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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告
截至本季度末的季度2022年9月30日
或
☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期
佣金文件编号001-38606

贝瑞公司(Berry Corporation)
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州
(注册成立的国家或组织)
81-5410470
(国际税务局雇主身分证号码)
达拉斯大道16000号, 500套房
达拉斯, 德克萨斯州75248
(661) 616-3900
(主要执行办公室地址，包括邮政编码
注册人的电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题
普通股，每股票面价值0.001美元
交易符号
Bry
注册的每个交易所的名称
纳斯达克全球精选市场

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(§232.405)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☐ 
加速文件管理器 ☒
 非加速文件服务器☐ 
规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☒
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是，☐不是☒

Shares of common stock outstanding as of October 31, 2022 76,767,503


目录表
  页面
第一部分-财务信息
第1项。
财务报表(未经审计)
 
 
简明综合资产负债表
1
 
简明综合业务报表
2
 
股东权益简明合并报表
3
 
现金流量表简明合并报表
5
 
简明合并财务报表附注
6
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
23
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
67
第四项。
控制和程序
67
   
第II部分--其他资料
 
第1项。
法律诉讼
68
第1A项。
风险因素
69
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用以及发行人购买股权证券
69
第六项。
陈列品
71
术语表
72
 
签名
80

本报告中提出的财务资料和某些其他资料已四舍五入为最接近的整数或最接近的小数。因此，一列数字的总和可能与本报告某些表格中为该列提供的总数不完全一致。此外，本报告中提出的某些百分比反映了根据四舍五入前的基本信息进行的计算，因此，可能与相关计算基于四舍五入的数字得出的百分比不完全一致，或可能因四舍五入而不符合总和。




目录表
第一部分-财务信息

项目1.财务报表(未经审计)

贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并资产负债表
(未经审计)
2022年9月30日2021年12月31日
(单位为千，不包括份额)
资产
流动资产：
现金和现金等价物$41,473 $15,283 
应收账款，扣除坏账准备净额#美元866在2022年9月30日或之前8662021年12月31日
93,635 86,269 
衍生工具10,052 — 
其他流动资产36,738 45,946 
流动资产总额181,898 147,498 
非流动资产：
石油和天然气性质1,658,008 1,537,894 
累计损耗和摊销(434,447)(340,328)
石油和天然气的总性质，净额1,223,561 1,197,566 
其他财产和设备148,118 140,710 
累计折旧(51,699)(36,927)
其他财产和设备合计，净额96,419 103,783 
衍生工具11,588 1,070 
其他非流动资产10,886 6,562 
总资产$1,524,352 $1,456,479 
负债和权益
流动负债：
应付账款和应计费用$156,844 $157,524 
衍生工具20,954 29,625 
流动负债总额177,798 187,149 
非流动负债：
长期债务395,432 394,566 
衍生工具4,245 18,577 
递延所得税8,042 1,831 
资产报废债务137,751 143,926 
其他非流动负债31,835 17,782 
承付款和或有事项--附注4
股东权益：
普通股($0.001票面价值；750,000,000授权股份；86,350,771和85,590,417已发行股份；及76,767,503和80,007,149已发行股份，分别为2022年9月30日和2021年12月31日)
86 86 
追加实收资本852,568 912,471 
库存股，按成本计算(9,583,268和5,583,268股票分别于2022年9月30日和2021年12月31日)
(94,136)(52,436)
留存收益(亏损)10,731 (167,473)
股东权益总额769,249 692,648 
总负债和股东权益$1,524,352 $1,456,479 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
1
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并业务报表
(未经审计)


截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(以千为单位，每股除外)
收入和其他：
石油、天然气和天然气液体销售$203,585 $161,058 $654,007 $444,098 
服务收入48,594 — 134,608 — 
售电9,711 12,371 22,549 29,328 
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损)114,279 (30,864)(88,237)(140,021)
营销收入— 732 289 3,087 
其他收入277 117 442 372 
总收入和其他376,446 143,414 723,658 336,864 
费用和其他：
租赁运营费用79,141 60,930 214,720 168,756 
服务成本37,628 — 107,809 — 
发电费6,055 7,128 16,640 19,488 
交通费1,277 1,806 3,543 5,139 
营销费用— 715 299 2,986 
一般和行政费用23,388 17,614 69,513 50,749 
折旧、损耗和摊销39,506 35,902 117,338 105,592 
所得税以外的税项7,335 13,420 25,154 34,580 
天然气购买衍生品的收益(28,942)(14,980)(47,335)(54,349)
其他运营费用623 3,986 4,745 4,827 
总费用和其他166,011 126,521 512,426 337,768 
其他(费用)收入：
利息支出(7,867)(7,810)(23,271)(24,513)
其他，净额(24)(5)(79)(156)
其他费用合计(7,891)(7,815)(23,350)(24,669)
所得税前收入(亏损)202,544 9,078 187,882 (25,573)
所得税支出(福利)10,884 (758)9,678 (1,206)
净收益(亏损)$191,660 $9,836 $178,204 $(24,367)
每股净收益(亏损)：
基本信息
$2.46 $0.12 $2.25 $(0.30)
稀释
$2.34 $0.12 $2.13 $(0.30)
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
2
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并股东权益报表
(未经审计)













截至2021年9月30日的9个月期间
普通股额外实收资本库存股留存赤字股东权益总额
(单位：千)
2020年12月31日$85 $915,877 $(49,995)$(151,931)$714,036 
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票— (1,442)— — (1,442)
基于股票的薪酬— 3,995 — — 3,995 
普通股发行1 — — — 1 
普通股宣布的股息，$0.04/共享
— (3,474)— — (3,474)
净亏损— — — (21,322)(21,322)
March 31, 202186 914,956 (49,995)(173,253)691,794 
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票— (78)— — (78)
基于股票的薪酬— 3,042 — — 3,042 
普通股宣布的股息，$0.04/共享
— (3,219)— — (3,219)
净亏损— — — (12,881)(12,881)
June 30, 202186 914,701 (49,995)(186,134)678,658 
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票— (23)— — (23)
基于股票的薪酬— 3,672 — — 3,672 
购买库存股— — (2,441)— (2,441)
普通股宣布的股息，$0.06/共享
— (4,806)— — (4,806)
净收入— — — 9,836 9,836 
2021年9月30日$86 $913,544 $(52,436)$(176,298)$684,896 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。











3
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并股东权益报表
(未经审计)













截至2022年9月30日的9个月期间
普通股额外实收资本库存股留存收益(亏损)股东权益总额
(单位：千)
2021年12月31日$86 $912,471 $(52,436)$(167,473)$692,648 
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票
— (4,096)— — (4,096)
基于股票的薪酬
— 3,920 — — 3,920 
普通股宣布的股息，$0.06/共享
— (5,236)— — (5,236)
净亏损
— — — (56,810)(56,810)
March 31, 202286 907,059 (52,436)(224,283)630,426 
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票
— (6)— — (6)
基于股票的薪酬
— 4,720 — — 4,720 
购买库存股— — (22,760)— (22,760)
普通股宣布的股息，$0.19/共享
— (14,965)— — (14,965)
净收入
— — — 43,354 43,354 
June 30, 202286 896,808 (75,196)(180,929)640,769 
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票
— (34)— — (34)
基于股票的薪酬
— 4,625 — — 4,625 
购买库存股
— — (18,940)— (18,940)
普通股宣布的股息，$0.62/共享
— (48,831)— — (48,831)
净收入
— — — 191,660 191,660 
2022年9月30日$86 $852,568 $(94,136)$10,731 $769,249 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。











4
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并现金流量表
(未经审计)


九个月结束
9月30日，
20222021
(单位：千)
经营活动的现金流：
净收益(亏损)$178,204 $(24,367)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
折旧、损耗和摊销117,338 105,592 
债务发行成本摊销1,531 3,839 
基于股票的薪酬费用12,623 10,219 
递延所得税6,211 (1,231)
坏账准备减少— (500)
其他营业(收入)费用(120)3,988 
衍生活动：
总亏损40,902 85,672 
衍生品的现金结算(84,519)(54,204)
资产和负债变动情况：
应收账款增加(7,334)(16,760)
其他资产减少(增加)2,320 (19,062)
应付账款和应计费用减少(11,281)(11,343)
(减少)其他负债增加(341)415 
经营活动提供的净现金255,534 82,258 
投资活动产生的现金流：
资本支出：
资本支出(102,523)(105,046)
资本支出应计项目的变动14,129 5,299 
收购，扣除收到的现金(21,270)(11,649)
出售财产、设备和其他财产的收益— 860 
用于投资活动的现金净额(109,664)(110,536)
融资活动的现金流：
2021年RBL信贷安排下的借款206,000 — 
偿还2021年RBL信贷安排(206,000)— 
2022年ABL信贷安排下的借款2,067 — 
偿还2022年ABL信贷安排(2,067)— 
普通股支付的股息(73,844)(6,686)
购买库存股(41,700)(2,440)
因支付股权奖励和其他税收而被扣留的股票(4,136)(1,543)
发债成本— (3,449)
用于融资活动的现金净额(119,680)(14,118)
现金及现金等价物净增(减)26,190 (42,396)
现金和现金等价物：
起头15,283 80,557 
收尾$41,473 $38,161 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注
(未经审计)






注1-陈述的基础
“贝瑞公司”指的是Berry Corporation(Bry)，一家特拉华州的公司，它是其每个三特拉华州有限责任公司子公司：(1)Berry Petroleum Company，LLC(“Berry LLC”)，(2)CJ Berry Well Services Management，LLC(“C&J Management”)和(3)C&J Well Services，LLC(“C&J”)。根据上下文，“公司”、“我们”、“我们”或类似的词语指的是Berry Corp.及其子公司Berry LLC，截至2021年10月1日，这还包括C&J和C&J Management。
业务性质
我们是美国西部的一家独立的上游能源公司，专注于加利福尼亚州圣华金盆地和犹他州Uinta盆地的陆上、低地质风险、长期的常规石油和天然气储量，在加利福尼亚州拥有油井维护和废弃能力。自2021年10月1日以来，我们一直在二业务部门：(I)开发和生产(“D&P”)和(Ii)油井服务和报废。
贝瑞公司于2017年2月根据特拉华州法律注册成立，其普通股于2018年7月开始在纳斯达克上交易，代码为Bry。Berry Corp.通过其三全资子公司。Berry LLC拥有并运营我们的石油和天然气资产(D&P部门)。2022年1月，我们剥离了我们在科罗拉多州皮肯斯盆地的天然气资产。2021年10月1日，我们完成了对加州最大的上游油井维修和报废业务之一的收购，该业务现在构成了我们的油井维修和报废部门，也被称为“CJWS”。
合并和报告原则
简明综合财务报表乃根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制，该原则要求管理层作出影响财务报表及附注所载金额的估计及假设。管理层认为，随附的财务报表包含所有正常的经常性调整，这些调整对于公平列报中期未经审计的简明综合财务报表是必要的。我们在合并时消除了所有重大的公司间交易和余额。对于我们拥有直接工作利益的油气勘探和生产合资企业，我们在财务报表的相关项目中按比例计入我们的资产、负债、收入、费用和现金流量。
我们根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)适用于中期财务信息的规则和规定编写本报告，该规则和规定允许遗漏某些自最新年度财务报表以来未发生实质性变化的披露。我们相信，我们的披露足以使所披露的信息不具误导性。这些未经审计的简明合并财务报表中报告的结果可能无法准确预测未来期间的结果。本Form 10-Q季度报告应与截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告中的综合财务报表及其附注一并阅读。
采用新的会计准则
2016年2月，FASB发布了ASU 2016-02，租赁(主题842)要求承租人在资产负债表上确认所有租期超过12个月的租约产生的权利和义务的资产和负债，并包括关于租约产生的现金流的金额、时间和不确定性的定性和定量披露。2018年1月，FASB发布了ASU 2018-01，租赁(主题842)，这是 对租赁标准的更新，为土地地役权提供了一种可选的过渡方法，允许实体仅评估新的或修改后的土地地役权。2018年7月，FASB发布了ASU 2018-11，租赁(主题842)它提供了可选的过渡救济措施，允许在适用新规则时采取一种前瞻性的做法，不根据新规则的影响调整比较期间的财务信息，也不要求披露生效日期之前的期间。作为一家新兴的成长型公司，我们选择推迟采用这些规则，直到它们适用于非美国证券交易委员会发行人。在2020年第二季度，这一采用日期进一步推迟了
6
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
FASB至2021年12月15日之后开始的财政年度，包括这些财政年度内的过渡期。我们在2022年第一季度前瞻性地采用了这些规则。
注2-债务
下表汇总了我们的未偿债务：
9月30日，
2022		十二月三十一日，
2021		利率成熟性安防
(单位：千)
2021年RBL设施$— $— 
浮动利率7.5% (2022) and 5.3% (2021)
2025年8月26日
抵押贷款日期90已探明油气储量现值的百分比和对某些其他资产的留置权
2022年ABL设施— 不适用
浮动利率6.8% (2022)
June 5, 2025个人财产资产，但除外账户除外
2026年笔记400,000 400,000 7.0%2026年2月15日不安全
长期债务-本金金额400,000 400,000 
减去：债务发行成本(4,568)(5,434)
长期债务，净额$395,432 $394,566 
递延融资成本
我们产生了与发行债务相关的法律和银行费用。截至2022年9月30日和2021年12月31日，资产负债表上“其他非流动资产”中报告的2021年RBL贷款(定义见下文)的债务发行成本约为#美元。4百万美元和美元5分别摊销净额为百万美元。于2022年9月30日及2021年12月31日，于资产负债表“长期债务净额”中列报的于2026年2月到期的无抵押票据(“2026年票据”)的债务发行成本(扣除摊销后的净额)约为$5百万美元。
就截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月期间而言，2021年RBL贷款、2017年RBL贷款(定义见下文)和2026年票据的摊销费用合计约为#美元1百万美元。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月期间，2021年RBL贷款、2017年RBL贷款和2026年票据的摊销费用加起来约为#美元2百万美元和美元4分别为100万美元。债务发行成本的摊销在简明综合经营报表的“利息支出”中列示。
公允价值
我们的债务在资产负债表上按账面价值入账。2021年RBL贷款和2022年ABL贷款的账面价值接近公允价值，归类为第1级，因为利率是可变的，反映市场利率。2026年发行的债券的公允价值约为$359百万美元和美元400分别为2022年9月30日和2021年12月31日。
2021年RBL设施
2021年8月26日，Berry Corp作为担保人，Berry LLC作为借款人，签订了一项信贷协议，规定了一笔高达#美元的循环贷款。500承诺额为100万欧元，但须有一个储备借款基数(经“第一修正案”、“第二修正案”和“第三修正案”修订，其定义如下：“2021年RBL贷款机制”)。我们最初的借款基数是$200百万美元。2021年RBL贷款机制为签发总金额不超过#美元的信用证提供了信用证次级贷款机制。20百万美元。
7
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
信用证的签发减少了2021年RBL贷款机制下以美元对美元为基础的循环贷款的借款可得性。除非根据2021年RBL融资条款提前终止，否则2021年RBL融资将于2025年8月26日到期。借款基数重新确定通常在每年5月和11月生效，尽管借款人和贷款人可能在预定的重新确定之间各进行一次临时重新确定。2021年12月，我们完成了第一次预定的每半年一次的借款基数重新确定工作，并签订了《信贷协议第一修正案》(以下简称《第一修正案》)，使借款基数再次确定为#美元。200以及在计算最低及最高对冲要求时不包括空头认沽或类似衍生工具的对冲契诺的变动。
2022年5月，作为担保人的Berry Corp.和作为借款人的Berry LLC签订了《信贷协议第二修正案》和《有限同意及豁免》(《第二修正案》)，据此，除其他事项外，2021年RBL融资机制下的必要贷款人(I)同意某些股息和分派，以及Berry LLC在C&J和/或C&J Management进行的某些投资，如其中进一步描述的，(Ii)免除其中所述时间段的某些最低对冲要求，(Iii)放弃任何违约、(V)修订最低对冲契约，在2022年10月1日之前，不要求对2025年1月1日及之后的任何日历月进行对冲，如第二修正案所述。2022年5月，我们还完成了每半年一次的借款基数重新确定工作，并签订了《信贷协议第三修正案》(下称《第三修正案》)，其中包括：(1)将借款基数从200百万至美元250百万美元；(2)将选定的承诺额总额(如2021年成果预算机制所界定)确定为#美元200(3)将所有未偿还的欧洲美元贷款(每笔贷款的定义见《2021年银行同业拆借贷款安排》)转换为初始利率为一个月的定期基准贷款，并以一个、三个月或六个月的有担保隔夜融资利率取代调整后的伦敦银行同业拆借利率，以实现从伦敦银行间同业拆借利率向有担保隔夜融资利率的过渡。0.1%(以下限为0.5%).
如因重新厘定借款基数而导致循环贷款的未偿还本金余额及2021年储税券贷款机制下所有信用证的面值总额在任何时间超过借款基数，我们有以下选择30采取以下任何一项行动的天数，无论是单独还是合并：一次性支付补救不足，提交储备工程报告和抵押贷款，涵盖某些贷款人认为足以增加借款基数和弥补不足的额外石油和天然气资产，或开始支付等额的月度本金，以在下一个月内弥补不足六个月句号。如对借款基数作出某些调整，而不是因重新厘定而作出调整，本行须一次过支付一笔款项，金额相等于循环贷款的未偿还本金余额及2021年RBL贷款机制下所有信用证的面值总额超出借款基数的数额。此外，2021年RBL贷款机制规定，如果有任何未偿还借款且合并现金余额超过#美元。20在每个日历周结束时，这些超额金额将用于提前偿还信贷协议项下的借款。否则，任何未偿还的本金都将在到期时到期。

循环贷款项下的未偿还借款计息，利率等于：(一)习惯基本利率加适用保证金，范围为2.0%至3.0年利率%；及(Ii)惯常基准利率加上适用的保证金，范围为3.0%至4.0在每一种情况下，取决于借款基数利用率的水平。此外，我们必须向贷款人支付季度承诺费0.52021年预算外融资机制下借款可用金额的平均每日未使用金额的%。我们有权在事先通知的情况下随时提前偿还2021年RBL贷款机制下的任何借款，而不会受到提前还款处罚。

2021年RBL贷款机制要求我们在每个季度末的综合基础上保持：(I)杠杆率不超过3.0至1.0及(Ii)不少于1.0设置为1.0。截至2022年9月30日，我们的杠杆率和流动比率为1.2:1.0 and 2.3：1.0。此外，2021年RBL贷款机制目前规定，在我们发生无担保债务的程度上，包括未来筹集的任何金额，借款基数将减少相当于25该等无担保债务金额的%。截至2022年9月30日，我们遵守了2021年RBL融资机制下的所有财务契约。
8
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)

2021年RBL贷款机制包含通常和惯例的违约事件以及类似性质的信贷安排的补救办法。2021年RBL融资机制还在以下方面对借款人及其受限子公司施加限制：额外债务、留置权、股息和向股东支付的其他款项、我们普通股的回购或赎回、借款人优先票据的赎回、投资、收购、合并、资产处置、与关联公司的交易、对冲交易和其他事项。

从2022年8月26日起及之后，2021年RBL贷款机制允许我们回购某些债务，只要在给予此类回购形式上的效力之前和之后，不存在违约或违约事件，可获得性等于或大于20借款基数的%，我们的形式杠杆率小于或等于2.0设置为1.0。2021年RBL贷款机制还允许我们进行限制性付款，只要在给予这种分配形式上的效力之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性超过75借款基数的%，我们的形式杠杆率小于或等于1.5设置为1.0。此外，我们可以支付不超过总额的其他限制付款100分配前最近结束的财政季度自由现金流的百分比(根据2021年RBL机制的定义)，只要除2021年RBL机制中描述的其他条件和限制外，在给予此类分配形式上的效果之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性大于20借款基数的%，我们的形式杠杆率小于或等于2.0 to 1.0.

