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贝瑞公司公布2024年第一季度财务和经营业绩，宣布分红

德克萨斯州达拉斯——2024年5月1日（环球新闻专线）——贝瑞公司（bry）（纳斯达克股票代码：BRY）（“贝里” 或 “公司”）公布了2024年第一季度业绩并宣布派发固定股息。下面列出了今天的财报电话会议和网络直播的详细信息。
季度亮点和近期公告
•产量为25,400桶桶/日，高于2024年年度预期的25,200桶桶油日中点
•宣布第一季度固定股息为每股0.12美元
•以比预计成本折扣7％的价格获得了所有必要的2024年加州温室气体补贴
•签署了开采四口水平井的协议，立即抵消了我们在犹他州尤因塔盆地的面积；油井预计将于2024年6月投产
•在加利福尼亚州克恩县收购约100桶/日的后续工作权益正在进行中
•连续第二个季度报告了零起可记录的事件、零起失时事件，也没有可报告的泄漏事件
•发布了《2023年可持续业务报告》；包括设定到2025年底将与现有业务相关的甲烷排放量减少80％的目标

“在第一季度，我们取得了稳健的财务和运营业绩。业绩符合预期，我们预计全年业绩将与我们在3月份提供的产量、资本和成本指导一致。面对不断变化的加州监管环境，我们的团队表现出了非凡的能力，能够运用自己的聪明才智，表现出灵活性。我们的基础产量继续保持强劲，尤其是我们的热硅藻土储层的产量。我们还预计，到2024年6月，犹他州四口水平井的首次产量；这种上行潜力可能会改变我们未来几年对该盆地的开发前景。我想强调的是，我们的2024年开发活动和生产计划不依赖于新钻探许可证的发放，因此不受正在进行的克恩县EIR诉讼的影响，该诉讼本质上限制了新钻探许可证的发放，” 贝瑞首席执行官费尔南多·阿劳霍说。

他继续说：“我们专注于通过卓越运营创造可持续的自由现金流，实现企业价值最大化。卓越运营包括保持产量平稳、收购增值、生产附加资产、有效分配资本、管理成本结构以及优先考虑安全和合规性。我们相信，我们可以继续迎接挑战，以维持生产并长期保持我们的企业价值。”





对比结果精选
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（以百万计，每股金额除外）
石油、天然气和液化天然气收入 (1)
$166 $172 $166 
净（亏损）收入
$(40)$63 $(6)
调整后净收益
$11 $10 $5 
运营产生的现金流
$27 $79 $2 
调整后的息税折旧摊销前利润 (2)
$69 $70 $59 
摊薄后每股收益（亏损）
$(0.53)$0.81 $(0.08)
调整后的摊薄后每股收益 (2)
$0.14 $0.13 $0.07 
调整后的自由现金流 (2)
$1 $55 $(27)
资本支出$17 $17 $21 
生产boe/d
25.425.924.3
__________
(1) 收入不包括套期保值结算。
(2) 有关对账和有关这些非公认会计准则指标的更多信息，请参阅本新闻稿后面的 “非公认会计准则财务指标和对账”。

“尽管油价和产量略低于2023年第四季度，但我们在第一季度结束时调整后的息税折旧摊销前利润为6900万美元。我们通过战略成本管理表现出了韧性，使租赁运营费用减少了10％。与预计成本相比，我们的积极方法还显著节省了7％的温室气体信贷购买费用，这凸显了我们对财政责任和环境管理的承诺。预计2024年第二和第三季度的资本支出将增加，而且我们的油井服务业务预计将有所增长，我们预计今年的业绩将与先前公布的指导一致。我们还将继续关注债务减免，并寻求机会性地为将于2026年初到期的票据再融资。” 贝瑞首席财务官迈克·赫尔姆表示。
2024 年第一季度财务和经营业绩
受油价下跌和石油产量下降1％的推动，2024年第一季度的石油、天然气和液化天然气收入（不包括套期保值结算）较2023年第四季度下降了3％。2024年第一季度的净亏损包括未实现的套期保值亏损，而公司确认了租赁运营费用的节省，这主要是由于燃气价格的下跌。与上一季度相比，2024年第一季度调整后的息税折旧摊销前利润和调整后净收入基本持平。与2023年第四季度相比，第一季度营运资金的典型使用导致运营现金流和调整后的自由现金流减少。2024年第一季度和2023年第四季度的资本支出均为1700万美元。截至2024年3月31日，该公司的流动性为1.49亿美元，包括300万美元现金和循环信贷额度下的1.46亿美元可供借款。
与去年第一季度相比，由于2024年第一季度产量增加和天然气价格下跌，石油、天然气和液化天然气收入（不包括套期保值）持平。与2023年第一季度相比，2024年第一季度调整后的息税折旧摊销前利润增长了15％，调整后净收入增长了106％，这得益于外勤业务支出下降19％。由于收益增加和营运资本影响的改善，2024年第一季度的运营现金流和调整后的自由现金流与2023年第一季度相比有所增加。2024年第一季度的资本支出为1,700万美元，与2023年第一季度相比下降了19％。该公司之所以能够将产量同比增长近5％，这主要是由于2023年底的附加收购的影响，这使Berry得以实现生产目标，同时减少了对Berry传统资产的钻探、修井和其他活动。




