (3,204) | (505) | ||||||||||||||
股票报酬支出 | 2,301 | 1,990 | 3,018 | ||||||||||||||
收购成本(1) | 971 | 1,394 | 2,082 | ||||||||||||||
Non-recurring costs(2) | 562 | — | 1,384 | ||||||||||||||
| Adjusted EBITDA | $ | 67,121 | $ | 74,329 | $ | 69,829 | |||||||||||
| 经营活动产生的现金流量净额 | $ | 70,695 | $ | 70,891 | $ | 55,320 | |||||||||||
| 加（减）： | |||||||||||||||||
| 现金利息支付 | 16,174 | 1,395 | 15,065 | ||||||||||||||
| 现金收入税款 | 2,286 | 491 | 2,087 | ||||||||||||||
收购成本(1) | 971 | 1,394 | — | ||||||||||||||
Non-recurring costs(2) | 562 | — | 1,384 | ||||||||||||||
营运资产和负债的变动-营运资本(3) | (13,605) | 3,293 | (3,032) | ||||||||||||||
其他营运（收入）-现金部分(4) | (9,962) | (3,135) | (995) | ||||||||||||||
| Adjusted EBITDA | $ | 67,121 | $ | 74,329 | $ | 69,829 | |||||||||||
(1) 包括与各种交易活动相关的法律和其他专业费用。
(2) 2024年，非经常性费用包括成本节省举措。2023年，非经常性费用包括与股东诉讼解决相关的成本。
(4) 其他资产和负债变动包括运营资本和各种不重要的项目。
(5) 代表其他营运收入在损益表中的现金部分，减去现金流量表中的非现金部分。
自由现金流
下表列出了每个指定时期的GAAP财务指标经营现金流量与非GAAP财务指标自由现金流的调节。我们使用自由现金流作为主要指标来衡量我们支付分红、偿还债务、回购股票以及进行战略增长和并购交易的能力。
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) （以千为单位） | |||||||||||||||||
自由现金流调节： | |||||||||||||||||
经营活动产生的现金流量净额 | $ | 70,695 | $ | 70,891 | $ | 55,320 | |||||||||||
| 减去： | |||||||||||||||||
资本支出 | (25,874) | (42,325) | (13,596) | ||||||||||||||
自由现金流 | $ | 44,821 | $ | 28,566 | $ | 41,724 | |||||||||||
调整净利润（损失）
以下表格显示了净利润（损失）和每股摊薄净利润（损失）的会计准则财务指标与每个指定期间的调整后净利润（损失）和调整后每股摊薄净利润（损失）的非会计准则财务指标的对账。
| 三个月结束 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| （以千为单位） | 每股-摊薄 | （以千为单位） | 每股-摊薄 | （以千为单位） | 每股-摊薄 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| (未经审计) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
调整后的净利润（损失）调解： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| $ | 69,863 | $ | 0.91 | $ | (8,769) | $ | (0.11) | $ | (45,062) | $ | (0.58) | ||||||||||||||||||||||||
| 加（减）： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
（衍生工具）收益（损失） | (67,659) | (0.88) | 8,486 | 0.11 | 94,857 | 1.22 | |||||||||||||||||||||||||||||
定期衍生品结算净现金（付款） | (10,397) | (0.13) | (19,115) | (0.25) | (19,432) | (0.25) | |||||||||||||||||||||||||||||
其他营业（收入） | (4,687) | (0.07) | (3,204) | (0.05) | (505) | (0.01) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 石油和天然气资产减值 | — | — | 43,980 | 0.57 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
收购成本(1) | 971 | 0.01 | 1,394 | 0.02 | 2,082 | 0.03 | |||||||||||||||||||||||||||||
Non-recurring costs(2) | 562 | 0.01 | — | — | 1,384 | 0.02 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 净增减总额 | (81,210) | (1.06) | 31,541 | 0.40 | 78,386 | 1.01 | |||||||||||||||||||||||||||||
调整后所得税费用（利益）(3) | 22,186 | 0.29 | (8,617) | (0.11) | (21,493) | (0.28) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 调整后的净收入 | $ | 10,839 | $ | 0.14 | $ | 14,155 | $ | 0.18 | $ | 11,831 | $ | 0.15 | |||||||||||||||||||||||
| 调整后净利润的基本每股收益 | $ | 0.14 | $ | 0.18 | $ | 0.16 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 调整后净利润的摊薄每股收益 | $ | 0.14 | $ | 0.18 | $ | 0.15 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股加权平均股数 - 基本 | 76,939 | 76,939 | 75,662 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股加权平均股数 - 摊薄 | 77,060 | 77,161 | 77,606 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
（1）包括与各项交易活动相关的法律及其他专业费用。
(2) 2024年，非经常性费用包括节约成本举措。2023年，非经常性费用包括与股东诉讼达成和解相关的费用。
(3) 联邦和州规定的税率在所有呈现的时期均有使用。
调整后的一般和行政费用
以下表格显示了一般和行政费用的财务衡量指标与每个时期指示的调整后的一般和行政费用的非通用会计准则财务衡量之间的调解。
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2024年6月30日 | 2023年9月30日 | |||||||||||||||
| (未经审计) （以千美元计） | |||||||||||||||||
经调整的一般及行政费用协调: | |||||||||||||||||
| 一般及管理费用 | $ | 19,111 | $ | 18,881 | $ | 20,987 | |||||||||||
| 减去： | |||||||||||||||||
非现金股票补偿费用 (行政部分) | (2,083) | (1,843) | (2,840) | ||||||||||||||
Non-recurring costs(1) | (562) | — | (1,384) | ||||||||||||||
| 调整后的普通及行政费用 | $ | 16,466 | $ | 17,038 | $ | 16,763 | |||||||||||
| 维修和废弃部门 | $ | 2,351 | $ | 2,454 | $ | 2,910 | |||||||||||
| 勘探与生产部门和企业 | $ | 14,115 | $ | 14,584 | $ | 13,853 | |||||||||||
| 勘探与生产部门和企业（每桶油当量） | $ | 6.19 | $ | 6.34 | $ | 5.96 | |||||||||||
| 总油当量 | 2,281 | 2,300 | 2,326 | ||||||||||||||
__________
(1) 2024年，非经常性费用包括成本节约举措。2023年，非经常性费用包括与股东诉讼结算相关的费用。
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