Berry LLC是2021年RBL贷款的借款人，Berry Corp.是担保人。每一家未来的子公司
除某些例外情况外，Berry Corp.必须为我们在2021年RBL贷款机制以及某些对冲交易和银行服务安排(“担保义务”)下的其他担保人的义务和义务提供担保。2021年RBL贷款机制下的贷款人至少持有抵押贷款90我们已探明的石油和天然气储量现值的%。Berry LLC和担保人的义务也以我们几乎所有个人财产的留置权为担保，但习惯性例外情况除外。

截至2022年9月30日，我们拥有不是未偿还借款，美元7百万美元的未偿还信用证和大约$1932021年RBL贷款机制下可用借款能力的百万美元。
2022年ABL设施

2022年8月9日，C&J和C&J Management是构成油井维修和废弃部分的两个实体，作为借款人，它们与三县银行作为贷款人签订了一项信贷协议，规定在满足借款前的习惯条件的情况下，提供循环贷款安排，金额最高为(X)美元15和(Y)借款基数(“2022年ABL贷款”)。“借款基数”的数额等于80合资格应收账款到期余额的%，受制于三县银行可根据其合理酌情权执行的准备金。2022年ABL贷款机制下未偿还循环贷款本金的利息按年利率等于1.25比《华尔街日报》最优惠利率高出1%。“华尔街日报最优惠利率”是以年利率为基础的浮动利率，作为其“最优惠利率”不时在“华尔街日报”的“货币利率”部分公布和/或公布。每当《华尔街日报》优惠利率发生变化时，该利率将被重新确定。从2022年9月30日开始，每季度到期拖欠利息，此后将继续到期并在每个日历季度的最后一天支付拖欠利息。2025年6月5日，2022年ABL贷款机制下循环贷款的全部未付本金余额及其所有未付利息将到期并支付。2022年ABL融资机制为签发总金额不超过#美元的信用证提供了信用证分融资机制。7.5百万美元。

2022年ABL融资机制要求CJWS遵守以下财务契约：(I)在综合基础上保持总负债与有形净值的比率不大于1.5(2)将2022年ABL贷款机制下未清偿循环预付款的数额减少到不超过90(A)最高循环预付款或(B)借款基数中较小者的%，截至三县银行每个会计季度最后一天的营业结束；和(3)维持不低于#美元的税前净收入1.00从每个财政年度结束之日起。

9
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
2022年的ABL贷款包含了通常和惯例的违约事件，以及类似性质的信贷安排的补救措施。2022年ABL融资机制还对CJWS在额外债务、留置权、股息和其他分配、投资、收购、合并、资产处置和其他事项方面施加限制。CJWS在2022年ABL融资机制下的义务不是由Berry Corp.或Berry LLC担保的，Berry Corp.和Berry LLC没有也没有要求为此类义务提供任何信贷支持。截至2022年9月30日，我们遵守了2022年ABL融资机制下的所有金融契约。

截至2022年9月30日，CJWS拥有不是借款和不是未付信用证，金额为$152022年ABL贷款机制下可用借款能力的百万美元。
2017年RBL设施
2017年7月31日，我们达成了一项信贷协议，提供了一笔最高可达5美元的循环贷款。1.5承诺额为10亿美元，但须有储备借款基数(“2017年RBL贷款机制”)。2021年8月26日，我们取消了2017年RBL贷款协议，该协议的借款基数为200百万美元，而且有不是注销时未偿还的借款。
债务回购计划
2020年2月，我们的董事会通过了一项计划，75100万美元用于机会性回购我们的2026年债券。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况的评估、对未完成协议的遵守情况和其他因素来确定，可以在没有通知的情况下随时开始或暂停，并且没有义务在任何时期或根本没有义务购买2026年债券。我们还没有根据这一计划回购任何票据。
注3-衍生品
我们利用衍生品，如掉期、看跌期权、看跌期权和项圈，对我们预测的石油和天然气产量和天然气购买的一部分进行对冲，以减少石油和天然气价格波动的风险，这解决了我们的市场风险。除了2021年RBL融资机制的对冲要求外，我们的目标是覆盖我们的运营费用和大部分固定费用，其中包括维持生产水平所需的资本，以及适用的利息和固定股息，其中石油和天然气销售对冲的期限最长为三年出去。此外，我们的目标是将我们在蒸汽业务中使用的大部分天然气采购的价格固定在最高三年。我们还签订了犹他州天然气运输合同，以帮助减少价格波动敞口，但这些合同不符合套期保值的要求。我们还不时签订协议，购买我们运营所需的一部分天然气，我们没有将这些天然气按公允价值记录为衍生品，因为它们符合正常购买和正常销售排除的资格。在本报告所述期间，我们没有此类交易。
对于固定价格的石油和天然气销售掉期，我们是卖方，因此我们分别为每桶和每百万桶单位的指示加权平均价以上的价格支付结算款项，并分别为低于每桶和每百万桶单位的指示加权平均价格的价格接受结算付款。
对于我们的多头看跌期权价差，除了任何递延的溢价支付外，我们将收到低于多头看跌期权的指定最高价格的结算付款，每桶收到的最大付款等于多头看跌期权的指定价格与空头看跌期权的指示价格之间的差额。对于高于多头看跌期权最高指示价格的价格，将不会支付或收到任何付款。空头卖权价差抵消了多头卖权价差。
生产者领子用于销售我们生产的石油，是买入看跌期权和卖出看涨期权的组合。我们将收到低于看跌期权每桶显示加权平均价格的结算付款，并将为高于显示的看涨期权加权平均价格的价格支付结算付款。在卖权和看涨期权的显示加权平均价格之间的价格将不会支付或收到任何付款。
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目录表
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(未经审计)
消费者项圈用于购买燃料气，是买入看涨期权和卖出看跌期权的组合。我们将收到高于看涨期权指示加权平均价格的结算付款，并将支付低于看跌期权指示加权平均价格的结算付款。在卖权和看涨期权的显示加权平均价格之间的价格将不会支付或收到任何付款。
对于我们的一些期权，我们在建立头寸时支付或收到了溢价，而对于其他期权，溢价的支付或接收将推迟到结算时。截至2022年9月30日，我们的应付递延保费净额约为$6100万美元，这反映在按市值计价的估值中，将支付到2024年12月31日。
我们使用石油和天然气生产对冲来保护我们的销售不受石油和天然气价格下降的影响。我们还使用天然气购买对冲来保护我们购买的天然气不受价格上涨的影响。我们不以投机交易为目的签订衍生品合约，也没有将我们的衍生品计入现金流或公允价值对冲。这些工具的公允价值变动计入当期收益。石油和天然气销售套期保值的收益(亏损)在经营报表的收入和其他部分分类，而天然气购买套期保值则包括在经营报表的费用和其他部分。
截至2022年9月30日，我们为原油生产和天然气购买进行了以下对冲。
Q4 2022FY 2023FY 2024FY 2025
布伦特原油产量
掉期
套期保值交易量(BBLS)1,288,000 3,433,528 1,917,000 — 
加权平均价格(美元/桶)$76.07 $73.06 $75.52 $— 
放置跨页
长美元50/$40看涨套期保值成交量(BBLS)
414,000 2,555,000 1,647,000 — 
短美元50/$40看涨套期保值成交量(BBLS)
46,000 365,000 366,000 — 
制片人领口— 
套期保值交易量(BBLS)— 1,460,000 1,098,000 — 
加权平均价格(美元/桶)$— 
$40.00/$106.00
$40.00/$105.00
$— 
Henry Hub-天然气采购
消费者衣领
套期保值成交量(MMBTU)3,680,000 5,430,000 — — 
加权平均价格(美元/Mmbtu)
$4.00/$2.75
$4.00/$2.75
$— $— 
NWPL-天然气采购
掉期
套期保值成交量(MMBTU)1,220,000 12,800,000 7,320,000 6,080,000 
加权平均价格(美元/Mmbtu)$6.40 $5.48 $4.27 $4.27 
除上表外，我们还在10月份增加了以下已售出石油掉期(布伦特原油)：3,750Bbl/d，$90.48从2022年11月到2022年12月，4,000Bbl/d，$82.85从2023年1月到2023年12月，1,500Bbl/d，$89.00从2023年1月到2023年6月，3,335Bbl/d，$76.58从2024年1月至2024年12月，以及1,250Bbl/d，$77.95从2024年7月到2024年12月。包括这些额外的掉期，我们的掉期头寸增加到10,049,388BBLS加权平均价为$76.70.
10月份，我们还增加了生产商领口(Brent)1,0002025年bbl/d，$50.00/$98.50，这是对上表的补充。
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(未经审计)
我们的商品衍生品按公允价值计量，采用行业标准模型，各种投入包括公开可得的基础商品价格和远期曲线，所有商品衍生品均被归类为所述期间所需公允价值等级中的第二级。这些大宗商品衍生品需要接受交易对手的净额结算。下表列出了截至2022年9月30日和2021年12月31日我们的未偿还衍生品的公允价值(毛值和净值)：
2022年9月30日
资产负债表
分类		总金额
按公允价值确认		总金额抵销
在资产负债表中		公允价值净值
在资产负债表中
(单位：千)
资产：
商品合同流动资产$36,857 $(26,805)$10,052 
商品合同非流动资产43,435 (31,847)11,588 
负债：
商品合同流动负债(47,759)26,805 (20,954)
商品合同非流动负债(36,092)31,847 (4,245)
总衍生品$(3,559)$— $(3,559)

 2021年12月31日
 资产负债表
分类		总金额
按公允价值确认		总金额抵销
在资产负债表中		公允价值净值
在资产负债表中
 (单位：千)
资产：
商品合同流动资产$5,360 $(5,360)$— 
商品合同非流动资产29,828 (28,758)1,070 
负债：
商品合同流动负债(34,985)5,360 (29,625)
商品合同非流动负债(47,335)28,758 (18,577)
总衍生品$(47,132)$— $(47,132)
通过使用衍生品工具在经济上对冲大宗商品价格变化的风险敞口，我们将自己暴露在信用风险之下。信用风险是指交易对手未能按照衍生品合同的条款履行义务。当衍生品合同的公允价值为正时，交易对手欠我们的，这就产生了信用风险。我们不从我们的交易对手那里获得抵押品。
我们通过限制对任何单一交易对手的敞口，将衍生品工具的信用风险降至最低。此外，我们的2021年RBL工具阻止我们达成有担保的对冲安排，除非我们的贷款人及其附属公司有追加保证金的要求，否则要求我们提供抵押品或与没有标准普尔或穆迪A或A2信用评级或更高评级的非贷款人交易对手。根据我们的标准惯例，我们的大宗商品衍生品必须根据管理此类衍生品的协议进行交易对手净额结算，这在一定程度上减轻了交易对手的不履行风险。
注4-诉讼、索赔、承诺和或有事项
在正常业务过程中，我们或我们的子公司是未决或威胁的法律程序、意外事件和承诺的对象或一方，这些法律程序、意外事件和承诺涉及各种事项，要求或可能寻求(其中包括)对据称的人身伤害、违约、财产损坏或其他损失、惩罚性赔偿、罚款和处罚、补救费用、或禁令或声明救济的赔偿。
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(未经审计)
对于目前未决的诉讼、索赔和法律程序，如果很可能已经产生了责任，并且可以合理地估计该责任，我们就应计该责任。截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们没有记录任何准备金余额。我们还评估了这些事件可能导致的合理损失的数额。我们相信，我们的资产负债表上可能发生的超过应计项目的合理亏损对我们的综合财务状况或经营业绩不会产生重大影响。
我们，或我们的子公司，或两者，已就各方未来可能因他们与我们达成的交易而招致的特定责任向这些各方进行赔偿。截至2022年9月30日，我们不知道有物质赔偿要求悬而未决或受到威胁。
证券诉讼事宜
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义，代表一个可能的团体，向美国德克萨斯州北区地区法院提起证券集体诉讼(“Torres诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级管理人员(统称为“被告”)。起诉书代表所有购买或以其他方式收购(I)根据公司2018年IPO和/或可追溯到公司2018年IPO的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“类别期间”)期间购买或以其他方式收购的普通股的推定类别的人，声称违反了1933年证券法第11和第15条以及交易法第10(B)和第20(A)条。特别是，起诉书称，被告在班级期间和首次公开募股的发售材料中，就公司的业务、运营效率和稳定性以及合规政策做出了虚假和误导性的陈述，人为地抬高了公司的股价，导致班级成员在2020年11月3日发布其2020年第三季度财务业绩后普通股价值下降时受到伤害。
2021年1月21日，多名原告在Torres诉讼中提出动议，要求被任命为首席原告和首席律师。经过简报和其余搬运者之间的规定，法院于2021年8月18日任命路易斯·托雷斯和安莉亚·迪安吉利斯为联合首席原告。2021年11月1日，联合首席原告代表同一推定类别根据1933年证券法第11和15节以及交易法第10(B)和20(A)节提出了修正的起诉书，其中指控公司和个别被告在2018年7月26日至2020年11月3日期间就公司的许可和许可程序做出了虚假和误导性的陈述。修改后的起诉书没有量化指控的损失，但寻求追回因这些指控的证券违规行为以及律师费和费用而导致的推定类别遭受的所有损害。被告于2022年1月24日提交了驳回动议，2022年9月13日，法院发布了驳回该动议的命令。被告已要求重新考虑和/或澄清9月13日的命令，该动议目前仍在等待中。
我们对这些说法提出异议，并打算积极为此事辩护。鉴于诉讼的不确定性、案件的初步阶段，以及除其他事项外，等级认证和胜诉所必须符合的法律标准，我们无法合理估计这一行动可能造成的损失或损失范围。
2022年10月20日，美国德克萨斯州北区地区法院提起股东派生诉讼，据称股东乔治·阿萨德代表本公司利用上述证券集体诉讼提起诉讼，该诉讼目前正在同一法院待决。衍生品起诉书将某些现任和前任高管和董事列为被告，并普遍指控他们违反了受托责任，导致或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为。衍生品起诉书还指控针对所有被告的不当得利索赔，以及根据《交易法》第10(B)和21D条提出的分担和赔偿索赔。本公司及个别被告认为股东衍生诉讼中的申索并无根据，并拟就该等申索作出有力抗辩，但无法就结果作出保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
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(未经审计)
注5-权益
现金股利
在截至2022年9月30日的9个月中，我们的董事会宣布季度固定现金股息总额为$0.18每股，以及可变现金股息#美元。0.69以2022年前两个季度的业绩为基础的每股收益，总额为$0.87每股。2022年10月，董事会批准了第四季度的0.06每股固定现金股息，以及可变股息#美元0.41基于第三季度的业绩。
公司预计未来将继续按季度派发现金股息。然而，未来股息的支付和数额仍由董事会酌情决定，并将取决于公司未来的收益、财务状况、资本要求和其他因素。
股票回购计划
我们回购了2,000,000截至2022年9月30日的三个月内的股票，约为$19百万美元。在截至2022年9月30日的9个月内，我们回购了4,000,000股票价格约为$42百万美元。截至2022年9月30日，公司已累计回购9,528,704股票回购计划下的股票，价格约为$94总计百万美元，这是12占流通股的百分比。正如此前披露的那样，公司在2022年初实施了股东回报模式，公司打算为此分配一部分可自由支配的现金流用于机会性股票回购。
2022年4月，我们的董事会批准将102百万美元的股份回购授权，使公司剩余的股份回购授权达到$150百万美元。截至2022年9月30日，公司剩余的总股份回购权限为$108在2022年第二季度和第三季度进行回购后，这一数字为100万美元。董事会的授权允许本公司根据市场状况和其他因素，不时在公开市场和私下协商的交易中购买普通股，最高可达董事会批准的总金额。董事会的授权没有到期日。

回购可不时在公开市场、私下协商的交易或本公司全权酌情决定的其他方式进行。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停，而不需要通知，并且公司没有义务在任何时期或根本没有义务购买股票。任何回购的股份将反映为库存股，任何收购的股份将可用于一般公司用途。

基于股票的薪酬

2022年2月，该公司授予约1,300,000限制性股票单位(“RSU”)的股份，每年将等额授予三年。2022年3月，该公司授予约611,000股票基于业绩的限制性股票单位(“PSU”)，这将悬崖归属，如果有的话，在一个三年演出期。授予的RSU是股权奖励，因为它们将以股票结算。截至2022年3月31日，授予的PSU作为责任奖励入账，但在2022年第二季度转换为股权奖励。由于2022年5月股东批准了2022年综合激励计划(“2022年计划”)，因此对奖励的会计处理进行了转换。这些奖励的公允价值约为#美元。19在2022年计划获得批准之日，这将是这些奖励截至授予之日的价值。

2022年2月授予的RSU完全是基于时间的奖励。在2022年3月授予某些Berry员工的PSU(不包括CJWS员工奖)中，(A)50其中的%将根据股东总回报(“TSR”)业绩指标(“TSR PSU”)授予，其定义为每股股票的资本收益加上假设再投资而支付的股息，TSR以绝对基础衡量，并相对于44业绩期间，先锋世界基金-先锋能源ETF指数加上标准普尔SmallCap 600价值指数(统称为同业集团)中的勘探和生产公司以及(B)50此类别的百分比
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(未经审计)
奖励将根据合并公司在业绩期间的平均投资资本返还现金(“CROIC PSU”)来授予。2022年3月授予某些CJWS员工的PSU将根据CJWS在业绩期间的平均投资资本现金回报(“ROIC PSU”)授予(如果有的话)。视乎在三年制履约期间，授予接受者在该期间结束时实际收到的股份数量可能在0%至250已授予和来自的TSR PSU的百分比0%至200已批准CROIC和ROIC PSU的百分比。
RSU的公允价值是使用授予日期的股票价格确定的。CROIC PSU和ROIC PSU的公允价值是根据截至本报告所述期间的股价和估计业绩确定的，因为这些奖励是责任奖励。TSR PSU的公允价值乃采用蒙特卡罗模拟分析方法厘定，以估计本公司的股东总回报排名，包括与Peer Group于截至报告期的业绩期间的比较，因为该等奖励为责任奖励。本公司普通股在授予之日的预期波动率是根据本公司和选定的指导上市公司的平均波动率估算的。股息收益率假设是基于当时的年化宣布股息。无风险利率假设是基于观察到的利率与近似值一致。三年制绩效考核期。
注6-财务报表的补充披露
在简明综合资产负债表中报告的其他流动资产包括：
2022年9月30日2021年12月31日
(单位：千)
预付费用$20,362 $26,840 
材料和用品10,068 9,533 
存款3,459 6,415 
石油库存2,623 2,933 
其他226 225 
其他流动资产总额$36,738 $45,946 
截至2022年9月30日的其他非流动资产约包括7经营性租赁使用权资产，扣除摊销后为百万美元4递延融资成本，扣除摊销后的百万美元。截至2021年12月31日，其他非流动资产约包括5递延融资成本，扣除摊销后的百万美元。
简明综合资产负债表上的应付帐款和应计费用包括：
2022年9月30日2021年12月31日
(单位：千)
应付帐款--贸易$19,987 $17,699 
应计费用70,038 62,962 
应付特许权使用费28,798 24,816 
温室气体责任--当前部分— 7,513 
所得税负债以外的其他税种11,303 8,273 
应计利息3,811 10,736 
应付股息— 4,800 
资产报废债务--本期部分20,000 20,000 
经营租赁负债1,749 — 
其他1,158 725 
应付账款和应计费用总额$156,844 $157,524 
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(未经审计)
美元的减幅6资产报废债务的长期部分中的百万美元1442021年12月31日为百万美元至1382022年9月30日的百万美元应为16在此期间结清的债务为100万美元，以及1与物业销售有关的减幅为百万元。这些减少额被#美元抵销。8百万美元的增长和3产生了百万美元的债务。
截至2022年9月30日的其他非流动负债包括大约#美元。26百万美元的温室气体责任和6经营租赁非流动负债百万美元。2021年12月31日，我们有$18百万美元的温室气体责任。
关于作业说明书的补充资料
在截至2022年9月30日的三个月中，其他运营费用不到$1百万美元。截至2021年9月30日的三个月，其他运营费用为4百万美元，主要包括费用$3与终止2017年RBL贷款机制有关的未摊销债务发行费用为100万美元。
截至2022年9月30日的9个月，其他运营费用为5百万美元，主要包括超过$2在我们2017年出现和重组之前产生的特许权使用费审计费用，约为2剥离Piceance物业造成的百万美元损失。截至2021年9月30日的9个月，其他运营费用为5百万美元，主要包括大约$3与终止2017年成果预算贷款机制有关的未摊销债务发行费用，约为#亿美元3补充财产税评估、特许权使用费审计费用和坦克租赁费用100万美元1其他各种费用，如遗弃费用和律师费，由#美元部分抵消2百万美元的收入来自员工留任积分。
补充现金流信息
简明综合现金流量表的补充披露如下：
九个月结束
9月30日，
20222021
(单位：千)
重大非现金投资活动的补充披露：
材料库存转移到石油和天然气资产$1,494 $2,916 
补充披露现金付款(收据)：
利息，扣除资本化金额后的净额$29,481 $29,114 
缴纳所得税$2,805 $294 
注7-每股收益
我们计算每股基本收益(亏损)的方法是用净收益(亏损)除以每期已发行普通股的加权平均数。根据合同协议满足某些条件后可发行的普通股，被视为已发行普通股，计入每股净收益(亏损)。
RSU和PSU不是参与性证券，因为红利是可以没收的。截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月，4,001,000和2,656,000递增的RSU和PSU份额包括在稀释后的每股收益计算中。截至2022年9月30日的9个月，4,168,000递增的RSU和PSU份额包括在稀释后的每股收益计算中。截至2021年9月30日的9个月，不是递增的RSU或PSU份额被计入稀释每股收益的计算中，因为它们的影响在“如果转换”的方法下是反稀释的。
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(未经审计)
 截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
 (除每股金额外，以千计)
基本每股收益计算
净收益(亏损)$191,660 $9,836 $178,204 $(24,367)
加权平均普通股流通股78,044 80,242 79,304 80,277 
每股基本收益(亏损)$2.46 $0.12 $2.25 $(0.30)
稀释每股收益计算
净收益(亏损)$191,660 $9,836 $178,204 $(24,367)
加权平均普通股流通股78,044 80,242 79,304 80,277 
潜在摊薄证券的摊薄效应(1)
4,001 2,656 4,168 — 
加权平均已发行普通股-稀释82,045 82,898 83,472 80,277 
每股摊薄收益(亏损)$2.34 $0.12 $2.13 $(0.30)
__________
(1)我们排除了大约2.4截至2021年9月30日的9个月，稀释加权平均流通股的合并RSU和PSU为100万股，因为它们的影响是反稀释的。
注8-收入确认
我们的收入来自石油、天然气和天然气液体(“NGL”)的销售，以及来自电力销售和营销活动的额外收入。自2021年10月1日起，我们完成了对油井维修和报废业务CJWS的收购。CJWS的收入来自油井维修和报废业务。
下表提供了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的分类收入：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：千)
石油销售$194,418 $152,536 $627,759 $416,204 
天然气销售7,575 6,922 20,906 24,414 
天然气液体销售1,592 1,600 5,342 3,480 
服务收入48,594 — 134,608 — 
售电9,711 12,371 22,549 29,328 
营销收入— 732 289 3,087 
其他收入277 117 442 372 
与客户签订合同的收入262,167 174,278 811,895 476,885 
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损)114,279 (30,864)(88,237)(140,021)
总收入和其他$376,446 $143,414 $723,658 $336,864 
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注9-收购和剥离
2022

Piceance剥离

2022年1月，我们完成了剥离我们在科罗拉多州的所有天然气资产，这些资产位于皮肯斯盆地。资产剥离结束时损失约为美元。2百万美元。我们2021年从这些物业生产的产品是1.2Mboe/d。

收购羚羊溪

2022年2月，我们完成了对犹他州Antelope Creek地区石油和天然气生产资产的收购，价格约为美元18百万美元。这些资产与我们现有的Uinta资产相邻，在我们收购之前生产了大约0.6Mboe/d。
附注10-细分市场信息
截至2021年10月1日，我们已在二业务部门：(一)开发和生产以及(二)油井维修和报废。开发和生产部门从事主要位于加利福尼亚州和犹他州的陆上、低地质风险、长期使用的常规石油储量的开发和生产。2021年10月1日，我们完成了对位于加利福尼亚州的上游油井维修和报废业务的收购，该业务成为美国公认会计准则下的一个可报告部门(油井维修和报废)。在2021年10月1日之前，我们没有超过一可报告分部，因此没有列报上期分部信息。

下表列出了有关本公司业务部门的独立列报期间的精选财务信息，以及在合并基础上得出本公司财务信息所需的合并和抵销分录。

截至三个月
2022年9月30日
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
收入-不包括套期保值$213,573 $49,427 $(833)$262,167 
净收益(亏损)$224,094 $5,168 $(37,602)$191,660 
调整后的EBITDA$102,763 $7,726 $(13,508)$96,981 
资本支出$38,312 $1,726 $779 $40,817 
总资产$1,502,135 $79,696 $(57,479)$1,524,352 

九个月结束
2022年9月30日
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
收入-不包括套期保值$677,287 $135,441 $(833)$811,895 
净收益(亏损)$258,689 $8,191 $(88,676)$178,204 
调整后的EBITDA$325,354 $17,225 $(40,139)$302,440 
资本支出$96,883 $3,420 $2,220 $102,523 
总资产$1,502,135 $79,696 $(57,479)$1,524,352 
18
目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
调整后的EBITDA是向首席运营决策者(CODM)报告的指标，目的是就向每个部门分配资源和评估业绩做出决定。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，并比较不同时期的结果，而无需考虑我们的融资方式或资本结构。调整后的EBITDA按扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、衍生产品收益或亏损扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金、减值、股票补偿支出以及不寻常和不常见项目计算。虽然经调整的EBITDA是一项非公认会计原则的计量，但计算经调整的EBITDA的金额是根据公认会计原则计算的。这一计量是对按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的补充，而不是替代，不应被视为按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的替代措施，或比按照公认会计原则计算的收入和流动性计量更有意义。我们对调整后EBITDA的计算可能无法与其他公司使用的其他类似标题的衡量标准进行比较。调整后的EBITDA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。

截至三个月
2022年9月30日
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)：
净收益(亏损)$224,094 $5,168 $(37,602)$191,660 
加(减)：
利息支出— 4 7,863 7,867 
所得税费用— — 10,884 10,884 
折旧、损耗和摊销35,198 3,249 1,059 39,506 
衍生品收益(143,221)— — (143,221)
为预定的衍生品结算支付的现金净额(14,739)— — (14,739)
其他营业费用(收入)1,077 (769)315 623 
股票补偿费用354 74 3,973 4,401 
调整后的EBITDA$102,763 $7,726 $(13,508)$96,981 