季度分红
公司董事会宣布公司已发行普通股的股息总额为每股0.12美元。根据公司的股东回报模型，根据截至2024年3月31日的三个月的累计调整后自由现金流业绩，没有宣布可变股息。固定股息将于2024年5月24日支付给2024年5月15日营业结束时的登记股东。
业绩电话会议
该公司将举行电话会议讨论以下结果：
通话日期：2024 年 5 月 1 日，星期三
通话时间：东部时间上午 11:00 /中部时间上午 10:00 /太平洋时间上午 8:00
加入仅限收听的网络直播，网址为 https://edge.media-server.com/mmc/p/93zafnyz
或者在 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注册：
https://register.vevent.com/register/BIa0fc2994657d43219ff18597216ccb2e
注册后，您将收到拨入号码和唯一的 PIN 码。然后，您可以拨入或回电。当您拨入时，您将输入您的 PIN 码并接入通话。如果您注册后忘记了 PIN 或丢失了注册确认电子邮件，则只需重新注册并收到新的 PIN 即可。

广播后不久将提供基于网络的音频重播，并将存档在
https://ir.bry.com/reports-resources 或者访问 https://edge.media-server.com/mmc/p/93zafnyz 或
https://bry.com/category/events
关于贝瑞公司（bry）
Berry是一家美国西部上市公司（纳斯达克股票代码：BRY）的独立上游能源公司，专注于陆上、地质风险低、长期石油和天然气储量。我们在两个业务领域开展业务：（i）勘探和生产（“E&P”）和（ii）油井维修和废弃。我们的勘探和生产资产位于加利福尼亚州和犹他州，其特点是石油含量高，主要位于人口较少的农村地区。我们在加利福尼亚的资产位于圣华金盆地（100% 石油），而我们在犹他州的资产位于尤因塔盆地（60% 的石油和 40% 的天然气）。我们在加利福尼亚州经营油井服务和废弃部门。更多信息可以在公司的网站bry.com上找到。




前瞻性陈述
本新闻稿中的信息包括1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。您通常可以通过目标、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、可能、目标、展望、计划、潜力、预测、项目、寻求、目标、将来或将要等词语来识别前瞻性陈述，以及其他反映事件或结果潜在性质的类似词语。除历史事实陈述外，本新闻稿中包含的所有陈述，涉及公司预期、认为或预期未来将或可能发生的计划、活动、事件、目标、战略或发展，例如与我们的财务状况、流动性、现金流（包括但不限于调整后的自由现金流）、财务和经营业绩、资本计划以及开发和生产计划、运营和业务战略、潜在收购等有关的声明其他战略机会；储备；对冲活动；资本支出；资本回报；我们的股东回报模式和未来股息的支付；股票或债务的未来回购；资本投资；我们的ESG战略以及与之有关的新项目或业务的启动、复苏因素；以及其他指导均为前瞻性陈述。实际结果可能与预期结果不同，有时是重大差异，所报告的结果不应被视为未来业绩的指标。对于任何包含此类前瞻性陈述所依据的假设或基础陈述的此类前瞻性陈述，我们警告说，尽管我们认为此类假设或依据是合理的，并且是本着诚意做出的，但假设的事实或依据总是与实际结果有所不同，有时是实质性的。