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目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
九个月结束
2022年9月30日
开发与生产油井维修和废弃公司/淘汰合并后的公司
(单位：千)
调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)：
净收益(亏损)$258,689 $8,191 $(88,676)$178,204 
加(减)：
利息支出— 4 23,267 23,271 
所得税费用— — 9,678 9,678 
折旧、损耗和摊销104,628 9,445 3,265 117,338 
衍生品损失40,902 — — 40,902 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(84,519)— — (84,519)
其他营业费用(收入)4,601 (805)949 4,745 
股票补偿费用1,053 192 11,378 12,623 
非经常性成本— 198 — 198 
调整后的EBITDA$325,354 $17,225 $(40,139)$302,440 
注11-租契
2022年第一季度，我们采用了ASC 842，采用了修改后的追溯方法，要求我们确定截至采用之日的租赁余额。以前的期间继续根据这些期间的现行会计准则进行报告。
本公司在合同开始时确定一项安排是否为租赁。如果一项安排是一项租赁，相关租赁付款的现值被记录为负债，同等金额在公司的资产负债表上作为使用权资产资本化。使用权资产代表本公司在租赁期内使用标的资产的权利，而租赁负债代表本公司支付租赁所产生的租赁款项的义务。我们一般对写字楼有长期运营租约。本公司于租赁开始日以本公司平均担保借款利率厘定的估计递增借款利率，用于计算现值。
初始租期为12个月或以下的租约不计入资产负债表，本公司按租赁期内的直线原则确认该等租约的租赁费用。
租赁费用的构成如下：
截至三个月
2022年9月30日		九个月结束
2022年9月30日
(单位：千)
租赁费
经营租赁成本$503 $1,489 
租赁净成本合计$503 $1,489 
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目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
下表显示了截至2022年9月30日与租赁相关的补充中期合并资产负债表信息。
截至2022年9月30日
资产负债表分类
(单位：千)
租契
资产
经营性租赁资产$6,741 其他非流动资产
总资产$6,741 
负债
经营租赁负债$1,749 应付账款和应计费用
经营租赁非流动负债5,586 其他非流动负债
总负债$7,335 
截至2022年9月30日
长期和贴现率
加权平均剩余租期：
经营租赁4.5年份
加权平均贴现率：
经营租赁5 %
下表列出了截至2022年9月30日所有运营租赁协议要求的未来最低租赁付款时间表。
截至2022年9月30日
经营租约
(单位：千)
2022$543 
20231,963 
20241,650 
20251,542 
20261,549 
此后935 
租赁付款总额8,182 
扣除计入的利息(847)
租赁债务总额7,335 
较少的流动债务(1,749)
长期租赁义务$5,586 
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目录表
贝瑞公司(Berry Corporation)
简明合并财务报表附注(续)
(未经审计)
与租赁有关的未经审计的中期综合现金流量补充信息如下：
九个月结束
2022年9月30日
(单位：千)
为计入租赁负债的金额支付的现金
来自经营租赁的经营现金流$1,590 
以经营租赁负债换取的净收益资产$7,956 


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目录表
项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析(“MD&A”)应与本季度报告Form 10-Q所载中期未经审计综合财务报表及相关附注，以及截至2021年12月31日止年度Form 10-K年度报告所载经审计综合财务报表及相关附注一并阅读“年报”)提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)。当我们使用这些术语时“我们,” “我们,” “我们的,” “贝瑞，”这个“公司”或本报告中的类似词语，我们指的是(I)在2021年10月1日之前的期间，Berry Corporation(Bry)，特拉华州的一家公司(以前称为Berry Petroleum Corporation，“贝瑞公司”),连同其子公司Berry Petroleum，LLC是一家特拉华州的有限责任公司(BAR.N：行情).“Berry LLC”)；及(Ii)在2021年10月1日或之后，Berry Corp.及其附属公司Berry LLC、特拉华州有限责任公司Berry Well Services Management，LLC(“C&J管理层”)，以及特拉华州有限责任公司C&J Well Services(C&J Well Services)(“C&J”).
我公司
我们是美国西部的一家独立的上游能源公司，专注于加利福尼亚州圣华金盆地和犹他州Uinta盆地的陆上、低地质风险、长期的常规石油和天然气储量，在加利福尼亚州拥有油井维护和废弃能力。自2021年10月1日以来，我们在两个业务领域开展业务：(I)开发和生产(“D&P”)和(Ii)油井服务和废弃。
总体而言，我们D&P业务的资产具有高石油含量的特点(我们在加州的资产是100%石油)，并且主要位于人口较少的农村地区。在加利福尼亚州，我们专注于常规的浅层油藏，与非常规资源相比，这些油藏的钻井和完井成本相对较低。加州石油市场的定价主要受布伦特原油的影响，通常实现了相对于西德克萨斯中质原油的溢价。我们在加州的所有资产都位于圣华金盆地富含石油的储油层中，该盆地有150多年的生产历史，仍有大量石油储量。由于盆地漫长的历史产生了大量的数据，其储集层特征得到了很好的了解，这使得可预测、可重复、低地质风险和低成本的开发机会成为可能。我们还在犹他州乌伊塔盆地的低运营成本、富含石油的油气藏中拥有上游资产。2022年1月，我们剥离了我们在科罗拉多州皮肯斯盆地的天然气资产。
2021年10月1日，我们完成了对加州最大的上游油井维修和报废业务之一的收购，该业务以CJWS的形式运营，现在构成了我们的油井维修和报废业务部门。CJWS在加州为石油和天然气生产公司提供油井现场服务，重点是油井维修、油井废弃服务和水上物流。CJWS的服务包括基于钻井平台和连续油管的油井维护和修井服务、重完井服务、流体管理服务、捕鱼和租赁服务，以及其他辅助油田服务。此外，CJWS还在油井的生产寿命结束时提供封堵和废弃服务，我们相信这为Berry创造了一个战略增长机会。CJWS与我们的石油和天然气业务所需的服务相适应，并支持我们作为负责任的运营商和减少排放的承诺，包括通过主动封堵和放弃油井。此外，CJWS对于推进我们与加利福尼亚州合作减少闲置油井的逃逸排放--包括甲烷和二氧化碳--的战略至关重要。据第三方消息来源估计，加州约有3.5万口闲置油井。我们相信，除了帮助第三方客户安全地封堵和废弃闲置油井外，CJWS还具有得天独厚的优势，可以获得州和联邦资金，帮助修复孤立的闲置油井，这些闲置油井是该州的负担。

自2018年7月首次公开募股(IPO)以来，我们展示了我们对股东价值最大化的承诺，并通过分红和购股向股东返还大量资本。2022年，我们通过启动股东回报模式加强了这一承诺，该模式将在下文进一步讨论，旨在利用我们的低下降率和对成本结构的强烈可见性来最大化股东总价值。根据这一定义明确的股东回报模型，我们根据我们在2022年前三个季度产生的可自由支配现金流(定义和讨论如下)宣布了每股1.10美元的可变股息。我们还宣布2022年固定股息为0.24美元。因为我们的
23
目录表
在2018年首次公开募股后，我们将向股东返还2.82亿美元，相当于我们IPO收益的256%，其中包括支付1.88亿美元的固定和可变股息，以及9400万美元的回购950万股，相当于我们截至2022年9月30日的流通股的12%。

如上所述，我们的股东回报模型于2022年1月1日生效。与我们的业务模式一样，这一股东回报模式也很简单，进一步表明了我们致力于实现股东总价值最大化的承诺。该模型以我们的可自由支配现金流为基础，其定义为运营现金流减去定期固定股息和保持石油和天然气生产持平所需的资本，并规定按季度分配可自由支配现金流如下：(A)60%主要以每季度支付的可变现金股息的形式支付，以及机会性债务回购；(B)40%以可自由支配资本的形式用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存，推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。可自由现金流量是管理层以及财务报表外部用户使用的非GAAP财务衡量标准。有关可自由支配现金流量与经营活动提供的现金的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，这是我们最直接可比的财务计量，是根据GAAP计算和列报的。
我们相信，在我们低下滑的石油加权生产基地成功执行我们的战略，再加上具有吸引力的全周期经济的已确定钻探地点的广泛库存，将支持我们的目标，即产生可自由支配的自由现金流，为我们的运营提供资金并优化资本效率，同时保持低杠杆率，并通过大宗商品价格周期专注于有吸引力的有机和战略增长。
在当今充满活力的石油和天然气行业中，我们有一种渐进的方法来发展和发展我们的业务。我们的战略包括主动参与推动我们行业和影响我们运营的多种力量，无论是积极的还是消极的，以最大限度地利用我们的资产，为股东创造价值，并支持与安全、更高效和更低排放的运营相一致的环境目标。作为我们为股东创造长期价值的承诺的一部分，我们致力于以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护环境，照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。我们相信，石油和天然气仍将是未来能源格局的重要组成部分，我们的目标是安全、负责任地开展业务，同时通过与利益相关者的接触来支持经济稳定和社会公平。我们认识到石油和天然气行业在能源转型中的作用，并倡导可再生能源和常规能源共存，致力于通过继续向我们的社区提供安全和负担得起的能源，成为能源转型解决方案的一部分。
我们如何规划和评估运营
我们使用以下指标来管理和评估我们的经营业绩：(A)调整后的EBITDA；(B)股东回报的自由现金流量；(C)运营费用；(D)环境、健康和安全(“EH&S”)结果；(E)一般和行政费用；(F)我们开发和销售业务的产量；(G)基于活动水平、定价和提供的每项服务的相对业绩，我们的油井维修和废弃业务的业绩。
调整后的EBITDA
调整后的EBITDA是我们的管理层用来分析和监控我们的D&P业务和CJWS的运营业绩的主要财务和运营指标。我们还使用调整后的EBITDA来规划我们的资本分配，以维持生产水平，并确定我们的战略对冲需求，除了2021年RBL贷款机制的对冲要求(定义见下文流动性和资本资源)。调整后的EBITDA是一项非GAAP财务衡量指标，我们将其定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益(“DD&A”)、衍生产品收益或亏损(扣除因预定衍生产品结算而收到或支付的现金)、减值、股票补偿支出以及不常见和不常见项目。关于调整后的EBITDA与经营活动提供的净(亏损)收入和现金净额的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务措施”，这是我们最直接的可比较财务指标
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目录表
根据公认会计原则计算和列报的计量。管理层以及我们财务报表的外部用户都使用这种补充的非公认会计准则财务衡量标准。
股东回报
如中所讨论的《管理层的讨论与分析--我们公司》，c2022年，我们实施了基于自由现金流量的股东回报模型，这是一种非GAAP衡量标准，我们将其定义为运营现金流减去定期固定股息和保持产量同比持平所需的资本(参见“管理层的讨论和分析-非GAAP财务衡量标准”，以协调可自由支配的现金流量和经营活动提供的现金，这是我们最直接的可比财务衡量标准，根据GAAP计算和列报)。根据股东回报模式，我们打算将每个季度产生的自由自由现金流的很大一部分用于支付可变的季度现金股息，剩余的自由现金流预计将分配给机会主义债务回购、机会主义增长(包括来自我们广泛的钻探机会)、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。

我们对股东回报的关注也体现在我们的基于业绩的限制性股票奖励上，其中包括基于公司平均投资资本现金回报以及相对和绝对股东总回报的业绩衡量标准。我们的2022年短期激励计划还包括可自由支配的现金流业绩目标。
运营费用
总体而言，管理层使用运营费用作为衡量运营效率的指标。对于我们的D&P业务，我们将运营费用定义为租赁运营费用、发电费用、运输费用和营销费用，由电力、运输和营销活动产生的第三方收入以及购买天然气的衍生品结算(收到或支付)的影响抵消。租赁业务费用包括燃料、劳动力、外地办事处、车辆、监督、维护、工具和用品以及修井费用。除所得税和服务成本外的其他税种不包括在营业费用中。营销收入是指从第三方购买和出售给第三方的天然气的销售。在跟踪和分析开发项目的经济性和我们碳氢化合物回收的效率时，与电力、运输和营销活动相关的收入在内部被视为运营成本的降低。此外，我们努力通过天然气套期保值将我们加州蒸汽业务的燃料气成本的变异性降至最低，以及从落基山脉运输燃料气的合同，这些合同历来都比加州市场便宜。
环境、健康与安全(EH&S)
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的D&P业务和CJWS的运营都受到复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规管理着健康和安全、材料的释放或排放，以及土地使用或环境保护，这些法律和法规可能会限制我们的物业和业务的使用，增加我们的成本，或者降低或限制我们的产品和服务的使用。请参阅本季度报告中的“管理层的讨论和分析--监管事项”以及“第I部分，第1项，监管事项”和第I部分，第1A项。“风险因素”，以讨论政府法规(包括有关EH&S事项的法规)可能对我们的业务、运营、资本支出、收益和竞争地位产生的潜在影响。
作为我们致力于创造长期股东价值的一部分，我们努力以道德、安全和负责任的方式开展业务，保护环境，照顾我们的人民和我们生活和运营的社区。我们还寻求与监管机构、我们开展业务的社区和我们的其他利益攸关方进行积极和透明的接触，以便及时实现我们资源的全部潜力，保护人民和环境，并遵守现有法律和法规。我们通过各种措施监控我们的EH&S绩效，并对员工和承包商保持高度重视
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目录表
标准。满足企业EH&S指标，包括EH&S事件和泄漏预防方面的指标，是我们针对所有员工的短期激励计划的一部分。
一般和行政费用
我们监控我们的现金一般和行政费用，以衡量我们间接管理活动的效率，从历史上看，此类成本中资本化的不到10%，我们认为这远远低于行业标准。这些费用是我们的公司和专业团队为开发我们的资产和我们的日常运营提供适当支持的关键组成部分。
生产
石油和天然气生产是我们经营业绩的关键驱动力，是我们业务成功的重要因素，并用于预测未来的发展经济。我们不断测量和密切监测产量，并根据结果调整我们的房地产开发努力。我们按商品类型跟踪产量，并将其与前几个季度和预期结果进行比较。
油井维护和废弃作业绩效
我们一直根据服务和客户的收入和成本以及调整后的EBITDA来监控我们的油井维修和报废业务的业绩。
营商环境、市场状况及展望
我们的经营和财务业绩，以及整个石油和天然气行业的业绩，都受到大宗商品价格的严重影响。石油和天然气价格，包括相关基准与我们在研发业务中获得的石油和天然气生产价格之间的差额，已经并可能继续波动，这是许多与市场相关变量的结果，包括地缘政治和全球经济状况以及第三方运输和市场外卖基础设施能力。尽管油价在2022年相对于2020年的低点和到2021年的复苏有了显著改善，但它们仍然受到波动的影响。我们利用衍生品对我们预测的石油和天然气产量和天然气购买的一部分进行对冲，以减少石油和天然气价格波动的风险敞口；我们的2021年RBL工具(在下文流动性和资本资源中定义)也有对冲要求。
我们的油井维修和报废业务依赖于石油和天然气公司的支出，这些支出往往会随着大宗商品价格的波动而波动。然而，由于现有油井和天然气井需要持续支出以维持生产，石油和天然气公司用于现有油井维护的支出历来相对稳定和可预测。此外，我们客户封堵和废弃油井的要求在很大程度上是由不依赖于大宗商品价格的监管要求推动的。
新冠肺炎疫情导致石油需求严重下降，这在2020年至2021年期间给石油和天然气行业带来了巨大的波动性和不确定性。在石油及相关产品供应过剩的情况下，油价在2020年上半年大幅下降。尽管出现了一些波动，但总体油价自2020年经历的低点以来一直在稳步改善，这与需求的增长一致，尽管疫情仍在继续，围绕新冠肺炎变种的不确定性。石油和天然气价格在2022年期间大幅上涨，2022年期间达到每桶近128美元的高点，这主要是由于全球供需失衡。与截至2022年6月30日和2021年9月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月布伦特原油价格分别下跌了13%和上涨了33%。目前，全球石油库存相对于历史水平较低，预计欧佩克+和其他产油国的供应不足以满足未来几年预测的石油需求增长。据信，由于过去几年缺乏开发增量石油供应的资本投资，许多欧佩克+国家将无法提高产量水平，甚至无法达到预期水平。2022年10月，欧佩克+决定从2022年11月到2023年12月每天减产200万桶，
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目录表
由于围绕全球经济和石油市场前景的不确定性。此外，各国针对乌克兰战争实施了对俄罗斯石油的制裁和进口禁令，进一步影响了全球石油供应。尽管如此，石油和天然气价格最近已从2022年第二季度的高点回落，并可能随着需求的任何变化而下降或上涨，原因包括疫情造成的全球供应链中断的不确定性和波动性、乌克兰持续的冲突、国际制裁、对欧佩克+未来行动的猜测、新冠肺炎的开发以及新冠肺炎疫情广泛爆发的可能性、天然气价格上涨、通胀加剧和政府降低通胀的努力、以及全球经济整体健康状况可能发生的变化，包括长期衰退。此外，石油和天然气价格的波动可能会加速摆脱化石燃料的过渡，导致较长期的需求减少。这些因素和其他外部因素(如政府在气候变化监管方面的行动)最终在多大程度上影响我们未来的业务、流动性、财务状况和运营结果是高度不确定的，取决于许多因素，包括我们无法控制和无法准确预测的未来发展。
商品定价和差价
我们的收入、成本、盈利能力、股东回报和未来增长在很大程度上取决于我们从石油和天然气生产中获得的价格，以及我们为购买天然气所支付的价格，这些价格受到第一部分第1A项中各种因素的影响。我们年报中的“风险因素”。我们利用衍生品对我们预测的石油和天然气产量以及天然气购买的一部分进行对冲，以减少石油和天然气价格波动的风险敞口。
如下所述，截至2022年9月30日的三个月，布伦特原油平均价格比截至2022年6月30日的三个月下降14.28美元，跌幅13%，与截至2021年9月30日的三个月相比，上涨24.47美元，涨幅33%。尽管加州市场通常受到布伦特原油价格的影响，但加州油价最终还是由当地供需动态决定，包括第三方运输和市场外卖基础设施能力。
对于我们在加州的蒸汽业务，我们为购买燃料气支付的价格通常是根据在加州进行的购买的Kern，Delivered Index，以及针对在落基山脉进行的购买的西北，落基山脉指数。2022年第三季度，这些指数的最高价格为15.96美元/MMBTU，最低价格为5.38美元/MMBTU，而我们在此期间平均支付的价格为8.16美元/MMBTU。与截至2022年6月30日的三个月相比，我们平均支付的价格每MMBTU上涨了0.86美元，或12%。
下表列出了截至2022年9月30日、2022年6月30日和2021年9月30日的三个月以及截至2022年9月30日和2021年9月30日的九个月的布伦特、西德克萨斯中质原油、克恩、交货、西北、落基山脉和Henry Hub的平均价格：
截至三个月九个月结束
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		9月30日，
2021
石油(桶)-布伦特原油$97.70 $111.98 $73.23 $102.48 $67.97 
石油(桶)-西德克萨斯中质原油$91.96 $108.71 $70.63 $98.39 $64.87 
天然气(MMBTU)-克恩，已交付$8.74 $7.36 $5.75 $6.99 $5.65 
天然气(MMBTU)-西北，落基山脉$7.79 $6.69 $3.97 $6.75 $3.23 
天然气(MMBTU)-Henry Hub$8.03 $7.50 $4.35 $6.74 $3.61 
如上所述，加州油价受到布伦特原油价格的影响，因为加州炼油商大约70%的需求从欧佩克+国家和其他水运来源进口。在没有通过铁路或超级油轮进口原油的较高成本和潜在环境影响的情况下，我们相信，在合适的油价环境下，我们的州内生产和低成本原油运输选择，加上受布伦特影响的定价，
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目录表
应该会继续使我们在本周期内在加州实现正的现金利润率。
犹他州的石油价格历来低于西德克萨斯中质原油，因为当地的炼油厂是为犹他州独特的石油特征而设计的，而这些资产的偏远使得进入其他市场在物流上具有挑战性。然而，我们对现有土地拥有高度的运营控制权，这为额外的垂直和/或水平开发和重新完成提供了显著的上行空间。
天然气价格及其差价受到当地市场基本面、第三方运输和产区市场承接基础设施能力以及季节性影响的强烈影响。我们为加州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多得多。在近代史上，加州天然气市场的天然气价格通常高于落基山脉和美国其他地区。较高的油价对我们的经营业绩产生了负面影响。然而，我们通过将热电联产业务的过剩电力以与天然气价格挂钩的价格出售给第三方来缓解部分风险。我们还努力通过对很大一部分天然气购买进行套期保值，将蒸汽业务的燃料气成本变异性降至最低。此外，我们还签订了管道能力协议，将天然气从落基山脉运往我们在加利福尼亚州的资产，这有助于减少我们受到燃料气购买价格波动的影响。此外，天然气价格上涨对我们加州运营费用的负面影响部分被我们在落基山脉生产和销售的天然气销售增加所抵消。
NGL的价格和差价与组成这些液体的产品的供求有关。其中一些更典型地与石油价格相关，而另一些则受到天然气价格以及对用作原料的某些化学产品的需求的影响。此外，基础设施的限制放大了价格波动。
我们的收益也受到热电联产设施性能的影响。这些热电联产设施为我们的物业提供电力和蒸汽，并为非租赁销售提供电力。虽然我们热电联产设施的部分电力输出在我们的生产设施内使用，以减少运营费用，但我们也根据2023年12月至2026年12月到期的合同销售我们两个热电联产设施产生的电力。热电联产设施最重要的投入和成本是天然气。我们通常在夏季从这些热电联产设施获得显著更多的收入，最明显的是在6月至9月，这是因为我们收到了谈判后的容量付款。
监管事项
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的D&P业务和CJWS都受到复杂而严格的联邦、州和地方法律法规的约束，而我们的大部分业务和资产所在的加利福尼亚州是美国石油和天然气业务监管最严格的州之一。联邦、州和地方法律法规管理着我们在加州活动的大部分方面。总体而言，现行法律和法规的效果是通过限制我们的财产的使用来限制我们油井的数量和位置，限制我们开发某些资产和进行某些操作的能力，包括通过限制性和繁重的许可和批准程序，并控制我们可以从我们的油井生产的石油和天然气的数量，有可能减少到原本可能的水平以下。此外，过去和未来行业的监管负担可能会导致成本增加，从而可能对运营、资本支出、收益和我们的竞争地位产生不利影响。违反这些法律和条例的行为和责任还可能导致重大的行政、民事或刑事处罚、补救清理、自然资源损害、许可证修改或撤销、业务中断或关闭以及其他责任。补救这种情况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营结果和未来前景产生不利影响。考虑到对石油和天然气行业实施的严格环境法规，我们在加州的业务尤其面临更大的监管风险, 加州当前的政治和社会趋势继续增加对石油和天然气行业的限制，并对其施加额外的许可、缓解和排放控制义务等。我们无法预测加州未来可能对我们的运营施加哪些新的环境法律或法规；但是，任何此类未来的法律或法规
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目录表
可能会对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。有关政府法规(包括与环境问题有关的法规)可能对我们的业务、运营、资本支出、收益和竞争地位产生的潜在影响的更多信息，请参阅第一部分，第1项“监管事项”，以及第一部分，第1A项。我们年报中的“风险因素”。
我们在加州的石油和天然气业务必须遵守加州环境质量法案(“CEQA”)，在我们证明符合CEQA之前，我们不能获得运营所需的某些许可和其他批准。加利福尼亚州和地方各级都出现了一些事态发展，导致我们所有加州资产所在的克恩县的石油和天然气活动新的钻探许可证的发放延迟，以及更耗时和成本更高的许可过程。最值得注意的是，在克恩县，我们历来通过遵守当地的石油和天然气法规来满足CEQA的要求，该法规得到了一份涵盖克恩县石油和天然气运营的环境影响报告(EIR)的支持。2020年，有人对克恩县EIR提起诉讼，随后加州第五地区上诉法院发布了一项裁决，宣布克恩县EIR的一部分无效，直到克恩县对克恩县EIR进行某些修改并重新认证(“克恩县裁决”)。为了应对克恩县的裁决，克恩县准备了一份补充EIR，并于2021年3月获得克恩县监事会的批准。在原告提出进一步质疑后，克恩县高级法院的一名法官暂停了作为补充的克恩县EIR的使用，并于2021年10月停止了克恩县发放新的石油和天然气许可证(“克恩县许可证暂停”)，等待克恩县高级法院裁定克恩县EIR符合CEQA要求。2022年6月，克恩县高级法院做出了部分有利于克恩县的裁决，但也发现，补充的克恩县EIR仍未达到CEQA的最低要求。2022年8月, 克恩县监事会批准了一些变化，解决了法院在2022年6月的裁决中发现的四个独立问题。在2022年9月的听证会之后，克恩县高级法院随后在2022年10月发布了一项裁决，裁定克恩县补充EIR没有被取消认证，但命令克恩县解决之前发现的四个独立问题，然后才能解除克恩县许可证暂停。这四个单独的问题包括要求拆除场外遗留设备以减轻农业土地利用的影响，修订减排要求以解决颗粒物问题，为克恩县的弱势社区建立饮用水赠款基金，以及更新当地石油和天然气条例以反映这些要求。克恩县于2022年10月12日向法院提交了关于这些变化的通知。然而，原告反对克恩县的改变是否充分，克恩县高级法院仍在等待最终裁决。尽管我们谨慎乐观地认为此事将在短期内得到有利的解决，但目前，我们无法预测克恩县高级法院做出裁决的时间或结果，包括纳入克恩县补充EIR的预期或其他新的额外要求可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和未来前景产生多大影响。重要的是，克恩县的裁决和克恩县的暂停都没有使现有的许可证无效，部分由于我们的应急计划努力，我们的运营到目前为止还没有受到实质性的影响。
在克恩县能够恢复发放许可证的能力之前，我们要想获得新的许可证和批准，以实现我们在克恩县的未来计划，需要向CalGEM证明符合CEQA。我们从CalGEM获得了一些新的钻探许可证，在特定的作业区域，CEQA环境分析已经由一个前身实体完成，CalGEM认为该实体满足了CEQA合规义务。在不能参考克恩县EIR(由于克恩县许可证被暂停)或其他符合CEQA的环境分析的情况下展示CEQA合规性是一个技术、时间和成本更密集的过程，其中可能需要我们进行广泛的环境影响审查。由于克恩县许可证被暂停，我们和其他克恩县运营商在CalGEM发放新油井许可证方面出现了重大延误，部分原因是对新油井的许可程序和CEQA合规要求更严格，我们预计在克恩县许可证暂停问题得到解决之前，这种情况将继续存在。我们已经提交了额外的许可证申请，我们相信，如果及时收到许可证，以及已经收到的许可证，将使我们能够执行目前预期的2023年钻探计划。然而，即使克恩县的许可证被取消，也不能保证这些额外的许可证会及时获得批准，或者根本不会获得批准。幸运的是，我们没有遇到为修复或重新完成现有油井或重新使用现有油井的其他活动发放许可证方面的拖延，对这些油井的环境审查是
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目录表
因为油井已经存在，环境影响分析更容易进行，所以加快了速度。
我们及时提交了2022年资本发展计划中新油井的许可申请。然而，由于上文讨论的许可证发放延迟和许可证库存不足，从第二季度开始，我们剩余的2022年资本开发计划的执行最终需要增加修井、重新完成和其他活动，重新使用现有油井和部署技术，以增加现有生产井的产量(称为我们的“基础生产”)，并减少我们最初计划在加州钻探的新油井数量。我们今年剩余时间的计划将取决于我们是否以及何时获得钻探新油井的许可，以及支持计划活动所需的其他关键批准(如支持水处理的UIC许可)。如果我们无法及时获得这些许可或批准，我们计划的2022年生产可能会受到不利影响，我们可能需要进一步修改我们的2022年资本发展计划，改变我们计划的资本支出或将这些资本部署到其他活动中。然而，目前我们预计我们计划的2022年产量或运营结果不会受到实质性影响，即使我们无法及时获得这些许可和批准，因为我们目前相信，我们可以继续抵消计划中的新油井的产量，因为我们可以继续通过重复使用现有井眼的修井和其他活动增加产量，以及通过油田优化计划来抵消我们的基础产量。目前，我们预计2022年计划产量的约94%将来自我们的基础产量，其余来自修井和与现有油井相关的其他活动，以及年内钻探的新油井。
另外，2022年9月16日，加利福尼亚州州长签署了参议院第1137号法案，该法案规定，从2023年1月1日起，新的石油和天然气生产井与某些敏感接收器(如家庭、学校或公园)之间的最小距离为3200英尺。除其他规定外，其他条款还规定，EH&S控制适用于与噪声、光和粉尘污染控制和空气排放监测有关的敏感感受器范围内的油井，并立即暂停被确定为不符合某些空气排放要求的生产设施的作业。这些附加规定自2025年1月1日起生效。我们目前正在评估参议院第1137号法案对我们的资产(特别是包括储量)和开发计划的影响，同时积极开展缓解工作，以减轻对现有和计划中的油井的潜在影响。
此外，总裁·拜登于2022年8月16日签署了《降低通货膨胀法案》，其中包括对石油和天然气行业某些来源的甲烷排放收取费用的条款。从2024年开始，爱尔兰共和军的甲烷排放费对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放征收费用，从2024年的每公吨泄漏甲烷900美元开始，到2025年上升到1200美元，2026年及以后增加到1500美元。征收这笔费用和爱尔兰共和军的其他规定可能会增加我们的运营成本，并加速摆脱石油和天然气的过渡，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
通货膨胀率
自2021年以来和整个2022年，美国的通货膨胀率一直在稳步上升。这些通胀压力已经并可能导致我们的商品、服务和人员成本进一步增加，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。持续的高通胀同样导致美国联邦储备委员会(Federal Reserve)和其他中央银行提高利率，这可能会导致资金成本上升，抑制经济增长，这两种因素中的任何一种--或两者的组合--都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
季节性
季节性天气条件可能会影响我们的钻井、生产和油井维修活动。这些季节性条件有时会对我们的运营构成挑战，以实现钻井和完井目标，并加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本或延误运营。例如，我们的业务已经并在未来可能受到冬季冰雪的影响，特别是在犹他州，受到春季和夏季的雷暴和高温，以及野火和降雨的影响。
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目录表
天然气价格根据季节性和其他与市场相关的影响而波动。例如，天然气价格在2022年前三个季度大幅上涨，反映出欧洲的不稳定带来了对国内生产的新需求，以此作为取代俄罗斯以前生产的天然气的方式，以及连接俄罗斯和欧洲其他地区的北溪天然气供应管道的储存水平下降和损坏，导致溢价。我们购买的天然气远远多于我们销售的天然气，以便在我们的热电联产设施中为我们的D&P业务的生产活动产生蒸汽和电力。因此，我们对天然气价格的关键敞口是我们的成本。我们通过将热电联产业务的过剩电力出售给第三方来缓解这种风险。这些售电的定价与天然气购进价格紧密挂钩。这些销售通常在夏季月份更高，因为其中包括了季节性运力。我们还对我们预计消费的很大一部分天然气进行了对冲，2021年，我们签署了新的管道运力协议，将天然气从落基山脉运往我们在加州的业务，以帮助限制我们受到燃料气购买价格波动的影响。
资本支出
在截至2022年9月30日的三个月和九个月，我们的综合资本支出在权责发生制基础上分别约为4100万美元和1.03亿美元，包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。在截至2022年9月30日的9个月中，大约47%和42%的资本支出分别用于加州石油和犹他州的业务。
我们2022年用于D&P运营和公司活动的资本支出预算约为1.25亿至1.35亿美元，不包括CJWS的800万美元，考虑到2021年末和2022年初完成的收购和资产剥离的影响，预计CJWS的计划使用将使我们的年产量在2021年之前保持相对持平。根据到目前为止的活动和对2022年剩余时间的预期，我们目前预计全年资本支出将略高于最初预算，将在1.4亿至1.45亿美元之间。根据最近开发活动的成功，我们已经调整了2022年底计划中的加州资本计划。为了将这一势头保持到2023年，我们正在加快2022年第四季度的发展计划。此外，由于犹他州年中修井和重新完成活动取得的成果，我们分配了增量资金用于在犹他州进行额外的修井。全年资本支出增加的部分原因也是由于成本通胀超出了我们最初的预期，我们开始经历年中的情况。
资本支出的金额和时间在我们的控制范围内，并取决于我们的酌情权，由于我们能够在加州钻探和完成油井的速度，资本可能会在年内根据许多因素进行快速调整，这些因素包括支持计划活动的许可库存、大宗商品价格、存储和第三方运输限制、供需考虑因素和诱人的回报率。我们认为，保留推迟计划资本支出的灵活性是重要的，并可能基于各种因素来这样做，包括但不限于我们钻探活动的成功、石油、天然气和天然气的当前和预期价格、所需监管许可和批准的接收和时间、必要设备的可用性、基础设施和资本、季节性条件、钻井和收购成本以及其他利益所有者的参与水平，以及一般市场状况。我们开发计划的任何推迟或取消都可能导致已探明储量的减少，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大影响。
此外，不包括在上述资本支出中，我们计划在2022年全年花费约2100万至2400万美元用于封堵和废弃活动，包括280至320口油井，并履行我们在加州闲置井管理计划下的年度义务。在截至2022年9月30日的三个月和九个月里，我们分别花费了大约500万美元和1600万美元用于封堵和放弃活动。我们的油井维修和报废部门预计将在2022年为其第三方客户封堵和废弃约2,500至3,000口油井，帮助安全地解决加州大量闲置油井带来的环境危害和其他风险。在截至2022年9月30日的9个月里，我们的油井维修和报废部门为第三方客户封堵和报废了2100口油井。
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目录表
按区域汇总
下表按地区汇总了我们选定的开发和生产业务的历史、财务和运营信息。
加利福尼亚
(圣华金和文图拉盆地)(3)
截至三个月
2022年9月30日June 30, 20222021年9月30日
(千美元，价格除外)
石油、天然气和天然气液体销售
$175,245 $204,706 $140,160 
营业收入(1)
$57,864 $63,608 $26,652 
折旧、损耗和摊销(DD&A)
$33,979 $34,074 $35,252 
平均日产量(mboe/d)
20.8 21.0 21.8 
产量(石油占总产量的百分比)
100 %100 %100 %
实际销售价格：
石油(每桶)
$91.67 $107.31 $69.92 
NGL(每桶)
$— $— $— 
燃气(每Mcf)
$— $— $— 
资本支出(2)
$15,220 $18,672 $29,806 

犹他州
(乌伊塔盆地)
科罗拉多州
(皮肯斯盆地)(4)
截至三个月截至三个月
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021
(千美元，价格除外)
石油、天然气和天然气液体销售
$28,323 $35,338 $18,118 $— $— $2,779 
营业收入(1)
$11,123 $20,579 $7,246 $— $— $2,360 
折旧、损耗和摊销(DD&A)
$2,278 $964 $611 $— $— $38 
平均日产量(mboe/d)
5.0 5.2 4.4 — — 1.2 
产量(石油占总产量的百分比)
57 %57 %50 %— %— %1 %
实际销售价格：
石油(每桶)
$73.83 $94.47 $60.09 $— $— $66.97 
NGL(每桶)
$40.72 $56.47 $40.88 $— $— $— 
燃气(每Mcf)
$7.95 $7.35 $4.31 $— $— $4.24 
资本支出(2)
$21,196 $11,563 $5,728 $— $— $— 
__________
(1)营业收入(亏损)包括石油、天然气和NGL销售、营销收入、其他收入和预定的石油衍生产品结算，由营业费用(定义见其他地方)、一般和行政费用、DD&A、石油和天然气资产减值以及所得税以外的税款抵消。
(2)不包括公司资本支出。
(3)我们位于文图拉盆地的Placerita物业于2021年10月剥离。
(4)我们在科罗拉多州的房产位于皮肯斯盆地，所有这些房产都于2022年1月被剥离。
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目录表
产量和价格
下表列出了所示每个时期的平均日产量、总产量和平均价格的信息。
截至三个月
2022年9月30日June 30, 20222021年9月30日
日均产量：(1)
石油(Mbbl/d)23.7 24.0 24.1 
天然气(Mmcf/d)10.4 11.0 17.6 
Ngl(Mbl/d)0.4 0.4 0.4 
总计(mboe/d)(2)
25.8 26.2 27.4 
总产量：
石油(MBbl)2,171 2,182 2,211 
天然气(Mmcf)953 999 1,615 
NGL(Mbbl)39 37 39 
总计(Mboe)(2)
2,369 2,386 2,519 
加权平均实现销售价格：
不含套期保值的石油(美元/桶)$89.54 $105.70 $69.01 
预定衍生品和解的影响(美元/桶)$(13.13)$(21.92)$(14.66)
带套期保值的石油(美元/桶)$76.41 $83.78 $54.35 
天然气(美元/mcf)$7.95 $7.35 $4.29 
NGL($/bbl)$40.72 $56.47 $40.88 
平均基准价格：
石油(桶)-布伦特原油$97.70 $111.98 $73.23 
石油(桶)-西德克萨斯中质原油$91.96 $108.71 $70.63 
天然气(MMBTU)-克恩，已交付(3)
$8.74 $7.36 $5.75 
天然气(MMBTU)-西北，落基山脉$7.79 $6.69 $3.97 
天然气(MMBTU)-Henry Hub(4)
$8.03 $7.50 $4.35 
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。我们还消耗一部分租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年9月30日的三个月里，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶97.70美元和8.03美元。
(3)Kern，Delivered Index是加州用于天然气购买的相关指数。
(4)Henry Hub是用于落基山脉天然气销售的相关指数。

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目录表
下表列出了所示时期内按作业区域划分的平均日产量：
截至三个月
2022年9月30日June 30, 20222021年9月30日
平均日产量(mboe/d)：(1)
加利福尼亚(2)
20.8 21.0 21.8 
犹他州5.0 5.2 4.4 
科罗拉多州(3)
— — 1.2 
总平均日产量25.8 26.2 27.4 
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。
(2)2021年10月，我们剥离了我们的Placerita(加利福尼亚州)资产，仅限于石油生产，2021年第三季度的平均产量为0.8 Mbl/d。
(3)2022年1月，我们剥离了在科罗拉多州的所有天然气资产。
与2022年第二季度相比，在截至2022年9月30日的三个月里，我们的平均日产量下降了0.4mboe/d。我们加州2022年第三季度的产量为20.8mboe/d，比2022年第二季度减少了0.2mboe/d，这主要是由于第三季度增加的新油井比第二季度少，部分被修井和其他重复使用现有油井的活动所抵消。我们犹他州的产量下降主要是由于第三季度完工和投产的油井比第二季度少。

截至2021年9月30日的三个月的平均日产量包括自那以来被剥离的物业，特别是加利福尼亚州的Placerita物业和科罗拉多州的Piceance物业，这是我们在科罗拉多州的唯一资产。2021年第三季度，这些资产的总产量为2.0mboe/d(科罗拉多州为1.2mboe/d，加利福尼亚州为0.8mboe/d)，2022年第二季度和第三季度这些资产没有产量。

在截至2022年9月30日的三个月里，加州的平均日产量比2021年同期下降了0.2mboe/d，这还不包括2021年Placerita物业的产量。这一下降是由于2022年加州的开发活动减少所致。犹他州产量的同比增长是由我们在2022年2月收购的Antelope Creek物业的增加推动的。

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目录表
下表列出了所示每个时期的平均日产量、总产量和平均价格的信息。
九个月结束
2022年9月30日2021年9月30日
日均产量：(1)
石油(Mbbl/d)24.0 24.0 
天然气(Mmcf/d)11.0 17.3 
Ngl(Mbl/d)0.4 0.4 
总计(mboe/d)(2)
26.2 27.3 
总产量：
石油(MBbl)6,551 6,545 
天然气(Mmcf)2,990 4,728 
NGL(Mbbl)111 105 
总计(Mboe)(2)
7,160 7,438 
加权平均实现销售价格：
不含套期保值的石油(美元/桶)$95.83 $63.59 
预定衍生品和解的影响(美元/桶)$(16.81)$(15.03)
带套期保值的石油(美元/桶)$79.02 $48.56 
天然气(美元/mcf)$6.99 $5.16 
NGL($/bbl)$47.98 $32.97 
平均基准价格：
石油(桶)-布伦特原油$102.48 $67.97 
石油(桶)-西德克萨斯中质原油$98.39 $64.87 
天然气(MMBTU)-克恩，已交付(3)
$6.99 $5.65 
天然气(MMBTU)-西北，落基山脉$6.75 $3.23 
天然气(MMBTU)-Henry Hub(4)
$6.74 $3.61 
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。我们还消耗一部分租赁生产的天然气来开采石油和天然气。
(2)天然气体积已按6mcf天然气对1桶石油的能量含量换算为boe。每桶石油当量不一定会导致价格等值。以每桶石油当量计算的天然气价格目前大大低于石油的相应价格，而且多年来也同样较低。例如，在截至2022年9月30日的9个月里，布伦特石油和Henry Hub天然气的平均价格分别为每桶102.48美元和6.74美元。
(3)Kern，Delivered Index是加州用于天然气购买的相关指数。
(4)Henry Hub是用于落基山脉天然气销售的相关指数。







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目录表
下表列出了所示时期内按作业区域划分的平均日产量：
九个月结束
2022年9月30日2021年9月30日
平均日产量(mboe/d)：(1)
加利福尼亚(2)
21.3 21.8 
犹他州4.8 4.3 
科罗拉多州(3)
0.1 1.2 
总平均日产量26.2 27.3 
__________
(1)产量是指在该期间内售出的数量。
(2)2021年10月，我们剥离了我们的Placerita(加利福尼亚州)资产，仅限于石油生产，2021年第三季度的平均产量为0.8 Mbl/d。
(3)2022年1月，我们剥离了在科罗拉多州的所有天然气资产。

截至2022年9月30日的9个月的平均日产量包括2022年第一季度收购的Antelope Creek(犹他州)资产的0.9mboe/d产量和2022年第一季度剥离的Piceance(科罗拉多州)资产的0.1mboe/d产量。截至2021年9月30日的9个月中，科罗拉多州资产的日产量为120万桶，加州Placerita资产的日产量为80万桶，该资产于2021年第四季度剥离。

在可比基础上，剔除这些收购和资产剥离的数量后，截至2022年9月30日的9个月，加州的日产量为21.3亿桶，比截至2021年9月30日的9个月增加了0.3兆桶/日。剔除这些交易的数量后，截至2022年9月30日的9个月，我们的总产量与截至2021年9月30日的9个月基本持平。2022年前9个月，我们在加州钻了51口井，其中39口是生产井，8口是圈定井，4口是观察井。我们还在乌伊塔钻了12口井，所有这些井都在生产油井。