贝瑞提醒您，这些前瞻性陈述受收购交易以及天然气、液化天然气和石油的勘探和开发、生产、收集和销售所带来的所有风险和不确定性的影响，其中大多数风险和不确定性难以预测，其中许多是贝瑞无法控制的。这些风险包括但不限于大宗商品价格波动；可能防止、延迟或以其他方式限制我们钻探和开发资产能力的立法和监管行动，包括监管审批和许可程序中的现有和/或新要求；加利福尼亚州或我们其他业务领域针对气候变化或其他环境问题的立法和监管举措；竞争或替代能源的投资和开发；钻探、生产和其他运营风险；竞争的影响；估算天然气和石油储量以及预测未来产量时固有的不确定性；我们通过勘探和开发活动或战略交易替代储备的能力；现金流和获得资本的机会；开发支出的时间和资金；环境、健康和安全风险；套期保值安排的影响；由于缺乏下游需求或储存能力而可能导致的停产；中断、产能限制或其他限制在为我们的石油和天然气提供第三方运输和市场外卖基础设施（包括管道系统）以及其他加工和运输考虑因素；有效部署我们的ESG战略以及与启动相关的新项目或业务相关的风险的能力；我们成功将麦克弗森资产整合到我们的运营中的能力；我们未能确定与麦克弗森及其运营或资产相关的风险或负债；我们无法实现预期的协同效应；我们成功的能力执行其他战略性附加收购；国内和全球整体政治和经济状况；通货膨胀水平，包括利率上升和金融市场和银行业的波动；税法的变化以及 “第1A项” 标题下描述的其他风险。公司截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告以及随后向美国证券交易委员会提交的文件中的 “风险因素”。
任何前瞻性陈述仅代表截至发表此类陈述之日，除非适用法律要求，否则我们不负责更正或更新任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。我们敦促投资者仔细考虑我们在向美国证券交易委员会提交的文件中的披露，这些文件可通过我们的网站或下方的投资者关系联系人或美国证券交易委员会的网站www.sec.gov获得。
联系我们
联系人：贝瑞公司（bry）
Todd Crabtree-投资者关系董事




(661) 616-3811
ir@bry.com
以下表格
提供的财务信息和某些其他信息已四舍五入到最接近的整数或最接近的十进制数。因此，一列中数字的总和可能与某些表格中该列给出的总数不完全一致。此外，此处列出的某些百分比反映了四舍五入之前根据基础信息进行的计算，因此，可能与根据四舍五入的数字进行相关计算时得出的百分比不完全一致，也可能由于四舍五入而无法求和。





结果摘要
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（美元和千股，每股金额除外）
合并运营报表数据：
收入及其他：
石油、天然气和液化天然气销售$166,318 $172,439 $166,357 
服务收入31,683 40,746 44,623 
电力销售4,243 2,905 5,445 
石油和天然气销售衍生品的（亏损）收益
(71,200)83,918 38,499 
其他收入67 319 45 
总收入及其他131,111 300,327 254,969 
费用及其他：
租赁运营费用60,697 67,342 134,835 
服务成本27,304 32,783 36,099 
发电费用1,093 1,827 2,500 
交通费用1,059 1,260 1,041 
收购成本2,617 284 — 
一般和管理费用20,234 20,729 31,669 
折旧、损耗和摊销42,831 40,937 40,121 
税收，所得税除外15,689 15,826 10,460 
天然气购买衍生品的损失（收益）
4,481 21,397 (610)
其他经营（收入）支出
(133)36 (286)
总支出及其他175,872 202,421 255,829 
其他费用：
利息支出(9,140)(9,680)(7,837)
其他，净额(83)(10)(75)
其他支出总额
(9,223)(9,690)(7,912)
所得税前（亏损）收入
(53,984)88,216 (8,772)
所得税（福利）支出
(13,900)25,665 (2,913)
净（亏损）收入
$(40,084)$62,551 $(5,859)
每股净（亏损）收益：
基本$(0.53)$0.83 $(0.08)
稀释$(0.53)$0.81 $(0.08)
已发行普通股的加权平均值——基本76,254 75,667 76,112 
已发行普通股的加权平均股数-摊薄76,254 77,349 76,112 
调整后净收益 (1)
$10,910 $10,426 $5,307 
已发行普通股的加权平均股数-摊薄77,373 77,349 79,210 
调整后净收益的摊薄后每股收益 (1)
$0.14 $0.13 $0.07 