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目录表
经营成果
截至2022年9月30日的三个月与截至2022年6月30日的三个月相比。
截至三个月
2022年9月30日June 30, 2022$Change更改百分比
(单位：千)
收入和其他：
石油、天然气和天然气销售$203,585 $240,071 $(36,486)(15)%
服务收入48,594 46,178 2,416 5 %
售电9,711 7,419 2,292 31 %
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损)114,279 (40,658)154,937 不适用
市场营销和其他收入277 120 157 131 %
总收入和其他$376,446 $253,130 $123,316 49 %
收入和其他
与截至2022年6月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月，石油、天然气和NGL的销售额下降了3600万美元，降幅为15%，至约2.04亿美元。这一下降是由未对冲油价下跌3500万美元推动的，其中包括加州第三季度约25%的产量受到折扣的影响，这是由于在2022年第三季度的大部分时间里，第三方管道因计划外维修而意外中断，以及由于石油产量下降而减少了100万美元。管道的计划外维修正在进行中，该公司目前预计停电将持续到2023年第一季度，这可能需要更多的容量以折扣方式出售，直到问题解决。
服务收入全部由油井维修和废弃业务的收入组成。2022年第三季度服务收入增加200万美元或5%，达到约4900万美元，这是由于活动增加(部分是季节性的)，以及第二季度末生效的费率上调，以抵消部分成本通胀。
电力销售代表对公用事业的销售，与截至2022年6月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月增加了200万美元，增幅为31%，达到约1000万美元。这一增长主要是由于天然气价格上涨推动了单位销售价格的上涨。
石油和天然气销售衍生产品的损益包括结算损益和按市价计价的损益。截至2022年9月30日的三个月我们的结算亏损为2900万美元，而截至2022年6月30日的三个月的结算亏损为4800万美元。结算损失的季度环比下降是由指数价格每桶下降约14美元推动的。在截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月中，按市值计价的非现金收益分别为1.43亿美元和700万美元，这是因为与上一季度相比，未来市场价格与季度末固定价格之间的价差缩小。由于我们是这些掉期的浮动价格支付者，通常情况下，相关价格指数的期间间下降(增加)会产生估值收益(损失)。
在截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月里，营销和其他收入(包括第三方营销活动)并不重要。
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目录表
截至三个月
$Change更改百分比
2022年9月30日June 30, 2022
(单位为千，不包括每个boe的费用)
费用和其他：
租赁运营费用$79,141 $72,455 $6,686 9 %
服务成本37,628 36,709 919 3 %
发电费6,055 6,122 (67)(1)%
交通费1,277 1,108 169 15 %
一般和行政费用23,388 23,183 205 1 %
折旧、损耗和摊销39,506 38,055 1,451 4 %
所得税以外的税项7,335 11,214 (3,879)(35)%
(收益)天然气购买衍生品的亏损(28,942)10,661 (39,603)不适用
其他运营费用623 353 270 76 %
总费用和其他166,011 199,860 (33,849)(17)%
其他(费用)收入：
利息支出(7,867)(7,729)(138)2 %
其他，净额(24)(42)18 (43)%
其他(费用)收入合计(7,891)(7,771)(120)2 %
所得税前收入202,544 45,499 157,045 345 %
所得税费用10,884 2,145 8,739 407 %
净收入$191,660 $43,354 $148,306 342 %
每个BOE的费用：(1)
租赁运营费用$33.40 $30.37 $3.03 10 %
发电费2.56 2.57 (0.01)— %
售电(1)
(4.10)(3.11)(0.99)32 %
交通费0.54 0.46 0.08 17 %
运输销售(1)
(0.12)(0.05)(0.07)140 %
购买天然气收到衍生品和解(1)
(5.82)(4.27)(1.55)36 %
总运营费用$26.46 $25.97 $0.49 2 %
未套期保值运营费用总额(2)
$32.28 $30.24 $2.04 7 %
非能源运营费用总额(3)
$17.59 $16.10 $1.49 9 %
总能源运营费用(4)
$8.87 $9.87 $(1.00)(10)%
一般和行政费用(5)
$9.87 $9.72 $0.15 2 %
折旧、损耗和摊销$16.67 $15.95 $0.72 5 %
所得税以外的税项$3.10 $4.70 $(1.60)(34)%
__________
(1)根据公认会计原则，我们在财务报表中将电力、运输和营销销售作为收入单独报告。然而，这些收入是在内部计算运营费用时查看和使用的，运营费用用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们碳氢化合物回收的效率。我们购买第三方天然气，通过我们的热电联产设施发电，用于我们的现场运营活动，并将向外部出售任何过剩电力的额外好处视为为我们的热采运营生产蒸汽的成本降低/好处。营销收入和费用主要与从第三方购买的天然气有关，这些天然气通过我们的收集和加工系统运输，然后出售给第三方。运输销售涉及我们代表第三方在我们的系统上运输的水和其他液体，到目前为止还不是很大。运营费用还包括购买天然气的衍生品结算(收到或支付)的影响。
38
目录表
(2)未对冲营运开支总额等于营运开支总额，不包括为购买天然气而支付(收到)的衍生工具结算。
(三)非能源经营费用总额等于经营费用总额，不包括燃料、售电和购气衍生结算(收益)损失。
(4)能源经营费用总额等于购买燃料和天然气衍生结算(收益)损失减去售电量。
(5)包括截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月的非经常性成本和非现金股票补偿支出，分别约为每股1.81美元和1.77美元。
开支及其他
根据公认会计原则，我们在我们的财务报表中将电力、营销和运输活动的销售(如适用)作为收入单独报告。然而，这些收入是在内部计算运营费用时查看和使用的，运营费用用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们碳氢化合物回收的效率。
运营费用在上面的“我们如何规划和评估运营”中定义，其中包括电力、营销和运输收入。在对冲的基础上，与2022年第二季度相比，2022年第三季度的运营费用增加了0.49美元，即2%，达到26.46美元。第三季度，由于季节性电价和其他现场运营成本上升，每桶非能源运营费用增加了1.49美元。非能源运营费用中增加的部分成本是由通胀推动的。由于电力销售增加，第三季度每boe的能源运营费用比2022年第二季度下降了1.00美元。较高的天然气购买和解金额缓解了较高购买价格的影响。
截至2022年9月30日的三个月，每个BOE的非对冲租赁运营费用增加了10%，即3.03美元，达到33.40美元，而截至2022年6月30日的三个月，每个BOE的未对冲租赁运营费用为30.37美元，原因大致与上文提到的非能源费用相同。与第二季度相比，第三季度每百万桶的未对冲平均燃料购买价格上涨了12%，而消费量下降了3%，这两者加在一起导致我们加州蒸汽业务的未对冲燃料成本每桶上涨1.09美元。
2022年的服务成本全部由油井维修和废弃业务的成本组成。2022年第三季度，服务成本增加了100万美元，增幅为3%，达到3800万美元，主要是因为活动增加，这在一定程度上是由季节性影响推动的。
截至2022年9月30日的三个月，发电费用相对持平，为每桶2.56美元，而截至2022年6月30日的三个月，发电费用为每桶2.57美元。
天然气购买衍生品的损益导致截至2022年9月30日的三个月收益2900万美元，截至2022年6月30日的三个月亏损1100万美元。截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月的结算收益分别为1,400万美元，或每桶5.82美元，和1,000万美元，或每桶4.27美元，增加的原因是2022年第三季度相对于结算头寸的衍生固定价格的指数价格比第二季度更高。截至2022年9月30日的三个月，按市值计算的估值收益为1500万美元，截至2022年6月30日的三个月亏损2100万美元。由于我们是这些天然气掉期的固定价格支付方，通常情况下，相关价格指数的逐期上升(下降)会产生估值收益(损失)。
本报告所述期间的交通费具有可比性。
截至2022年9月30日的三个月和截至2022年6月30日的三个月的一般和行政费用持平于2300万美元。在截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月里，一般和行政开支包括大约430万美元的非现金股票补偿成本。在截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月内，我们没有产生非经常性成本。只有不到10%的管理费用是资本化的，因此不包括在一般和行政费用中。
截至2022年9月30日的三个月，调整后的一般和行政费用(不包括非现金股票补偿成本和非经常性成本)为1900万美元，与截至2022年6月30日的三个月持平。关于调整后的一般和行政费用与一般和行政费用的对账，见“--非公认会计准则财务计量”，这是最直接可比的财务计量。
39
目录表
按照公认会计原则计算和列报。
与截至2022年6月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月，DD&A增长了4%，达到4,000万美元。这一增长是由D&P部门的生产组合推动的。
所得税以外的税项
截至三个月$Change更改百分比
2022年9月30日June 30, 2022
(按英国央行)
遣散费税$1.45 $1.54 $(0.09)(6)%
从价税和财产税1.48 1.49 (0.01)(1)%
温室气体排放限额0.17 1.67 (1.50)(90)%
所得税以外的所有税种$3.10 $4.70 $(1.60)(34)%
在截至2022年9月30日的三个月里，除所得税以外的税收下降了1.60美元，降幅为34%，至3.10美元。2022年第三季度温室气体(“GHG”)成本的降低是由于按市价计价的价格低于2022年第二季度。由于收入下降，2022年第三季度的遣散税较低。
其他运营费用
其他营业费用在列报期间是可比的。
利息支出
截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月，利息支出相对持平，为800万美元。
所得税
在截至2022年9月30日和2022年6月30日的三个月里，我们的有效税率约为5%。
40
目录表
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月相比。
截至三个月
9月30日，		$Change更改百分比
20222021
(单位：千)
收入和其他：
石油、天然气和天然气销售$203,585 $161,058 $42,527 26 %
服务收入48,594 — 48,594 100 %
售电9,711 12,371 (2,660)(22)%
石油和天然气销售衍生产品的收益(亏损)114,279 (30,864)145,143 不适用
市场营销和其他收入277 849 (572)(67)%
总收入和其他$376,446 $143,414 $233,032 162 %
收入和其他
与截至2021年9月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月，石油、天然气和NGL的销售额增加了4300万美元，增幅为26%，达到约2.04亿美元。这一差异主要是未对冲商品价格上涨的结果。
2022年第三季度的服务收入为4900万美元，当我们在2021年10月1日收购这项业务时，2021年第三季度没有相应的收入。
电力销售是对公用事业公司的销售，与截至2021年9月30日的三个月相比，在截至2022年9月30日的三个月中，电力销售减少了约300万美元，降幅为22%，至约1000万美元。下降主要是由于2021年第四季度出售我们的Placerita资产(包括我们最大的热电联产设施(“cogen”))导致单位销售量下降所致。在剥离之前的三年中，Placerita cogen约占我们电气销售额的41%。
石油和天然气销售衍生产品的损益包括结算损益和按市价计价的损益。截至2022年9月30日的三个月和截至2021年9月30日的三个月，我们的结算损失分别为2900万美元和3200万美元。结算损失的季度环比下降是由于2022年第三季度油价相对于我们的衍生品固定价格低于2021年同期。2022年第三季度的名义交易量为15Mbl/d，2021年第三季度为14Mbl/d。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月中，按市值计价的非现金收益分别为1.43亿美元和100万美元，这是由于与上一季度相比，未来市场价格与季度末固定价格之间的价差收窄。由于我们是这些掉期的浮动价格支付者，通常情况下，相关价格指数的期间间下降(增加)会产生估值收益(损失)。
在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月里，营销和其他收入并不重要。

41
目录表
截至三个月
9月30日，		$Change更改百分比
20222021
(单位为千，不包括每个boe的费用)
费用和其他：
租赁运营费用$79,141 $60,930 $18,211 30 %
服务成本37,628 — 37,628 100 %
发电费6,055 7,128 (1,073)(15)%
交通费1,277 1,806 (529)(29)%
营销费用— 715 (715)(100)%
一般和行政费用23,388 17,614 5,774 33 %
折旧、损耗和摊销39,506 35,902 3,604 10 %
所得税以外的税项7,335 13,420 (6,085)(45)%
天然气购买衍生品的收益(28,942)(14,980)(13,962)93 %
其他运营费用623 3,986 (3,363)(84)%
总费用和其他166,011 126,521 39,490 31 %
其他(费用)收入：
利息支出(7,867)(7,810)(57)1 %
其他，净额(24)(5)(19)380 %
其他(费用)收入合计(7,891)(7,815)(76)1 %
所得税前收入202,544 9,078 193,466 2,131 %
所得税支出(福利)10,884 (758)11,642 (1,536)%
净收入$191,660 $9,836 $181,824 (1,849)%
每个BOE的费用：(1)
租赁运营费用$33.40 $24.20 $9.20 38 %
发电费2.56 2.83 (0.27)(10)%
售电(1)
(4.10)(4.91)0.81 (16)%
交通费0.54 0.72 (0.18)(25)%
运输销售(1)
(0.12)(0.05)(0.07)140 %
营销费用— 0.28 (0.28)(100)%
营销收入(1)
— (0.29)0.29 (100)%
购买天然气收到衍生品和解(1)
(5.82)(5.60)(0.22)4 %
总运营费用$26.46 $17.18 $9.28 54 %
未套期保值运营费用总额(2)
$32.28 $22.78 $9.50 42 %
非能源运营费用总额(3)
$17.59 $13.59 $4.00 29 %
总能源运营费用(4)
$8.87 $3.59 $5.28 147 %
一般和行政费用(5)
$9.87 $6.99 $2.88 41 %
折旧、损耗和摊销$16.67 $14.25 $2.42 17 %
所得税以外的税项$3.10 $5.33 $(2.23)(42)%
__________
42
目录表
(1)根据公认会计原则，我们在财务报表中将电力、运输和营销销售作为收入单独报告。然而，这些收入是在内部计算运营费用时查看和使用的，运营费用用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们碳氢化合物回收的效率。我们购买第三方天然气，通过我们的热电联产设施发电，用于我们的现场运营活动，并将向外部出售任何过剩电力的额外好处视为为我们的热采运营生产蒸汽的成本降低/好处。营销收入和费用主要与从第三方购买的天然气有关，这些天然气通过我们的收集和加工系统运输，然后出售给第三方。运输销售涉及我们代表第三方在我们的系统上运输的水和其他液体，到目前为止还不是很大。运营费用还包括购买天然气的衍生品结算(收到或支付)的影响。
(2)未对冲营运开支总额等于营运开支总额，不包括为购买天然气而支付(收到)的衍生工具结算。
(三)非能源经营费用总额等于经营费用总额，不包括燃料、售电和购气衍生结算(收益)损失。
(4)能源经营费用总额等于购买燃料和天然气衍生结算(收益)损失减去售电量。
(5)包括截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的非经常性成本和非现金股票补偿支出，分别约为每股1.81美元和1.66美元。
开支及其他
在套期保值的基础上，2022年第三季度的运营费用增长了54%，即每桶9.28美元，达到26.46美元，而2021年第三季度为每桶17.18美元。这一增长是由于能源运营费用增加，每桶5.28美元，非能源运营费用每桶4.00美元。能源运营费用增加很大程度上是由于对冲天然气购买价格上涨。由于较高的电价和其他现场运营成本，非能源运营费用增加。非能源运营费用中增加的部分成本是由通胀推动的。
截至2022年9月30日的三个月，未对冲租赁运营费用为每股33.40美元，与截至2021年9月30日的三个月的24.20美元相比，增长了38%，即每股9.20美元。我们加州蒸汽业务的非套期保值燃料成本每桶增加4.97美元。与2021年第三季度相比，2022年第三季度每Mmbtu未对冲的平均燃料购买价格上涨了41%，而天然气购买量下降了11%。非燃料租赁运营费用每桶增加4.23美元，一般原因与上文提到的非能源运营费用相同。
2022年第三季度的服务成本为3800万美元，2021年第三季度没有服务成本，因为我们在2021年10月1日收购了油井维修和报废业务。
由于Placerita物业的出售，截至2022年9月30日的三个月的发电费用从2021年同期的2.83美元下降到2.56美元，降幅约为10%，但天然气成本上升部分抵消了这一下降。包括在发电费用中的燃料成本不包括天然气衍生产品和解的影响。
截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月，天然气购买衍生品的收益和亏损分别导致2900万美元和1500万美元的收益。截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的结算收益分别为1400万美元，或每桶5.82美元和5.60美元。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月中，按市值计价的非现金收益分别为1500万美元和100万美元，这是因为与上一季度相比，未来市场价格与季度末衍生品固定价格之间的价差扩大。由于我们是这些天然气掉期的固定价格支付方，通常情况下，相关价格指数的逐期上升(下降)会产生估值收益(损失)。
截至2022年9月30日的三个月，运输费用降至每桶0.54美元，而截至2021年9月30日的三个月，运输费用为每桶0.72美元，这主要是由于2022年第一季度出售了我们的Piceance业务。
在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月里，营销费用并不重要。
与截至2021年9月30日的三个月相比，截至2022年9月30日的三个月的一般和行政费用增加了600万美元，或33%，达到约2300万美元。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月中，一般和行政费用包括非现金股票
43
目录表
每个期间的补偿费用约为400万美元。在截至2021年9月30日的三个月内，我们产生了约70万美元与CJWS收购相关的费用，并已归类为非经常性费用。2022年同期没有非经常性支出。2022年第三季度还包括来自油井维修和报废部门的300万美元的一般和行政费用，当我们在2021年第四季度收购CJWS时，2021年没有相应的金额。
截至2022年9月30日的三个月，不包括非现金股票补偿成本和非经常性成本的调整后的一般和行政费用增加了46%，达到1900万美元，而截至2021年9月30日的三个月为1300万美元。大部分增加是由于收购CJWS，以及较高的法律和其他专业服务费用以及员工成本。
与2021年第三季度相比，2022年第三季度的DD&A增加约4,000,000美元至4,000万美元，这主要是由于CJWS和D&P部门的DD&A利率略有上升，但产量下降部分抵消了这一增长。
所得税以外的税项
截至三个月
9月30日，		$Change更改百分比
20222021
(按英国央行)
遣散费税$1.45 $0.80 $0.65 81 %
从价税和财产税1.48 1.73 (0.25)(14)%
温室气体排放限额0.17 2.80 (2.63)(94)%
所得税以外的所有税种$3.10 $5.33 $(2.23)(42)%
在截至2022年9月30日的三个月里，不包括所得税的税收下降了42%，降至每桶3.10美元，而截至2021年9月30日的三个月为每桶5.33美元。由于犹他州产量和价格上涨，遣散税增加，而由于Piceance和Placerita的剥离，财产税较低。温室气体费用显著较低，主要是由于剥离Placerita及其热电联产设施导致的排放减少，以及价格较低。
其他营业费用(收入)
与2021年同期相比，截至2022年9月30日的三个月的其他运营费用减少了300万美元，降幅为84%，降至100万美元以下。减少的主要原因是，在截至2021年9月30日的三个月内，与终止2017年RBL融资相关的300万美元未摊销债务发行成本。
利息支出
截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的利息支出是可比的。
所得税
截至2022年9月30日的三个月，我们的有效税率约为5%，而截至2021年9月30日的三个月的有效税率为(8%)。该等比率受就递延税项资产入账的估值准备变动所影响。
44
目录表
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月相比。
九个月结束
9月30日，		$Change更改百分比
20222021
(单位：千)
收入和其他：
石油、天然气和天然气销售$654,007 $444,098 $209,909 47 %
服务收入134,608 — 134,608 100 %
售电22,549 29,328 (6,779)(23)%
石油和天然气销售衍生产品的亏损(88,237)(140,021)51,784 (37)%
市场营销和其他收入731 3,459 (2,728)(79)%
总收入和其他$723,658 $336,864 $386,794 115 %
收入和其他
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月，石油、天然气和NGL的销售额增加了2.1亿美元，增幅为47%，达到约6.54亿美元。这一增长是由较高的已实现价格推动的，但由于2022年第三季度的大部分时间第三方管道意外停运进行计划外维修，加州第三季度约25%的产量应用了定价折扣，部分抵消了这一增长。
服务收入完全由我们于2021年10月1日收购的油井维修和报废业务的收入组成，因此没有前期收入。
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月的电力销售额下降了700万美元，降幅23%，至2300万美元。这一下降主要是由于2021年末出售Placerita剥离的热电联产设施导致销售量下降所致。
石油和天然气销售衍生产品的损益包括结算损益和按市价计价的损益。截至2022年9月30日的9个月和截至2021年9月30日的9个月，我们的结算损失分别为1.1亿美元和9600万美元。期间结算损失的增加是由于截至2022年9月30日的九个月的结算衍生工具固定价格与指数油价之间的价差较2021年同期扩大所致。部分抵消了这一影响的是，截至2022年9月30日的9个月，名义交易量从截至2021年9月30日的9个月的17 Mbl/d降至14 Mbl/d。截至2022年9月30日的9个月，按市值计价的非现金收益为2200万美元，这是期货价格低于衍生品固定价格的结果。相反，2021年同期的4,400万美元亏损是由于期货价格高于衍生品固定价格，这是在各自期间结束时衡量的。由于我们是这些掉期的浮动价格支付者，通常情况下，相关价格指数的期间间下降(增加)会产生估值收益(损失)。
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月的营销和其他收入减少了约300万美元，原因是2021年第四季度出售了我们的Piceance Colorado业务，其中包括第三方营销活动。从历史上看，Piceance几乎占据了我们所有的营销收入。
45
目录表
九个月结束
9月30日，		$Change更改百分比
20222021
(单位为千，不包括每个boe的费用)
费用和其他：
租赁运营费用$214,720 $168,756 $45,964 27 %
服务成本107,809 — 107,809 100 %
发电费16,640 19,488 (2,848)(15)%
交通费3,543 5,139 (1,596)(31)%
营销费用299 2,986 (2,687)(90)%
一般和行政费用69,513 50,749 18,764 37 %
折旧、损耗和摊销117,338 105,592 11,746 11 %
所得税以外的税项25,154 34,580 (9,426)(27)%
天然气购买衍生品的收益(47,335)(54,349)7,014 (13)%
其他运营费用4,745 4,827 (82)(2)%
总费用和其他512,426 337,768 174,658 52 %
其他(费用)收入：
利息支出(23,271)(24,513)1,242 (5)%
其他，净额(79)(156)77 (49)%
其他(费用)收入合计(23,350)(24,669)1,319 (5)%
所得税前收入(亏损)187,882 (25,573)213,455 (835)%
所得税支出(福利)9,678 (1,206)10,884 (902)%
净收益(亏损)$178,204 $(24,367)$202,571 (831)%
每个BOE的费用：(1)
租赁运营费用$29.99 $22.69 $7.30 32 %
发电费2.32 2.62 (0.30)(11)%
售电(1)
(3.15)(3.94)0.79 (20)%
交通费0.49 0.69 (0.20)(29)%
运输销售(1)
(0.06)(0.05)(0.01)20 %
营销费用0.04 0.40 (0.36)(90)%
营销收入(1)
(0.04)(0.42)0.38 (90)%
购买天然气收到衍生品和解(1)
(3.58)(5.68)2.10 (37)%
总运营费用$26.01 $16.31 $9.70 59 %
未套期保值运营费用总额(2)
$29.59 $21.99 $7.60 35 %
非能源运营费用总额(3)
$15.74 $13.02 $2.72 21 %
总能源运营费用(4)
$10.27 $3.29 $6.98 212 %
一般和行政费用(5)
$9.71 $6.82 $2.89 42 %
折旧、损耗和摊销$16.39 $14.20 $2.19 15 %
所得税以外的税项$3.51 $4.65 $(1.14)(25)%
__________
46
目录表
(1)根据公认会计原则，我们在财务报表中将电力、运输和营销销售作为收入单独报告。然而，这些收入是在内部计算运营费用时查看和使用的，运营费用用于跟踪和分析开发项目的经济性和我们碳氢化合物回收的效率。我们购买第三方天然气，通过我们的热电联产设施发电，用于我们的现场运营活动，并将向外部出售任何过剩电力的额外好处视为为我们的热采运营生产蒸汽的成本降低/好处。营销收入和费用主要与从第三方购买的天然气有关，这些天然气通过我们的收集和加工系统运输，然后出售给第三方。运输销售涉及我们代表第三方在我们的系统上运输的水和其他液体，到目前为止还不是很大。运营费用还包括购买天然气的衍生品结算(收到或支付)的影响。
(2)未对冲营运开支总额等于营运开支总额，不包括为购买天然气而支付(收到)的衍生工具结算。
(三)非能源经营费用总额等于经营费用总额，不包括燃料、售电和购气衍生结算(收益)损失。
(4)能源经营费用总额等于购买燃料和天然气衍生结算(收益)损失减去售电量。
(5)包括截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月的非经常性成本和非现金股票补偿支出，分别约为每股1.71美元和1.43美元。
开支及其他
在对冲的基础上，截至2022年9月30日的9个月的运营费用增加了59%，即每股9.70美元，从截至2021年9月30日的9个月的每股16.31美元增加到26.01美元。这一增长是由于能源运营费用增加，每桶6.98美元，非能源运营费用每桶2.72美元。能源运营费用增加的主要原因是对冲购买天然气的成本上升。与2021年同期相比，截至2022年9月30日的9个月，非能源运营费用大幅增加，原因是电价和以下所述的其他租赁运营费用(包括通胀)上升。
在截至2022年9月30日的9个月中，由于我们加州蒸汽业务的未对冲燃料成本上升，未对冲租赁运营费用为每桶29.99美元，与截至2021年9月30日的9个月的22.69美元相比，增长了32%，即每桶7.30美元。与截至2021年9月30日的9个月相比，在截至2022年9月30日的9个月中，每MMBTU的非套期保值平均燃料购买价格上涨了36%。在截至2022年9月30日的9个月里，与2021年同期相比，非燃料租赁运营费用增加了3.12美元。主要增长包括与我们的现场优化计划相关的更高的修井和现场监测活动，以及更高的油井和地面设施维护和电力成本。这些成本上升的一部分是由通胀推动的。
2022年的服务成本完全由我们于2021年10月1日收购的油井维修和废弃业务的成本组成，因此不包括前期成本。
在截至2022年9月30日的九个月中，发电费用从2021年同期的每桶2.62美元下降到每桶2.32美元，降幅约为11%，这是由于之前讨论的热电联产设施的销售减少，抵消了燃料价格的上涨。包括在发电费用中的燃料成本不包括天然气衍生产品和解的影响。
截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，天然气购买衍生品的收益和亏损分别为4700万美元和5400万美元。截至2022年9月30日的9个月，结算收益为2600万美元，或每桶3.58美元，而2021年同期的收益为4200万美元，或每桶5.68美元，原因是2022年的对冲交易量低于2021年。截至2022年9月30日的9个月，按市值计价的估值收益为2200万美元，而2021年同期为1200万美元，这是由于2022年9月30日的未平仓名义交易量更多，以及与2021年9月30日的衍生品固定价格相比，期货价格相对于我们的衍生品固定价格更高。由于我们是这些天然气掉期的固定价格支付方，通常情况下，相关价格指数高于掉期固定价格的上涨会创造估值收益。
交通费用下降的主要原因是我们在2022年初剥离了Piceance物业。
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月的营销费用减少了约300万美元，这是因为我们在2021年第四季度出售了我们的Piceance Colorado业务，其中包括第三方营销活动。从历史上看，Piceance几乎占据了我们所有的营销收入。
47
目录表
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月的一般和行政费用增加了1900万美元，或37%，达到约7000万美元。增加的大部分来自于2021年10月收购CJWS；因此，去年同期没有此类费用。在截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月中，一般和行政开支分别包括大约1200万美元和1000万美元的非现金股票补偿成本。在截至2021年9月30日的九个月内，我们产生了与CJWS收购相关的约70万美元，这些收购已被归类为非经常性。2022年同期约有20万美元的非经常性支出。
在截至2022年9月30日的9个月中，调整后的一般和行政费用(不包括非现金股票补偿成本和非经常性成本)增加了1700万美元，增幅为42%，达到5700万美元，而截至2021年9月30日的9个月为4000万美元。同比增长的主要原因是收购了CJWS，以及员工成本上升和专业服务支出增加。
与截至2021年9月30日的9个月相比，DD&A在截至2022年9月30日的9个月中增加了1200万美元，或11%，达到约1.17亿美元。收购CJWS使折旧增加了900万美元，其余部分来自D&P部门略高的损耗率增加。
所得税以外的税项
九个月结束
9月30日，		$Change更改百分比
20222021
(按英国央行)
遣散费税$1.42 $0.92 $0.50 54 %
从价税和财产税1.49 1.91 (0.42)(22)%
温室气体排放限额0.60 1.82 (1.22)(67)%
所得税以外的所有税种$3.51 $4.65 $(1.14)(25)%
在截至2022年9月30日的9个月里，不包括所得税的税收下降了25%，降至每桶3.51美元，而截至2021年9月30日的9个月，每桶4.65美元。由于犹他州产量和价格上涨，遣散税增加，而由于Piceance和Placerita的剥离，财产税较低。由于剥离Placerita及其热电联产设施的排放量减少，以及我们以相对较低的价格获得补贴，因此温室气体费用减少。
其他营业费用(收入)
截至2022年9月30日的9个月，其他运营费用为500万美元，主要包括我们在2017年出现和重组之前产生的超过200万美元的特许权使用费审计费用和剥离Piceance物业的约200万美元亏损。截至2021年9月30日的九个月，其他营运支出为500万美元，主要包括与终止2017年RBL融资有关的约300万美元未摊销债务发行成本、约300万美元补充物业税评估、特许权使用费审计费用和油罐租赁成本以及100万美元的其他各种成本，如遗弃成本和法律费用，部分被来自员工留任积分的200万美元收入所抵消。
利息支出
与2021年同期相比，截至2022年9月30日的9个月的利息支出下降了5%，这是因为我们在2022年有较低的2021年RBL贷款期间营运资金借款。
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目录表
所得税
截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，我们的有效税率分别为5%。该等比率受就递延税项资产入账的估值准备变动所影响。
非公认会计准则财务指标
调整后的EBITDA、调整后的净收益(亏损)、调整后的一般和行政费用以及自由现金流量
调整后的净收益(亏损)不是衡量净收益(亏损)的指标，自由现金流量不是衡量现金流的指标，调整后的EBITDA在所有情况下都不是由公认会计准则确定的衡量指标。调整后EBITDA、调整后净收益(亏损)和可自由现金流量是管理层和财务报表外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充非GAAP财务指标。
我们将调整后的EBITDA定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、扣除预定衍生产品结算所收到或支付的现金后的衍生产品收益或损失、减值、股票补偿费用以及不常见和不常见的项目。
我们的管理层认为，调整后的EBITDA为评估我们的财务状况、运营结果和现金流提供了有用的信息，并被业界和投资界广泛使用。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，并比较不同时期的结果，而无需考虑我们的融资方式或资本结构。我们还使用调整后的EBITDA来规划我们的资本分配，以维持生产水平，并确定我们的战略对冲需求，而不是2021年RBL融资机制的对冲需求。
调整后净收益(亏损)不包括影响收益的不寻常和不常见项目的影响，这些项目差异很大且不可预测，包括非现金项目，如衍生工具损益。管理层在比较不同期间的结果期间时使用此衡量标准。我们将调整后净收益(亏损)定义为经衍生产品收益或亏损调整后的净收益(亏损)，扣除为预定的衍生产品结算而收到或支付的现金、其他不寻常和不常见项目，以及使用我们的有效税率进行这些调整的所得税支出或收益。
我们将自由现金流定义为运营现金流减去定期固定股息和维持生产持平所需的资本。我们预计将以现金可变股息和机会性债务回购的形式分配60%的可自由支配现金流。剩余的40%将用于机会性增长，包括来自我们广泛的钻探机会库存、推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。我们的管理层相信，可自由支配的现金流量在评估我们的财务状况时提供了有用的信息，是确定季度可变股息的主要指标。
调整后的一般和行政费用是一种非公认会计准则的补充财务指标，供我们财务报表的管理层和外部用户使用，如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构。我们将调整后的一般和管理费用定义为扣除非现金股票补偿费用和非常及不常见成本调整后的一般和管理费用。管理层认为，调整后的一般和行政费用是有用的，因为它使我们能够更有效地比较不同时期的业绩。
我们在得出经调整的一般及行政开支时，将上述项目从一般及行政开支中剔除，因为这些金额在性质、时间、金额及频率方面可能有很大及不可预测的差异，而股票薪酬开支属非现金性质。
虽然调整后的EBITDA、调整后的净收益(亏损)、调整后的一般和行政费用以及自由现金流量是非公认会计准则计量，但调整后的计算中包含的金额
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目录表
EBITDA、经调整净收入(亏损)、经调整一般及行政开支及酌情自由现金流量均按公认会计原则计算。这些计量是对按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的补充，而不是替代，不应被视为按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量的替代，或比按照公认会计原则计算的收入和流动资金计量更有意义。调整后EBITDA中不包括的某些项目是了解和评估我们的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，以及可折旧和可耗尽资产的历史成本。我们对调整后EBITDA、调整后净收益(亏损)、调整后一般和行政费用以及自由现金流量的计算可能无法与其他公司使用的其他类似名称的衡量标准进行比较。调整后的EBITDA、调整后的净收益(亏损)、调整后的一般和行政费用以及自由现金流量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并阅读。
下表列出了调整后EBITDA的非GAAP财务计量与GAAP财务计量中的净收益(亏损)和经营活动提供或使用的现金净额之间的对账，视情况而定。
截至三个月九个月结束
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		9月30日，
2021
(单位：千)
调整后的EBITDA对账至净收入(亏损)：
净收益(亏损)$191,660 $43,354 $9,836 $178,204 $(24,367)
加(减)：
利息支出7,867 7,729 7,810 23,271 24,513 
所得税支出(福利)10,884 2,145 (758)9,678 (1,206)
折旧、损耗和摊销39,506 38,055 35,902 117,338 105,592 
衍生品(收益)损失(143,221)51,319 15,885 40,902 85,672 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(14,739)(37,628)(17,622)(84,519)(54,204)
其他运营费用623 353 3,986 4,745 4,827 
股票补偿费用4,401 4,420 3,580 12,623 10,219 
非经常性成本— — 705 198 705 
调整后的EBITDA$96,981 $109,747 $59,324 $302,440 $151,751 
截至三个月九个月结束
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		9月30日，
2021
(单位：千)
调整后的EBITDA对账至经营活动提供的现金净额：
经营活动提供的净现金$95,762 $111,242 $22,399 $255,534 $82,258 
加(减)：
现金付息14,493 449 14,189 29,481 29,114 
现金缴纳所得税321 2,484 294 2,805 294 
非经常性成本— — 705 198 705 
经营性资产和负债的其他变动(13,595)(4,428)21,737 14,422 39,380 
调整后的EBITDA$96,981 $109,747 $59,324 $302,440 $151,751 
50
目录表
下表列出了非公认会计准则财务计量“自由现金流量”与公认会计准则财务计量营运现金流之间的对账。
截至三个月九个月结束
2022年9月30日June 30, 20222022年9月30日
(单位：千)
自由现金流：
营运现金流(1)
$95,762 $111,242 $255,534 
减去：
维修资本(2)(3)
(38,312)(32,134)(96,883)
固定股息(4)
(4,726)(4,726)(14,688)
可自由支配现金流$52,724 $74,382 $143,963 
__________
(1)在合并的基础上。
(2)仅限D&P业务。
(3)维护资本是保持年度产量持平所需的资本，按列示期间的开发和生产业务的资本支出计算。
(4)代表已申报的固定股息，计入合并股东权益表中“已申报普通股股利”一栏。

2022年第三季度可自由现金流为5300万美元，而2022年第二季度为7400万美元。第三季度可自由支配现金流下降的主要驱动因素包括每半年支付1,400万美元的利息和增加600万美元的维护资本。根据我们始于2022年的股东回报模型，季度可变股息是可自由现金流的60%。
51
目录表
下表显示了非公认会计准则财务计量调整后净收益(亏损)与公认会计准则财务计量净收益(亏损)的对账。
截至三个月九个月结束
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		9月30日，
2021
(单位：千)
调整后净收益(亏损)对账净收益(亏损)：
净收益(亏损)$191,660 $43,354 $9,836 $178,204 $(24,367)
加(减)：
衍生品(收益)损失(143,221)51,319 15,885 40,902 85,672 
为预定的衍生品结算支付的现金净额(14,739)(37,628)(17,622)(84,519)(54,204)
其他运营费用623 353 3,986 4,745 4,827 
非经常性成本— — 705 198 705 
总增加数，净额(157,337)14,044 2,954 (38,674)37,000 
调整和离散所得税项目的所得税优惠(费用)11,192 (4,262)(1,254)1,992 (1,765)
调整后净收益$45,515 $53,136 $11,536 $141,522 $10,868 
调整后净收益的基本每股收益$0.58 $0.67 $0.14 $1.78 $0.14 
调整后净收益的摊薄每股收益$0.55 $0.64 $0.14 $1.70 $0.13 
已发行普通股加权平均股份--基本78,04479,59680,24279,304 80,277 
已发行普通股加权平均股份--摊薄82,04583,01582,89883,472 82,715 
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目录表
下表列出了非公认会计准则财务计量“调整后的一般和行政费用”与“公认会计准则”财务计量的一般和行政费用之间的对账。
截至三个月九个月结束
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		9月30日，
2021
(单位：千)
将一般费用和行政费用调整为一般费用和行政费用：
一般和行政费用$23,388 $23,183 $17,614 $69,513 $50,749 
减去：
非现金股票薪酬支出(G&A部分)(4,281)(4,263)(3,467)(12,250)(9,899)
非经常性成本— — (705)(198)(705)
调整后的总务和行政费用$19,107 $18,920 $13,442 $57,065 $40,145 
开发和生产部门，以及公司$15,783 $15,635 $13,442 $47,386 $40,145 
开发和生产部门，以及企业每单位成本$6.66 $6.55 $5.34 $6.62 $5.40 
修井报废段$3,324 $3,285 $— $9,679 $— 

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目录表
流动性与资本资源
目前，我们预计将用运营现金流为2022年资本支出的剩余部分提供资金。截至2022年9月30日，我们拥有2.56亿美元的流动性，其中包括手头的4800万美元现金，我们2021年RBL贷款机制下可供借款的1.93亿美元，以及我们2022年ABL贷款机制(定义如下)下可供借款的1500万美元。我们还有本金总额为7%的未偿还优先无抵押票据(“2026年票据”)将于2026年2月到期，详情如下。
根据我们于2022年1月1日生效的股东回报模式，我们增加了对股东的现金回报，进一步表明我们致力于成为股东资本的主要返回者。该模型基于我们的可自由现金流，它的定义是运营现金流减去定期固定股息和保持石油和天然气生产持平所需的资本。有关可自由支配现金流量与经营活动提供的现金的对账，请参阅“管理层的讨论和分析--非GAAP财务计量”，这是我们根据GAAP计算和列报的最直接可比的财务计量。根据这一模式，公司打算按季度分配可自由支配现金流如下：(A)60%主要以每季度支付的可变现金股息的形式支付，以及机会性债务回购；(B)40%以可自由支配资本的形式用于机会性增长，包括从我们广泛的钻探机会库存中，推进我们的短期和长期可持续发展计划、股票回购和/或资本保留。
我们目前相信，我们的流动资金、资本资源和手头现金将足以至少在未来12个月内开展我们的业务和运营。长期而言，如果油价大幅下跌并保持疲软，我们可能无法继续产生目前产生的同等水平的可自由支配现金流，我们的流动性和资本资源可能不足以开展业务和运营，直到大宗商品价格回升。有关已知的重大风险的讨论，请参阅第二部分第1A项“风险因素”，其中许多风险是我们无法控制的，这些风险可能对我们的业务、流动性、财务状况和经营结果产生不利影响。
2021年RBL设施
2021年8月26日，Berry Corp作为担保人，与Berry LLC作为借款人，签订了一项信贷协议，规定提供一笔承诺高达5亿美元的循环贷款，但须有一个储备借款基数(经下文定义的第一修正案、第二修正案和第三修正案修订，称为“2021年RBL贷款机制”)。我们最初的借款基数是2亿美元。2021年RBL贷款机制为签发总金额不超过2000万美元的信用证提供了信用证次级贷款。信用证的签发减少了2021年RBL贷款机制下以美元对美元为基础的循环贷款的借款可得性。除非根据2021年RBL融资条款提前终止，否则2021年RBL融资将于2025年8月26日到期。借款基数重新确定通常在每年5月和11月生效，尽管借款人和贷款人可能在预定的重新确定之间各进行一次临时重新确定。于二零二一年十二月，吾等完成首次预定每半年一次的借款基数重新厘定，并订立若干信贷协议第一修正案(“第一修正案”)，以重申借款基数为2亿美元，并修订对冲契诺，在计算最低及最高对冲要求时，不包括空头认沽或类似衍生工具。
2022年5月，作为担保人的Berry Corp.和作为借款人的Berry LLC签订了《信贷协议第二修正案》和《有限同意及豁免》(《第二修正案》)，据此，除其他事项外，2021年RBL融资机制下的必要贷款人(I)同意某些股息和分派，以及Berry LLC在C&J和/或C&J Management进行的某些投资，如其中进一步描述的，(Ii)免除其中所述时间段的某些最低对冲要求，(Iii)放弃任何违约、(V)修订最低对冲契约，在2022年10月1日之前，不要求对2025年1月1日及之后的任何日历月进行对冲，如第二修正案所述。2022年5月，我们还完成了半年一次的借款基数重新确定，并签订了第三修正案
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目录表
信贷协议(“第三修正案”)，除其他事项外，(1)将借款基数从2亿美元增加到2.5亿美元；(2)初步将选定的承诺额总额(如2021年RBL贷款机制所定义)确定为2亿美元；及(3)将所有未偿还的欧洲美元贷款(每笔贷款的定义见2021年商业及银行同业拆息贷款)转换为初始息期为一个月的定期基准贷款，并以期限为一个、三个月或六个月的有担保隔夜融资利率加0.1%取代经调整的伦敦银行同业拆息利率，以实施由伦敦银行同业拆息(“LIBOR”)至有抵押隔夜融资利率(“SOFR”)的过渡。
如果由于重新确定借款基数而导致循环贷款的未偿还本金余额和2021年RBL融资机制下所有信用证的面值总额在任何时间超过借款基数，我们可以选择在30天内单独或联合采取以下任何行动：一次性支付弥补缺口、提交储备工程报告和涵盖更多石油和天然气资产的抵押贷款，这些资产在某些贷款人认为足以增加借款基数和弥补缺口，或者开始每月支付相等的本金，以在下一个六个月内弥补缺口。如对借款基数作出某些调整，而不是因重新厘定而作出调整，本行须一次过支付一笔款项，金额相等于循环贷款的未偿还本金余额及2021年RBL贷款机制下所有信用证的面值总额超出借款基数的数额。此外，2021年RBL贷款机制规定，如果有任何未偿还借款，并且在每个日历周结束时合并现金余额超过2000万美元，则这些超出的数额应用于预付信贷协议下的借款。否则，任何未偿还的本金都将在到期时到期。
循环贷款项下的未偿还借款计息，利率等于(I)惯例基本利率加每年2.0%至3.0%的适用保证金，及(Ii)惯例基准利率加每年3.0%至4.0%的适用保证金，两者均视乎借款基准使用率水平而定。此外，我们必须就2021年RBL贷款机制下平均每天未使用的借款金额向贷款人支付0.5%的季度承诺费。我们有权在事先通知的情况下随时提前偿还2021年RBL贷款机制下的任何借款，而不会受到提前还款处罚。

2021年RBL贷款机制要求我们在每个季度末的综合基础上保持(I)不超过3.0比1.0的杠杆率和(Ii)不低于1.0比1.0的流动比率。截至2022年9月30日，我们的杠杆率和流动比率分别为1.2：1.0和2.3：1.0。此外，2021年RBL贷款机制目前规定，如果我们发生无担保债务，包括未来筹集的任何金额，借款基数将减少相当于此类无担保债务金额的25%。截至2022年9月30日，我们遵守了2021年RBL融资机制下的所有财务契约。

2021年RBL贷款机制包含通常和惯例的违约事件以及类似性质的信贷安排的补救办法。2021年RBL融资机制还在以下方面对借款人及其受限子公司施加限制：额外债务、留置权、股息和向股东支付的其他款项、我们普通股的回购或赎回、借款人优先票据的赎回、投资、收购、合并、资产处置、与关联公司的交易、对冲交易和其他事项。

从2022年8月26日起及之后，2021年RBL工具允许我们回购某些债务，只要在给予此类回购形式上的效力之前和之后，不存在违约或违约事件，可获得性等于或大于借款基础的20%，并且我们的形式杠杆率小于或等于2.0至1.0。2021年RBL贷款机制还允许我们进行限制性付款，只要在给予此类分配形式效果之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性超过借款基础的75%，并且我们的形式杠杆率小于或等于1.5至1.0。此外，我们可以进行总额不超过自由现金流100%的其他限制性付款(根据2021年RBL工具的定义)，只要除了2021年RBL工具中描述的其他条件和限制之外，在给予此类分发形式效果之前和之后，不存在违约或违约事件，可用性大于借款基础的20%，并且我们的形式杠杆率小于或等于2.0至1.0。

Berry LLC是2021年RBL贷款的借款人，Berry Corp.是担保人。每一家未来的子公司
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目录表
除某些例外情况外，Berry Corp.必须为我们在2021年RBL贷款机制以及某些对冲交易和银行服务安排(“担保义务”)下的其他担保人的义务和义务提供担保。2021年RBL贷款机制下的贷款人至少为我们已探明石油和天然气储量现值的90%提供抵押。Berry LLC和担保人的义务也以我们几乎所有个人财产的留置权为担保，但习惯性例外情况除外。

截至2022年9月30日，我们没有未偿还的借款，未偿还的信用证金额为700万美元，2021年RBL贷款机制下的可用借款能力约为1.93亿美元。

2022年ABL设施

于2022年8月9日，C&J及C&J Management作为借款人与Tri Counties Bank(贷款方)订立一项信贷协议，提供循环贷款安排，惟须满足借款前的惯常条件，最高可达(X)1,500万元及(Y)借款基数(“2022年ABL安排”)两者中较低者。“借款基数”是指相当于符合条件的应收账款到期余额的80%的金额，受制于三县银行可根据其合理酌情权执行的准备金。2022年ABL贷款机制下未偿还循环贷款本金的利息，年利率相当于比《华尔街日报》最优惠利率高出1.25%。“华尔街日报最优惠利率”是以年利率为基础的浮动利率，作为其“最优惠利率”不时在“华尔街日报”的“货币利率”部分公布和/或公布。每当《华尔街日报》优惠利率发生变化时，该利率将被重新确定。从2022年9月30日开始，每季度到期拖欠利息，此后将继续到期并在每个日历季度的最后一天支付拖欠利息。2025年6月5日，2022年ABL贷款机制下循环贷款的全部未付本金余额及其所有未付利息将到期并支付。2022年银行间信用证融资机制为签发总金额不超过750万美元的信用证提供了信用证分融资机制。

2022年ABL贷款机制要求CJWS遵守以下财务契约：(I)在综合基础上，任何时候总负债与有形净值的比率不超过1.5：1.0；(Ii)将2022年ABL贷款机制下未偿还的循环预付款金额减少至不超过以下两者中较小者的90%：(A)最高循环预付款金额，或(B)借款基数，截至三县银行在每个财政季度的最后一天关闭；以及(Iii)在每个财政年度结束时，维持税前净收益不低于1.00美元。

2022年的ABL贷款包含了通常和惯例的违约事件，以及类似性质的信贷安排的补救措施。2022年ABL融资机制还对CJWS在额外债务、留置权、股息和其他分配、投资、收购、合并、资产处置和其他事项方面施加限制。CJWS在2022年ABL融资机制下的义务不是由Berry Corp.或Berry LLC担保的，Berry Corp.和Berry LLC没有也没有要求为此类义务提供任何信贷支持。截至2022年9月30日，我们遵守了2022年ABL融资机制下的所有金融契约。