三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（美元和千股，每股金额除外）
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)
$68,534 $70,036 $59,337 
调整后的自由现金流 (1)
$1,104 $54,824 $(26,681)
调整后的一般和管理费用 (1)
$18,943 $17,886 $19,737 
有效税率26 %29 %33 %
现金流数据：
经营活动提供的净现金$27,273 $79,018 $1,781 
用于投资活动的净现金$(18,661)$(48,822)$(30,460)
用于融资活动的净现金
$(9,990)$(42,561)$(3,454)
__________
(1) 参见 “非公认会计准则财务指标和对账” 中的进一步讨论和对账。

2024年3月31日2023年12月31日
（未经审计）
（美元和千股票）
资产负债表数据：
流动资产总额$139,373 $140,800 
不动产、厂房和设备总额，净额$1,384,704 $1,406,612 
流动负债总额$230,447 $223,182 
长期债务$448,121 $427,993 
股东权益总额$688,844 $757,976 
截至的已发行普通股
76,939 75,667 





下表列出了所列期间内有关公司业务部门的部分财务信息，以及为得出公司合并财务信息所需的合并和冲销条目。
三个月已结束
2024年3月31日
E&P油井维修和放弃公司/淘汰合并后的公司
（未经审计）
（以千计）
收入 (1)
$170,628 $35,468 $(3,785)$202,311 
所得税前净（亏损）收入
$(24,836)$(1,269)$(27,879)$(53,984)
资本支出$15,417 $1,332 $187 $16,936 
总资产$1,625,178 $65,948 $(115,610)$1,575,516 



三个月已结束
2023年12月31日
E&P油井维修和放弃公司/淘汰合并后的公司
（未经审计）
（以千计）
收入 (1)
$175,663 $42,846 $(2,100)$216,409 
所得税前净收益（亏损）$113,122 $3,217 $(28,123)$88,216 
资本支出$15,114 $1,385 $504 $17,003 
总资产$1,652,979 $68,670 $(127,491)$1,594,158 



三个月已结束
2023年3月31日
E&P油井维修和放弃公司/淘汰合并后的公司
（未经审计）
（以千计）
收入 (1)
$171,847 $46,363 $(1,740)$216,470 
所得税前净收益（亏损）$24,170 $2,114 $(35,056)$(8,772)
资本支出$19,272 $982 $379 $20,633 
总资产$1,471,679 $80,897 $(12,335)$1,540,241 
__________
(1) 这些收入不包括套期保值结算。





大宗商品定价
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
加权平均已实现价格
没有套期保值的石油（美元/桶）$75.31 $76.00 $74.69 
定期衍生品结算的影响（美元/桶）(2.17)(3.35)(3.65)
带套期保值的石油（美元/桶）$73.14 $72.65 $71.04 
天然气 ($/mcf)$3.76 $4.48 $17.39 
ngL ($/bbl)$29.60 $24.01 $34.10 
购买的天然气
在衍生结算影响之前的购买价格
($/mmbtu)		$3.99 $5.29 $20.74 
衍生结算的影响 ($/mmbtu)0.92 0.44 (11.86)
衍生品结算影响后的购买价格
($/mmbtu)		$4.91 $5.73 $8.88 
指数价格
布伦特原油（美元/桶）$81.76 $82.85 $82.16 
西德克萨斯中质原油（美元/桶）$77.02 $78.49 $76.15 
天然气 ($/mmbtu) — SoCal Gas citygate (1)
$4.21 $6.25 $24.81 
天然气 ($/mmbtu)-落基山脉西北 (2)
$3.41 $4.53 $22.36 
Henry Hub 天然气（美元/百万英热单位）(2)
$2.15 $2.74 $2.64 
__________
（1）我们为生产蒸汽和发电而购买的天然气主要基于洛基山脉的价格指数，包括运输费用，因为我们目前从落基山脉购买的绝大部分天然气需求来自落基山脉，其余的则在加利福尼亚购买。SoCal Gas城门指数是仅用于加利福尼亚天然气购买部分的相关指数。从2023年第一季度开始，我们在落基山脉购买了大部分燃气。因此，在加利福尼亚州进行的大多数购买都使用SoCal Gas城市门指数，而在此之前，加州的主要购买指数是Kern，Delivered。
（2）我们在落基山脉的大部分天然气购买和天然气销售都基于西北洛基山脉指数，在较小程度上以亨利·哈布为基础。
天然气价格和差异受到当地市场基本面、产区运输能力可用性和季节性影响的强烈影响。该公司对天然气价格的主要敞口是成本。该公司为加利福尼亚蒸汽洪水和热电联产设施购买的天然气比落基山脉生产和销售的天然气要多得多。该公司在落基山脉购买了大部分天然气，并使用克恩河管道容量将其运送到加利福尼亚的业务中。该公司在落基山脉购买了约48,000mbtu/d，其余来自加利福尼亚市场。加州的购买量波动不定，2024年第一季度平均为5,000mmbtu/d，2023年第四季度为6,000mmbtu/d，2023年第一季度为3,000mmbtu/d。在落基山脉购买的天然气将运往加利福尼亚的业务，以帮助限制加州燃气购买价格波动的风险。该公司努力通过对冲很大一部分天然气购买来进一步最大限度地减少蒸汽运营燃气成本的可变性。此外，落基山脉生产和销售的天然气销售的增加部分抵消了天然气价格上涨对加州运营开支的负面影响。克恩的产能使我们能够以相同的定价指数购买和出售天然气。





当前的套期保值摘要
截至2024年4月30日，我们的原油产量和天然气购买套期保值如下。
Q2 2024
Q3 2024
Q4 2024
2025 财年2026 财年2027 财年
布伦特原油产量
互换
套期保值交易量（桶）1,611,294 1,481,749 1,438,656 4,859,125 2,039,268 540,000 
加权平均价格（美元/桶）$78.97 $76.88 $76.93 $76.08 $71.11 $71.42 
已售看涨期权 (1)
套期保值交易量（桶）91,000 92,000 92,000 296,127 1,251,500 — 
加权平均价格（美元/桶）$105.00 $105.00 $105.00 $88.69 $85.53 $— 
已购买看跌期权（净额）(2)
套期保值交易量（桶）318,500 322,000 322,000 — — — 
加权平均价格（美元/桶）$50.00 $50.00 $50.00 $— $— $— 
已购买看跌期权（净额）(2)
套期保值交易量（桶）— — — 296,127 1,251,500 — 
加权平均价格（美元/桶）$— $— $— $60.00 $60.00 $— 
卖出看跌期权（净额）(2)
套期保值交易量（桶）45,500 46,000 46,000 — — — 
加权平均价格（美元/桶）$40.00 $40.00 $40.00 $— $— $— 
NWPL-购买天然气 (3)
互换
对冲交易量 (mmbtu)3,640,000 3,680,000 3,680,000 13,380,000 3,040,000 — 
加权平均价格（美元/mmbtu）$3.96 $3.96 $3.96 $4.27 $4.26 $— 
__________
(1) 行使价相同的买入看涨期权和卖出看涨期权均按净额列报。
(2) 行使价相同的买入看跌期权和卖出看跌期权均按净额列报。
(3) “NWPL” 一词被定义为西北洛基山管道。






衍生品的（亏损）收益

经营报表中包含的衍生品损益汇总如下：
三个月已结束
3月31日
2024		十二月三十一日
2023		3月31日
2023
（未经审计）
（以千计）
大宗商品衍生品的已实现（亏损）收益：
石油销售衍生品的已实现（亏损）
$(4,682)$(7,405)$(7,438)
天然气购买衍生品的已实现（亏损）收益(4,412)(2,211)54,905 
衍生品已实现（亏损）收益总额$(9,094)$(9,616)$47,467 
大宗商品衍生品的未实现（亏损）收益：
石油销售衍生品的未实现（亏损）收益
$(66,518)$91,323 $45,937 
天然气购买衍生品的未实现（亏损）
(69)(19,186)(54,295)
衍生品未实现（亏损）收益总额
$(66,587)$72,137 $(8,358)
衍生品总收益（亏损）
$(75,681)$62,521 $39,109 










勘探和生产现场作业
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（按每桶金额计算美元）
外勤业务费用
租赁运营费用$26.28 $28.25 $61.65 
发电费用0.47 0.77 1.14 
交通费用0.46 0.53 0.48 
总计$27.21 $29.55 $63.27 
为天然气购买套期保值支付（已收到）的现金结算$1.91 $0.93 $(25.11)
勘探与生产非生产收入
电力销售$1.84 $1.22 $2.49 
运输销售0.03 0.13 0.02 
总计$1.87 $1.35 $2.51 