截至2022年9月30日，CJWS没有借款，也没有未偿还的信用证，根据2022年ABL贷款机制，CJWS的可用借款能力为1,500万美元。

对冲
我们使用我们的大宗商品对冲计划，包括掉期、看跌、看涨和套现，保护了2022年至2024年预期现金流的很大一部分。我们对原油和天然气生产进行对冲，以防止石油和天然气价格下跌，我们还对天然气购买进行对冲，以防止价格上涨。此外，我们还进行对冲，以满足2021年RBL贷款机制的对冲要求。我们普遍较低的生产基数，加上我们稳定的运营成本环境，使我们有能力对冲我们未来预期产量的大量资金。我们预计，在当前大宗商品价格下，我们的业务将产生足够的现金流，包括我们目前的对冲头寸。有关与我们的套期保值计划相关的风险的信息，请参阅“项目1A”。风险因素--与我们的运营和行业相关的风险。
56
目录表
截至2022年10月31日，我们为原油生产和天然气购买进行了以下对冲。
Q4 2022FY 2023FY 2024FY 2025
布伦特原油
掉期
套期保值交易量(BBLS)1,516,750 5,165,028 3,367,610 — 
加权平均价格(美元/桶)$78.24 $76.67 $76.07 $— 
放置跨页
套期保值交易量(BBLS)368,000 2,190,000 1,281,000 — 
加权平均价格(美元/桶)$50.00/$40.00$50.00/$40.00$50.00/$40.00$— 
制片人领口
套期保值交易量(BBLS)— 1,460,000 1,098,000 365,000 
加权平均价格(美元/桶)$— 
$40.00/$106.00
$40.00/$105.00$50.00/$98.50
Henry Hub-天然气采购
消费者衣领
套期保值成交量(MMBTU)3,680,000 5,430,000 — — 
加权平均价格(美元/Mmbtu)$4.00/$2.75$4.00/$2.75$— $— 
NWPL-天然气采购
掉期
套期保值成交量(MMBTU)1,220,000 12,800,000 7,320,000 6,080,000 
加权平均价格(美元/Mmbtu)$6.40 $5.48 $4.27 $4.27 
下表总结了我们对冲活动的历史结果。
截至三个月九个月结束
9月30日，
2022		6月30日，
2022		9月30日，
2021		9月30日，
2022		9月30日，
2021
原油(每桶)：
衍生产品结算前的已实现销售价格$89.54 $105.70 $69.01 $95.83 $63.59 
衍生工具交收的影响$(13.13)$(21.92)$(14.66)$(16.81)$(15.03)
带套期保值的石油(美元/桶)$76.41 $83.78 $54.35 $79.02 $48.56 
购买天然气(单位：MMBTU)：
购买价格，在衍生产品结算前的影响$8.16 $7.30 $5.79 $7.24 $5.32 
衍生工具交收的影响$(2.53)$(1.89)$(2.30)$(1.53)$(2.34)
购买带套期保值的天然气$5.63 $5.41 $3.49 $5.71 $2.98 
现金股利
在截至2022年9月30日的9个月中，我们的董事会宣布了每股0.18美元的季度固定现金股息，以及基于2022年前两个季度业绩的每股0.69美元的可变现金股息，总计每股0.87美元。2022年10月，董事会批准了第四季度每股0.06美元的固定现金股息，以及基于第三季度业绩的0.41美元的可变股息。
公司预计未来将继续按季度派发现金股息。然而，未来股息的支付和数额仍由董事会酌情决定，并将取决于公司未来的收益、财务状况、资本要求和其他因素。
57
目录表
下表是我们普通股的定期固定现金股息和董事会批准的可变股息。
第一季度第二季度第三季度第四季度年初至今
固定股息$0.06 $0.06 $0.06 $0.06 $0.24 
可变股息(1)
0.13 0.56 0.41 — 1.10 
总计$0.19 $0.62 $0.47 $0.06 $1.34 
__________
(1)可变股息在业绩期间(用于确定根据股东回报模型划分的变量的期间)之后的一个季度宣布。该表列出了每个季度获得的股息总额。
股票回购计划
在截至2022年9月30日的三个月里，我们以约1900万美元的价格回购了200万股票。在截至2022年9月30日的9个月中，我们以约4200万美元的价格回购了4,000,000股票。截至2022年9月30日，公司根据股票回购计划共回购了9,528,704股股票，总回购金额约为9400万美元，占已发行股票的12%。正如此前披露的那样，公司在2022年初实施了股东回报模式，公司打算为此分配一部分可自由支配的现金流用于机会性股票回购。
2022年4月，我们的董事会批准将公司的股票回购授权增加1.02亿美元，使公司剩余的股票回购授权达到1.5亿美元。截至2022年9月30日，在2022年第二季度和第三季度进行回购后，公司剩余的总股份回购权限为1.08亿美元。董事会的授权允许本公司根据市场状况和其他因素，不时在公开市场和私下协商的交易中购买普通股，最高可达董事会批准的总金额。董事会的授权没有到期日。

回购可不时在公开市场、私下协商的交易或本公司全权酌情决定的其他方式进行。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停，而不需要通知，并且公司没有义务在任何时期或根本没有义务购买股票。任何回购的股份将反映为库存股，任何收购的股份将可用于一般公司用途。
债务回购计划
2020年2月，我们的董事会通过了一项计划，花费高达7500万美元用于机会性回购我们的2026年债券。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况的评估、对未完成协议的遵守情况和其他因素来确定，可以在没有通知的情况下随时开始或暂停，并且没有义务在任何时期或根本没有义务购买2026年债券。我们还没有根据这一计划回购任何票据。
58
目录表
现金流量表
以下为比较现金流摘要：
九个月结束
9月30日，
20222021
(单位：千)
现金净额：
由经营活动提供$255,534 $82,258 
用于投资活动(109,664)(110,536)
用于融资活动(119,680)(14,118)
现金及现金等价物净增(减)
$26,190 $(42,396)
经营活动
与截至2021年9月30日的9个月相比，截至2022年9月30日的9个月，经营活动提供的现金增加了约1.73亿美元，其中最显著的增长是销售额2.1亿美元，营运资本增加2900万美元，与CJWS的净利润率相关的增加1700万美元，除所得税外的税收减少900万美元，部分被运营费用增加5500万美元，支付的衍生品和解增加3000万美元，以及一般和行政费用(不包括CJWS)增加700万美元所抵消。
投资活动
以下是投资活动产生的现金流量的对比摘要：
九个月结束
9月30日，
20222021
(单位：千)
资本支出：
资本支出$(102,523)$(105,046)
资本支出应计项目的变动14,129 5,299 
收购，扣除收到的现金(21,270)(11,649)
出售财产和设备及其他资产的收益— 860 
用于投资活动的现金$(109,664)$(110,536)
与2021年同期相比，在截至2022年9月30日的9个月中，用于投资活动的现金减少了100万美元，这主要是因为用于资本支出和相关应计项目的现金减少，但用于收购的现金增加部分抵消了这一减少。
融资活动
2022年融资活动使用的现金主要用于支付7400万美元的股息、购买4200万美元的库存股和400万美元的股权奖励税。2021年，现金主要用于支付股息700万美元，与2017年RBL融资相关的债务发行成本注销300万美元，购买库存股200万美元，以及为支付股权奖励和其他税收而预扣的股份200万美元。
59
目录表
担保人财务信息
2026年票据和2021年RBL贷款由Berry LLC(发行者)发行，并由Berry Corp(母公司担保人)担保。见附注3—债务在2021年年度报告中提供更多信息。发行人由母担保人100%拥有。母担保人没有独立的资产或业务，并受2021年RBL融资机制下的被动控股公司契约的约束。Berry Corp.或Berry LLC对未来潜在登记债务证券的任何担保都将是完全和无条件的。此外，除2021年RBL贷款机制下的限制外，Berry LLC通过分销或贷款向Berry Corp.分配资金的能力没有重大限制。贝瑞公司和贝瑞有限责任公司的资产都不代表受限净资产。
出于现金管理的目的，本公司通过公司间应收账款和应付账款在母担保人、发行方和非担保方之间转移现金。虽然非担保人子公司不担保发行人在我们未偿债务下的义务，但这些活动下的现金转移有助于接收者有能力为2026年票据和2021年RBL贷款的本金和利息支付特定的第三方付款。

担保人及发行人的财务资料摘要如下：(I)该等实体之间的公司间交易及(Ii)非担保人附属公司的收益及投资的权益。与非担保子公司的交易以及应付或来自非担保子公司的金额单独披露。
九个月结束
2022年9月30日
(单位：千)
(未经审计)
来自第三方的收入$677,287 
运营费用(未对冲)$433,280 
净收入$172,934 
2022年9月30日2021年12月31日
(单位：千)
(未经审计)
非担保人子公司应收账款$— $16,792 
其他流动资产131,345 114,983 
流动资产总额$131,345 $131,775 
非流动资产$1,356,704 $1,317,241 
应付非担保人子公司的流动负债$18 $— 
其他流动负债158,778 179,691 
流动负债总额$158,796 $179,691 
其他非流动负债$575,329 $576,681 
60
目录表
资产负债表分析
我们的资产负债表从2021年12月31日到2022年9月30日的变化如下所述。
2022年9月30日2021年12月31日
(单位：千)
现金和现金等价物$41,473 $15,283 
应收账款净额$93,635 $86,269 
衍生工具资产--流动和长期资产$21,640 $1,070 
其他流动资产$36,738 $45,946 
物业、厂房和设备、净值$1,319,980 $1,301,349 
其他非流动资产$10,886 $6,562 
应付账款和应计费用$156,844 $157,524 
衍生工具负债--流动和长期负债$25,199 $48,202 
长期债务$395,432 $394,566 
递延所得税负债--长期$8,042 $1,831 
资产报废债务--长期$137,751 $143,926 
其他非流动负债$31,835 $17,782 
股东权益$769,249 $692,648 
关于现金和现金等价物变化的讨论，请参阅“-流动性和资本资源”。
应收账款增加700万美元是由于油井维修和报废部门的销售额增加了700万美元。
其他流动资产减少900万美元，主要是因为300万美元的预付许可费退还、300万美元的信用证抵押品退还、300万美元用于开发和生产部门以及油井维修和废弃部门的预付支出(主要是保险)，但被第三季度预付的200万美元财产税部分抵消。
1900万美元物业、厂房和设备的增加主要是由于1.07亿美元的资本投资和2100万美元的收购，主要是犹他州的Antelope Creek石油和天然气资产，但被年初迄今1.09亿美元的折旧所抵消。
400万美元其他非流动资产增加的主要原因是#年第一季度采用了新的租赁会计规则。600万美元，累计摊销后的净额，部分被油井维修和废弃部分的100万美元和100万美元的债务发行成本摊销所抵消。
100万美元应付账款和应计费用的减少包括根据预期到期日重新归类为长期负债的温室气体排放债务减少800万美元、应计利息700万美元、与D&P部门有关的应付账款600万美元、应付股息500万美元，但因油井维修和报废部分应付款增加800万美元、应计费用700万美元、应付特许权使用费400万美元、所得税以外的税项300万美元和经营租赁负债200万美元而部分抵销。
价值4400万美元的包括衍生资产在内的衍生工具净负债出现折痕，原因是截至2021年12月31日的净负债为4700万美元，而截至2022年9月30日的净负债为400万美元。于每期期末按市值计价衍生工具价值的变动是由于远期曲线价格相对于合约固定价格的差异、所持仓位的变化及期间内收付的结算所致。
长期债务增加100万美元，反映了今年迄今债务发行成本的摊销情况。
61
目录表
600万美元的增长是N递延所得税负债是由加速减税推动的。
600万美元资产报废负债的长期部分从2021年12月31日的1.44亿美元减少到2022年9月30日的1.38亿美元，这是由于在此期间结清的1600万美元的负债和因出售物业而减少的100万美元被800万美元的增值费用和300万美元的负债所抵消。
这个其他非流动负债增加1 400万美元，原因是产生了800万美元的非流动温室气体负债，根据第一季度采用新的租赁会计规则，租赁负债的长期部分增加了600万美元r of 2022.
股东权益增加7700万美元是由于基于股票的股权奖励的税后净收益1.78亿美元和1300万美元，但被宣布的普通股股息减少6900万美元、购买库存股减少4200万美元和为支付股权奖励的税款而预扣的400万美元的股票所抵消。
诉讼、索赔、承诺和意外情况
在正常业务过程中，我们或我们的子公司是未决或威胁的法律程序、意外事件和承诺的对象或一方，这些法律程序、意外事件和承诺涉及各种事项，要求或可能寻求(其中包括)对据称的人身伤害、违约、财产损坏或其他损失、惩罚性赔偿、罚款和处罚、补救费用、或禁令或声明救济的赔偿。
对于目前未决的诉讼、索赔和法律程序，如果很可能已经产生了责任，并且可以合理地估计该责任，我们就应计该责任。截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们没有记录任何准备金余额。我们还评估了这些事件可能导致的合理损失的数额。我们相信，我们的资产负债表上可能发生的超过应计项目的合理亏损对我们的综合财务状况或经营业绩不会产生重大影响。
我们，或我们的子公司，或两者，已就各方未来可能因他们与我们达成的交易而招致的特定责任向这些各方进行赔偿。截至2022年9月30日，我们不知道有物质赔偿要求悬而未决或受到威胁。
证券诉讼事宜
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义，代表一个可能的团体，向美国德克萨斯州北区地区法院提起证券集体诉讼(“Torres诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级管理人员(统称为“被告”)。起诉书代表所有购买或以其他方式收购(I)根据公司2018年IPO和/或可追溯到公司2018年IPO的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“类别期间”)期间购买或以其他方式收购的普通股的推定类别的人，声称违反了1933年证券法第11和第15条以及交易法第10(B)和第20(A)条。特别是，起诉书称，被告在班级期间和首次公开募股的发售材料中，就公司的业务、运营效率和稳定性以及合规政策做出了虚假和误导性的陈述，人为地抬高了公司的股价，导致班级成员在2020年11月3日发布其2020年第三季度财务业绩后普通股价值下降时受到伤害。
2021年1月21日，多名原告在Torres诉讼中提出动议，要求被任命为首席原告和首席律师。经过简报和其余搬运者之间的规定，法院于2021年8月18日任命路易斯·托雷斯和安莉亚·迪安吉利斯为联合首席原告。2021年11月1日，联合首席原告代表同一推定类别根据1933年证券法第11和15节以及交易法第10(B)和20(A)节提出了修正的起诉书，其中指控公司和个别被告在2018年7月26日至2020年11月3日期间就公司的许可和许可程序做出了虚假和误导性的陈述。修改后的申诉没有量化所称的损失，但寻求追回假定类别因此而遭受的所有损害。
62
目录表
涉嫌证券违规，以及律师费和费用。被告于2022年1月24日提交了驳回动议，2022年9月13日，法院发布了驳回该动议的命令。被告已要求重新考虑和/或澄清9月13日的命令，该动议目前仍在等待中。
我们对这些说法提出异议，并打算积极为此事辩护。鉴于诉讼的不确定性、案件的初步阶段，以及除其他事项外，等级认证和胜诉所必须符合的法律标准，我们无法合理估计这一行动可能造成的损失或损失范围。
2022年10月20日，美国德克萨斯州北区地区法院提起股东派生诉讼，据称股东乔治·阿萨德代表本公司利用上述证券集体诉讼提起诉讼，该诉讼目前正在同一法院待决。衍生品起诉书将某些现任和前任高管和董事列为被告，并普遍指控他们违反了受托责任，导致或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为。衍生品起诉书还指控针对所有被告的不当得利索赔，以及根据《交易法》第10(B)和21D条提出的分担和赔偿索赔。本公司及个别被告认为股东衍生诉讼中的申索并无根据，并拟就该等申索作出有力抗辩，但无法就结果作出保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
合同义务
以下是截至2022年9月30日我们的承诺和合同义务摘要：
到期付款
总计不到1年1-3
年份		3-5
年份		此后
(单位：千)
表外安排：
运输合同(1)
$90,297 $10,719 $17,840 $16,180 $45,558 
其他购买义务(2)
17,100 6,600 10,500 — — 
合同债务总额
$107,397 $17,319 $28,340 $16,180 $45,558 
__________
(1)数额包括根据长期协议将到期支付的款项，用于购买在正常业务过程中使用的货物和服务，以确保天然气通过管道运输到市场和市场之间。
(2)金额包括在加利福尼亚州的钻探承诺，为此，我们被要求在2023年10月之前钻探57口井，最低承诺为1710万美元。2022年5月，对钻探承诺进行了修订，将27口井的最后期限从2022年12月推迟到2023年10月，将大约800万美元从短期承诺改为长期承诺。根据修订后的协议，到2022年12月，仍需钻探22口油井，最低承诺金额为660万美元。
关键会计政策和估算
见合并简明财务报表附注第1部分本表格10-Q第1项和年度报告第II部分第7项“关键会计政策和估计”中的附注1，列报基础。
63
目录表
有关前瞻性陈述的注意事项
本季度报告中包含或引用的信息包括符合1933年《证券法》第27A节和1934年《证券交易法》第21E节的前瞻性陈述。除本季度报告中包含的针对计划、活动、事件、目标、目标、战略或未来将发生或可能发生的发展的计划、活动、事件、目标、目标、战略或发展的陈述外，如有关我们的财务状况、流动性、现金流(包括但不限于可自由支配的自由现金流)、财务和经营业绩、资本计划和发展及生产计划、运营和业务战略、潜在收购和其他战略机会、储备、对冲活动、资本支出、资本回报、本公司的股东回报模型和未来股息的支付、未来股票或债务的回购、资本投资、我们的ESG战略以及与此相关的新项目或业务的启动、回收因素和其他指导，均为前瞻性陈述。这些陈述是基于各种假设的，其中许多假设又是基于进一步的假设。尽管我们认为这些假设在作出时是合理的，但这些假设本身就受到重大不确定性和意外情况的影响，这些情况很难或不可能预测，也不是我们所能控制的。因此，此类前瞻性陈述涉及重大风险和不确定因素，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(包括但不限于可自由支配的自由现金流)和业务前景产生重大影响。实际结果可能与预期结果不同，有时是实质性的。, 而且，报告的结果不应被视为未来表现的指标。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、预期、预测、目标、指导、打算、可能、目标、展望、计划、潜在、预测、项目、寻求、应该、目标、将会以及其他类似的词汇来识别前瞻性陈述，这些词汇反映了事件或结果的预期性质。对于任何此类前瞻性陈述，包括对此类前瞻性陈述所依据的假设或依据的陈述，我们告诫，尽管我们认为这些假设或依据是合理的，并真诚地作出这些假设或依据，但所假定的事实或依据几乎总是与实际结果不同，有时存在重大差异。可能影响我们的重大风险将在下文第二部分第1A项中讨论。本季度报告以及第一部分第1A项中的“风险因素”。《风险因素》我们向美国证券交易委员会提交的最新年度报告和其他文件。
可能导致结果不同的因素(但不是所有因素)包括：
•监管环境，包括可获得性或时机，以及对、获得和/或维持许可和批准施加的条件，包括钻探和/或开发项目所需的许可和批准；
•现行、待定和/或未来的法律和法规，以及立法和法规变化以及其他政府活动的影响，包括与油井或设施的许可、钻井、完井、油井刺激、操作、维护或废弃、管理能源、水、土地、温室气体或其他排放、保护健康、安全和环境，或运输、营销和销售我们的产品有关的影响；
•通货膨胀水平，特别是最近上升到历史最高水平，以及政府降低通货膨胀的努力，包括提高利率；
•正在进行的新冠肺炎大流行的持续时间、范围和严重程度或出现新的大流行，包括相关公共卫生关切的影响，政府当局和其他第三方针对大流行采取的行动的影响，及其对商品价格、供需考虑、全球供应链中断和劳动力限制的影响；
•全球经济趋势、地缘政治风险以及总体经济和行业状况，如新冠肺炎疫情对经济的影响，包括全球供应链中断和政府对金融市场和经济的干预等因素；
•国内和全球总体政治和经济状况，包括征收关税或贸易或其他经济制裁、石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突，包括乌克兰持续的冲突，或长期衰退；
64
目录表
•新冠肺炎大流行引发的危机；
•外国生产商的行动，重要的包括欧佩克+和欧佩克+产量水平的变化；
•石油、天然气和天然气价格波动，包括由于政治不稳定、武装冲突或经济制裁；
•加州和全球能源未来，包括预计将塑造它的因素和趋势，例如对气候变化和其他空气质量问题的担忧，向低排放经济的过渡，以及不同能源的预期作用；
•石油、天然气和天然气的供应和需求，包括外国生产商的行动，特别是欧佩克+的行动和欧佩克+产量水平的变化；
•输送石油和天然气的管道系统的中断、能力限制或其他限制，以及其他加工和运输考虑；
•无法从运营中产生足够的现金流，或无法获得足够的融资来为资本支出提供资金，满足我们的营运资金要求或为计划的投资提供资金；
•价格波动、天然气和电力的可获得性以及蒸汽成本；
•我们使用衍生工具管理大宗商品价格风险的能力；
•我们有能力满足我们计划的钻探计划，包括我们有能力及时或完全获得许可，并成功地钻探以商业上可行的数量生产石油和天然气的油井；
•对气候变化和其他空气质量问题的担忧；
•与估计已探明储量和相关未来现金流有关的不确定性；
•我们通过勘探和开发活动替换储量的能力；
•钻井和生产结果、产量低于预期、开发项目的储量或资源或超预期的递减率；
•我们有能力获得及时和可用的钻井和完井设备和船员，以及获得钻井、完井和作业所需资源的能力；
•税法的变化；
•竞争的影响；
•与收购和剥离资产相关的不确定性和负债；
•我们进行收购并成功整合任何被收购企业的能力；
•市场波动的电价和蒸汽成本；
•大宗商品价格下跌导致的资产减值；
•大量或多个客户在合同义务上违约，包括实际或潜在破产造成的违约；
•我们业务的地理集中度；
•我们的交易对手在我们套期保值方面的信誉和表现；
•衍生品立法影响我们的对冲能力；
•风险管理失灵、内部控制不力；
65
目录表
•灾难性事件，包括野火、地震和流行病；
•联邦、州、部落和地方法律法规规定的环境风险和责任(包括补救行动)；
•因未决或未来的诉讼而可能产生的责任；
•我们有能力招聘和/或留住我们的高级管理层和关键技术员工的关键成员；
•信息技术故障或网络攻击；以及
•政府行为和政治条件，以及其他第三方的行为不受我们的控制。
任何前瞻性陈述仅在该陈述发表之日起发表。除法律另有要求外，我们不承担任何责任更正或更新任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用法律另有要求。
本季度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确地受到本警示声明的限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。
66
目录表
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
截至2022年9月30日，标题下包含的S-K法规第305项要求提供的信息没有实质性变化管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析(并入第7A项)--关于市场风险的定量和定性披露，在2021年年度报告中，除下文讨论的情况外。
价格风险
我们最重大的市场风险与石油、天然气和天然气的价格有关。管理层预计，能源价格将保持不可预测和潜在的波动性。随着能源价格的大幅下降或上升，收入、某些成本(如燃料气)和现金流也同样受到影响。如果大宗商品价格大幅下跌，我们的石油和天然气资产可能需要额外的非现金减值费用。
历史上，我们对很大一部分预期原油和天然气产量以及天然气采购要求进行了对冲，以减少受大宗商品价格波动的影响。我们使用掉期、看涨、看跌和领口等衍生品进行对冲。我们不以投机交易为目的签订衍生品合约，也没有将我们的衍生品计入现金流或公允价值对冲。我们不断根据各种因素考虑我们的石油生产和天然气购买水平，这些因素包括(其中包括)当前和未来的预期大宗商品价格、我们的预期资本和运营成本、我们的总体风险状况，包括杠杆、规模和规模，以及对当时适用的任何信贷安排或其他债务工具所包含的对冲水平的任何要求或限制。
我们使用估值技术，利用市场报价和定价分析来确定我们的石油和天然气销售和天然气购买衍生品的公允价值。投入包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期价格曲线。我们通过了解所使用的估值输入、从其他定价来源获取市场价值、分析某些情况下的定价数据并确认这些工具在活跃的市场交易来验证由第三方提供的数据。截至2022年9月30日，我们对冲头寸的公允价值为净负债约400万美元。石油和天然气指数价格比2022年9月30日的价格高出10%，将导致净负债约4400万美元；相反，石油和天然气指数价格比2022年9月30日的价格低10%，将导致净资产约3700万美元。有关衍生工具活动的其他资料，见本报告第一部分第1项简明综合财务报表附注中的附注3，衍生工具。
与我们的衍生工具合约相关的实际确认收益或亏损完全取决于衍生工具合约规定的特定结算日相关商品的价格。此外，我们不能保证我们的交易对手能够根据我们的衍生品合同履行义务。如果交易对手未能履行义务，衍生品安排被终止，我们的现金流可能会受到负面影响。
项目4.控制和程序
我们的总裁和首席执行官以及我们的执行副总裁总裁和首席财务官监督并参与了我们对截至本报告期末的披露控制和程序(定义见1934年证券交易法第13a-15(E)和15d-15(E)条)的评估。基于这一评估，他们各自得出结论，我们的披露控制和程序自2022年9月30日起有效。
本公司财务报告内部控制于2022年第三季度并无重大影响或合理地可能对本公司财务报告内部控制产生重大影响的变动。
67
目录表
第II部分--其他资料
项目1.法律诉讼
我们在正常业务过程中涉及各种法律和行政程序，管理层认为，这些程序的最终解决方案预计不会对我们的运营结果、流动资金或财务状况产生实质性影响。
证券诉讼事项
2020年11月20日，Luis Torres以个人名义，代表一个可能的团体，向美国德克萨斯州北区地区法院提起证券集体诉讼(“Torres诉讼”)，起诉Berry Corp.及其若干现任和前任董事和高级管理人员(统称为“被告”)。起诉书代表所有购买或以其他方式收购(I)根据公司2018年IPO和/或可追溯到公司2018年IPO的普通股；或(Ii)Berry Corp.在2018年7月26日至2020年11月3日(“类别期间”)期间购买或以其他方式收购的普通股的推定类别的人，声称违反了1933年证券法第11和第15条以及交易法第10(B)和第20(A)条。特别是，起诉书称，被告在班级期间和首次公开募股的发售材料中，就公司的业务、运营效率和稳定性以及合规政策做出了虚假和误导性的陈述，人为地抬高了公司的股价，导致班级成员在2020年11月3日发布其2020年第三季度财务业绩后普通股价值下降时受到伤害。
2021年1月21日，多名原告在Torres诉讼中提出动议，要求被任命为首席原告和首席律师。经过简报和其余搬运者之间的规定，法院于2021年8月18日任命路易斯·托雷斯和安莉亚·迪安吉利斯为联合首席原告。2021年11月1日，联合首席原告代表同一推定类别根据1933年证券法第11和15节以及交易法第10(B)和20(A)节提出了修正的起诉书，其中指控公司和个别被告在2018年7月26日至2020年11月3日期间就公司的许可和许可程序做出了虚假和误导性的陈述。修改后的起诉书没有量化指控的损失，但寻求追回因这些指控的证券违规行为以及律师费和费用而导致的推定类别遭受的所有损害。被告于2022年1月24日提交了驳回动议，2022年9月13日，法院发布了驳回该动议的命令。被告已要求重新考虑和/或澄清9月13日的命令，该动议目前仍在等待中。
我们对这些说法提出异议，并打算积极为此事辩护。鉴于诉讼的不确定性、案件的初步阶段，以及除其他事项外，等级认证和胜诉所必须符合的法律标准，我们无法合理估计这一行动可能造成的损失或损失范围。
2022年10月20日，美国德克萨斯州北区地区法院提起股东派生诉讼，据称股东乔治·阿萨德代表本公司利用上述证券集体诉讼提起诉讼，该诉讼目前正在同一法院待决。衍生品起诉书将某些现任和前任高管和董事列为被告，并普遍指控他们违反了受托责任，导致或未能阻止证券集体诉讼中指控的证券违规行为。衍生品起诉书还指控针对所有被告的不当得利索赔，以及根据《交易法》第10(B)和21D条提出的分担和赔偿索赔。本公司及个别被告认为股东衍生诉讼中的申索并无根据，并拟就该等申索作出有力抗辩，但无法就结果作出保证。目前，我们无法估计与此事有关的可能性或责任金额(如果有)。
其他事项.
有关法律诉讼的其他资料，请参阅本10-Q表格第I部分的简明综合财务报表附注4及年报所载截至2021年12月31日止年度的综合财务报表附注5。
68
目录表
第1A项。风险因素
我们在经营过程中面临各种风险和不确定因素。关于这种风险和不确定因素的讨论可在“项目1A”标题下找到。风险因素“在我们最新的年度报告中。
《2022年通胀削减法案》中包含的针对公司股票回购征收的甲烷排放费和消费税可能会增加我们的税收负担，并影响我们的股票回购决定。
总裁·拜登于2022年8月16日签署了《降低通货膨胀法案》，其中包括对石油和天然气行业某些来源的甲烷排放收取费用的条款。从2024年开始，爱尔兰共和军的甲烷排放费对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放征收费用，从2024年的每公吨泄漏甲烷900美元开始，到2025年上升到1200美元，2026年及以后增加到1500美元。征收这笔费用和爱尔兰共和军的其他规定可能会增加我们的运营成本，并加速摆脱石油和天然气的过渡，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
此外，爱尔兰共和军还对某些上市公司在2022年12月31日之后从股东手中回购股票的行为征收1%的股票回购消费税。应缴纳消费税的金额是公司在该纳税年度内回购的股票的公平市场价值减去该公司在该纳税年度发行的任何股票的公平市场价值。虽然这项消费税的适用范围并不完全清楚，但在2022年12月31日之后与我们的股票回购计划相关的任何赎回或其他赎回都可能需要缴纳这项消费税。不能保证在同一课税年度内会有足够的新股发行来抵消赎回的公平市场价值。因此，如果我们受到这种消费税的影响，它可能会影响我们的股票回购决定，并增加我们的税收负担。
第二项未登记的股权证券销售及募集资金的使用和发行人购买股权证券
股票回购计划
在截至2022年9月30日的三个月里，我们以约1900万美元的价格回购了200万股票。在截至2022年9月30日的9个月中，我们以约4200万美元的价格回购了4,000,000股票。截至2022年9月30日，公司根据股票回购计划共回购了9,528,704股股票，总回购金额约为9400万美元，占已发行股票的12%。正如此前披露的那样，公司在2022年初实施了股东回报模式，公司打算为此分配一部分可自由支配的现金流用于机会性股票回购。
2022年4月，我们的董事会批准将公司的股票回购授权增加1.02亿美元，使公司剩余的股票回购授权达到1.5亿美元。截至2022年9月30日，在2022年第二季度进行回购后，公司剩余的总股份回购权限为1.08亿美元。董事会的授权允许本公司根据市场状况和其他因素，不时在公开市场和私下协商的交易中购买普通股，最高可达董事会批准的总金额。董事会的授权没有到期日。

回购可不时在公开市场、私下协商的交易或本公司全权酌情决定的其他方式进行。任何购买的方式、时间和金额将根据我们对市场状况、股票价格、对未完成协议的遵守情况和其他因素的评估来确定，可以在任何时间开始或暂停，而不需要通知，并且公司没有义务在任何时期或根本没有义务购买股票。任何回购的股份将反映为库存股，任何收购的股份将可用于一般公司用途。

69
目录表
期间购买的股份总数每股平均支付价格作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数根据该计划可能尚未购买的股份的大约美元价值
July 1 - 31, 2022— $— — $— 
August 1 - 31, 20222,000,000 $9.47 2,000,000 $107,864,000 
2022年9月1日至30日— $— — $— 
总计2,000,000 $— 2,000,000 $107,864,000 

70
目录表
项目6.展品
展品编号描述
3.1
第二次修订和重新修订的贝瑞石油公司注册证书(通过参考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.1合并而成)
3.2
Berry Corporation(Bry)的第三次修订和重新修订的章程(通过参考2020年2月19日提交的8-K表格的附件3.2而并入)
3.3
贝瑞石油公司A系列可转换优先股指定证书(参照公司S-1表格注册说明书附件3.4(第333-226011号文件))
3.4
指定证书修订证书(参考2018年7月30日提交的表格8-K的附件3.1并入)
31.1*
第302条行政总裁的证明
31.2*
第302条首席财务官的证明
32.1*
第906条对行政总裁及财务总监的证明
101.INS*
内联XBRL实例文档(该实例文档不会出现在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中)
101.SCH*
内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL*
内联XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF*
内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB*
内联XBRL分类扩展标签Linkbase数据文档
101.PRE*
内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104
封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
__________
(*)随函送交存档。
71
目录表
常用术语词汇
以下是本报告中可能使用的某些术语的缩写和定义，这些术语在石油和天然气行业中经常使用：
“绝对TSR” 指股东的绝对总回报。
“AROS” 指资产报废义务。
“调整后的EBITDA是一种非GAAP财务计量，定义为扣除利息支出、所得税、折旧、损耗和摊销前的收益、衍生收益或扣除预定衍生结算所收到或支付的现金后的损失、减值、股票补偿支出以及其他不常见和不常见的项目。
“调整后的并购” or “调整后的总务和行政费用是一种非GAAP财务衡量标准，其定义为扣除非现金股票补偿支出以及非常和不常见成本调整后的一般和行政费用。
“调整后净收益(亏损)是一种非GAAP财务衡量标准，定义为扣除为预定的衍生品结算而收到或支付的现金、其他不寻常和不常见的项目以及使用我们的有效税率进行这些调整的所得税支出或收益后，经衍生品收益或亏损调整的净收益(亏损)。
“应用编程接口重力是指石油液体的相对密度，以度为单位，以美国石油学会开发的比重标尺为基础。
“海盆“指沉积岩堆积较厚的大片区域。
“Bbl“指一个储油桶，或42美国加仑液体体积，用于指油或其他液态碳氢化合物。
“Bcf“指十亿立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“博莱姆“对美国土地管理局来说。
“bOE指桶油当量，使用一桶石油、凝析油或天然气液体与六立方英尺天然气的比率来确定。
“bOE/d“是指每天的boe。
“布伦特原油“是指北海英国布伦特油田生产的每桶轻质低硫原油以美元支付的参考价格。
“BTU“指一英制热量单位--一种将一磅水在海平面上升高1华氏度所需能量的测量单位。
“CAA是《清洁空气法》的缩写，该法案管理空气排放。
“CalGEM是加州地质能源管理部的缩写。
“总量管制和交易是由2006年全球变暖解决方案法案在加利福尼亚州建立的全州范围的计划，该法案概述了从2013年温室气体排放开始并目前延长至2030年的可强制执行的遵守义务。
“碳水化合物是加州空气资源委员会的缩写。
72
目录表
“共同国家评估” or “CCAS是加州碳排放额度的缩写。
“CERCLA是《综合环境响应、补偿和责任法》的缩写，该法案规定向环境中排放有害物质的行为应负责任(通常称为超级基金”).
“CEQA“是加州环境质量法案的缩写，除其他外，该法案要求某些政府机构对该机构正在发放许可证的项目进行环境审查。
“CJWS指的是C&J油井服务有限责任公司和CJ贝瑞油井服务管理公司，这两个实体构成了我们在加利福尼亚州的上游油井维修和废弃业务部门。
“清洁水规则“指的是美国环保署和美国陆军工程兵团在2015年8月发布的规定，该规定扩大了联邦对湿地和其他类型水域的管辖权范围。
“COGCC是科罗拉多州石油和天然气保护委员会的缩写。
“完成“指为生产石油或天然气而安装永久性设备。
“凝析油“指在原始储集层温度和压力下存在于气相中的碳氢化合物混合物，但当生产时，在表面压力和温度下是在液态中。
“CPUC是加州公用事业委员会的缩写。
“CWA是《清洁水法》的缩写，该法案管理向美国水域排放和在美国水域内进行挖掘。
“副署长及助理署长“指折旧、耗尽和摊销。
“开发钻探” or “开发井“指在以前发现的油田中钻至已知产油层的井，通常抵消同一或邻近石油和天然气租约上的产油井。
“硅藻土“指主要由硅质硅藻贝壳组成的沉积岩。
“差动“指石油或天然气的价格从既定的现货市场价格调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置的差异。
“可自由支配现金流是一种非GAAP财务指标，定义为运营现金流减去定期固定股息和维持生产持平所需的资本。
“向下间距“意味着在已知的生产井之间钻更多的井，以更好地开发油气藏。
“D&P”是指我们的开发和生产业务部门，主要从事主要位于加利福尼亚州和犹他州的陆上、低地质风险、长期使用的常规石油储量的开发和生产。
“EH&S是环境、健康和安全的缩写。
“提高采收率“指的是一种增加油田采油量的技术。
“提高采收率“意味着提高石油采收率。
“环境保护局是美国环境保护局的缩写。
73
目录表
“易办事“是每股收益的缩写。
“欧空局是联邦濒危物种法案的缩写。
“勘探活动“指石油和天然气作业的初始阶段，包括开发前景或业务和钻探探井。
“FASB“是财务会计准则委员会的缩写。
“FERC是联邦能源管理委员会的缩写。
“字段“指由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上，或与之有关。
“FIP“是联邦实施计划的缩写。
“形成“指具有不同于附近岩石的明显特征的一层岩石。
“压裂指的是在岩石内部机械地引起与变质岩石中的叶理或解理无关的裂缝或表面破裂，以便通过将孔隙连接在一起来增强岩石的渗透性。
“逃逸排放“指因设备故障、泄漏或其他不可预见的事故而从加压安全壳意外排放的蒸汽或气体。
“公认会计原则“是美国公认会计原则的缩写。
“燃气” or “天然气“指自然存在于地下水库中的较轻碳氢化合物和相关的非碳氢化合物物质，在大气条件下，这些物质基本上是气体，但可能含有液体。
“温室气体” or “温室气体是温室气体的缩写。
“总英亩” or “格罗斯·韦尔斯“指我们拥有营运权益的总英亩或水井。
“由生产部门持有“指矿产租约所涵盖的面积，只要该物业生产的石油或天然气的最低支付量为零，该租约即可永久保留公司经营该物业的权利。
“亨利·哈勃是路易斯安那州埃拉斯天然气管道系统的配送中心。
“水力压裂“指的是通过在高压下迫使流体和支撑剂(通常是砂)的混合物进入地层来刺激生产的过程。这会在储集岩中产生人工裂缝，从而增加渗透率。
“水平钻井“是指横向钻进的井筒。
“冰“指洲际交易所。
“加密钻井“是指在比现有井距小的情况下再钻一口或多口井，以便更充分地排干油层。
“注水井“指注入水、气体或蒸汽的井，其主要目标通常是维持储层压力和/或提高碳氢化合物采收率。
74
目录表
“IOR这意味着提高了石油采收率。
“首次公开募股(IPO)” 是首次公开募股的缩写。
“LCFS是低碳燃料标准的缩写。
“租契“是指在石油或天然气资产中的全部或部分权益，授权租约所有人钻探、生产和销售石油和天然气，以换取任何或所有租金、奖金和特许权使用费。租约通常是从私人土地所有者那里获得的(收费租赁)，以及从联邦和州政府手中获得的土地面积。
“伦敦银行同业拆借利率是伦敦银行间同业拆借利率的缩写。
“Mbbl“指一千桶石油、凝析油或天然气凝析油。
“Mbbl/d“表示每天MBbl。
“MBOE“指一千桶油当量。
“MBOE/d“意思是每天的mboe。
“麦克夫“指1000立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“MmBBl“指100万桶石油、凝析油或NGL。
“Mmboe“指一百万桶油当量。
“MMBtu“是指一百万个BTU。
“MMBtu/d“是指每天MMMTU。
“MMCF“指一百万立方英尺，是天然气体积的计量单位。
“MMCF/d“表示每天的Mmcf。
“MTBA是候鸟条约法案的缩写。
“兆瓦“意思是兆瓦。
“MWHs“意思是兆瓦时。
“NAAQS是国家环境空气质量标准的缩写。
“纳斯达克“是指纳斯达克全球精选市场。
“《国家环境政策法》是国家环境政策法案的缩写，该法案要求仔细评估石油和天然气生产活动对联邦土地的环境影响。
“净英亩” or “净水井“指在总英亩或油井(视属何情况而定)内所拥有的零碎工作权益的总和，以整数及其分数表示。
“净营收利息“指所有工作利益，减去所有特许权使用费、最高特许权使用费、非参与性特许权使用费、净利润利息或石油和天然气生产的类似负担。
75
目录表
“NGA是《天然气法案》的缩写。
“NGL” or “NGL“指天然气液体，即天然气中所含的碳氢化合物液体。
“NRI是净营收利息的缩写。
“纽约商品交易所“指纽约商品交易所。
“油“指原油或凝析油。
“欧佩克是石油输出国组织的缩写。
“运算符“是指就油井或天然气井的勘探、开发和生产或租赁向工作利益所有人负责的个人或公司。
“职业安全与健康管理局是1970年《职业安全与健康法案》的缩写。
“场外交易” 意味着场外交易
“朋友们“是项目批准函的缩写。
“PCAOB是上市公司会计监督委员会的缩写。
“PDNP是已探明的开发非生产的缩写。
“PDP“是探明开发生产的缩写。
“渗透性“意味着岩石传输液体的能力，或对岩石能力的测量。
“PHMSA是美国运输部管道和危险材料安全管理局的缩写。
“玩“是指区域分布的石油和天然气聚集区。资源区的特点是连续的、空中广泛的油气聚集。
“PPA“是购电协议的缩写。
“生产成本“指操作和维护油井及相关设备和设施的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本，以及这些油井和相关设备和设施的运营和维护的其他成本。有关生产成本的完整定义，请参阅美国证券交易委员会的S-X规则第4-10(A)(20)条。
“高产井“指正在生产石油、天然气或天然气的油井或能够生产的油井。
“支撑剂“指的是在水力压裂处理后，与压裂液混合以保持裂缝打开的大小颗粒。
“展望“是指根据支持地质、地球物理或其他数据，以及使用合理预期的价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。
“已探明已开发储量“是指在现有设备和作业方法下，可通过现有油井回收的储量。
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目录表
“已探明已开发生产储量“是指利用现有设备和作业方法通过现有油井开采的储量。
“已探明储量“是指石油、天然气和天然气液体的估计数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，从某一特定日期起，从已知的储油层开始，在现有的经济条件、经营方法和政府条例下，在提供经营权的合同到期之前，石油、天然气和天然气液体的估计数量是经济可行的，除非有证据表明，无论采用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
“已探明的未开发钻探地点“指可在符合间距规则的情况下钻探开发井以回收已探明未开发储量的地点。
“已探明未开发储量” or “布丁“指已探明储量，预计可从未钻探面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理的。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。已探明未开发储量的估计不应归因于考虑应用注液或其他改进开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。
“PSU“指以业绩为基础的限制性股票单位
“PURPA是《公用事业监管政策法案》的缩写。
“PV-10是一种非公认会计准则财务指标，代表已探明石油和天然气储量的估计未来现金流入的现值，减去未来开发和生产成本，以10%的年利率贴现，以反映未来现金流的时间安排，并使用美国证券交易委员会规定的一段时期的定价假设。虽然这一计量不包括所得税的影响，但它确实提供了公司在与其他公司比较的基础上以及在不同时期的相对价值的指示性表示。
“QF“指符合条件的设施。
“RCRA“是管理固体废物管理的《资源保护和回收法案》的缩写。
“已实现价格“意味着现货市场价格减去所有预期的质量、运输和需求调整。
“合理的确定性“意味着高度的自信。有关合理确定性的完整定义，请参阅美国证券交易委员会S-X规则第4-10(A)(24)条。
“重新完成“指在先前已完井的地层以外的地层中完成现有井筒的生产。
“相对TSR“是指股东的相对总回报。
77
目录表
“储量“是指在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计可在经济上生产的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏的已知油藏明显隔开的地区(即，没有油藏、油藏结构较低或测试结果为阴性)。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。
“水库“指一种多孔、可渗透的地下地层，含有可采天然气和/或石油的自然积聚，受到不透水岩石或水屏障的限制，是独立的，与其他储集层分开。
“资源“是指估计存在于自然堆积中的石油和天然气的数量。可以估计资源的一部分是可回收的，而另一部分可以被认为是不可回收的。资源既包括已发现的，也包括未发现的。
“版税“指支付给矿业权所有人的份额，以石油和天然气生产和销售的毛收入的百分比表示，不受与受影响油井的钻探、完成和运营有关的费用的影响。
“专利权使用费权益“是指在石油和天然气财产中的权益，使所有者有权分享石油和天然气生产，而不产生勘探、开发和生产运营的成本。
“RSU“是限制性股票单位的缩写。
“SARS”是股票增值权的缩写。
“SDWA“是《安全饮水法》的缩写，该法案管理地下注入和处理废水；。
“美国证券交易委员会定价“是指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价格，该规则基于截至给定日期止的12个月中每个月的石油和天然气价格的未加权算术平均。
“地震数据指通过向地球发射能量波并记录波反射以指示地下岩层的类型、大小、形状和深度的勘探方法产生的数据。二维地震提供二维信息，三维地震提供三维视图。
“间距“是指同一油层的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位，例如40英亩，通常由监管机构确定。
“SPCC计划“是指溢油预防、控制和对策计划。
“汽水泛滥“是指循环或连续注汽。
“标准化测量“指通过将年终价格应用于已探明储量的估计未来产量而估计的贴现未来现金流量净额。未来现金流入减去根据期末成本估计的未来生产和开发成本，以确定税前现金流入。未来所得税(如果适用)是通过对石油和天然气资产税前现金流入超出我们税基的部分适用法定税率来计算的。未来所得税后的现金净流入使用10%的年贴现率进行贴现。
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目录表
“刺激指的是在岩石内部机械地引起与变质岩石中的叶理或解理无关的裂缝或表面破裂，以便通过将孔隙连接在一起来增强岩石的渗透性。
“脱衣定价指使用美国证券交易委员会当前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价格，但不包括基于某一特定日期有效的洲际交易所(布伦特)石油和纽约商品交易所Henry Hub天然气合同的年均远期价格，以反映截至该日期的市场预期。
“超级基金“是CERLCA的一个众所周知的术语。
“UIC是地下注水控制程序的缩写。
“非常规资源玩法“是指使用传统垂直井开采以外的方法的资源游戏。非常规资源被困在低渗透率的储层中，这意味着石油或天然气很少或根本没有能力通过岩石流入井筒。举例非常规石油资源包括油页岩、油砂、超稠油、气制油和煤制油。
“未开发面积“指未钻探或完成油井的租赁英亩，不论这些面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的石油和天然气。
“单位“是指将一个储油层或油田的所有或基本上所有权益合并起来，而不是单一的区域，以便在不考虑单独的财产权益的情况下进行开发和运营。此外，统一协议所涵盖的区域。
“未探明储量“指的是被认为比已探明储量更不确定的储量。未探明储量可进一步细分，以表示可采矿性的不确定性逐渐增加，并包括可能储量和可能储量。
“完好维修和报废”指的是CJWS业务部门。
“井筒指在已完成的油井上为生产自然资源而配备的钻头所钻的孔。也称为井或井眼。
“工作利益“指石油和天然气租赁权中的权益，持有者有权自费在租赁财产上进行钻探和生产作业，并在扣除土地所有人的特许权使用费、任何最重要的特许权使用费、生产成本、税收和其他成本后，获得可归因于该权益的净收入。
“修井“是指对生产井进行维护，以恢复或增加产量。
“WST是油井刺激治疗的缩写。
“WTI“指的是西德克萨斯中质油。
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目录表
签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。

 贝瑞公司(Berry Corporation)
 (注册人)
  
日期：2022年11月2日
/s/ 加里·贝茨
 加里·贝茨
 常务副秘书长总裁和
首席财务官
 (首席财务官)
  
  
日期：2022年11月2日
/s/ M.S.头盔
 迈克尔·S·赫尔姆
 首席会计官
 (首席会计主任)

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