总体而言，管理层通过考虑核心勘探和生产运营费用以及热电联产、营销和运输活动来评估公司勘探和生产现场运营的效率。特别是，加利福尼亚勘探与生产业务的核心组成部分是蒸汽，蒸汽用于将重油输送到地表。该公司运营多个热电联产设施，以生产运营所需的部分蒸汽。在比较热电联产厂与运营中其他蒸汽来源的成本效益时，管理层考虑了热电联产厂的运营成本，包括为运营设施而购买的天然气成本，与勘探和生产现场作业中使用的蒸汽和电力的价值以及向电网出售多余电力所获得的收入。该公司努力通过天然气购买套期保值来最大限度地减少加州蒸汽业务燃气成本的可变性。因此，勘探与生产现场业务的效率受到从这些衍生品中收到或支付的现金结算的影响。该公司还签订了从落基山脉运输燃气的合同，从历史上看，落基山脉的燃气价格比加利福尼亚市场便宜。在运输和营销方面，管理层在评估勘探和生产业务的整体效率时还考虑了增量产能的机会性销售。

租赁运营费用包括燃料、人工、现场办公室、车辆、监督、维护、工具和用品以及修理费用。发电费用包括公司两个热电联产设施中分配给发电费用的燃料、人工、维护以及工具和供应的部分；剩余的热电联产费用包含在租赁运营费用中。运输费用与在公司财产内生产或运往市场的石油和天然气的运输成本有关。营销费用主要涉及从第三方购买的天然气，这些天然气通过收集和处理系统，然后出售给第三方。电力收入来自根据长期合同按市场价格向加利福尼亚一家公用事业公司出售公司两个热电联产设施的多余电力。这些热电联产设施的规模可以满足各自领域的蒸汽需求，但是相应的发电量超过了这些油田目前运营所需的电力。运输销售涉及代表第三方在公司系统上运输的水和其他液体，营销收入代表从第三方购买和出售给第三方的天然气的销售。




产量统计
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
石油、天然气和液化天然气每日净产量 (1)：
石油 (mbl/d)
加利福尼亚
21.321.519.9
犹他
2.52.52.7
石油总量23.824.022.6
天然气 (mmcf/d)
加利福尼亚———
犹他
7.97.88.7
天然气总量7.97.88.7
液化天然气 (mbl/d)
加利福尼亚———
犹他
0.30.60.2
液化天然气总量0.30.60.2
总产量 (mboe/d) (2)
25.425.924.3
__________
(1) 产量代表该期间的销售量。我们还消耗租赁生产的一部分天然气来开采石油和天然气。
（2）根据六立方英尺天然气换成一桶石油的能量含量，天然气的体积已转换为京东方。桶装石油的等价不一定会导致价格等值。目前，按桶石油当量计算的天然气价格大大低于相应的石油价格，而且多年来一直处于同样的低水平。例如，在截至2024年3月31日的三个月中，布伦特原油和亨利枢纽天然气的平均价格分别为每桶81.76美元和每百万英热单位2.15美元。

资本支出
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（以千计）
资本支出 (1) (2)
$16,936 $17,003 $20,633 
__________
(1) 资本支出包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。
(2) 截至2024年3月31日、2023年12月31日和2023年3月31日的三个月，资本支出包括与油井维修和废弃业务相关的所有报告期的100万美元。






非公认会计准则财务指标和对账
根据公认会计原则，调整后净收益（亏损）不是衡量净收益（亏损）的指标，调整后的自由现金流不是现金流的衡量标准，调整后的息税折旧摊销前利润在所有情况下都不是衡量净收益（亏损）或现金流的指标。调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的自由现金流、调整后的净收益（亏损）和调整后的一般和管理费用是管理层和财务报表外部用户（例如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构）使用的补充性非公认会计准则财务指标。
我们将调整后的息税折旧摊销前利润定义为扣除利息支出的收益；所得税；折旧、损耗和摊销；扣除定期衍生品结算收到或支付的现金后的衍生收益或亏损；减值；股票补偿费用；以及不寻常和不经常发生的项目。我们的管理层认为，调整后的息税折旧摊销前利润为评估我们的财务状况、经营业绩和现金流提供了有用的信息，并被行业和投资界广泛使用。该措施还使我们的管理层能够更有效地评估我们的经营业绩，并在不同时期之间比较业绩，而无需考虑我们的融资方法或资本结构。除了2021年RBL机制的套期保值要求外，我们还使用调整后的息税折旧摊销前利润来规划资本支出分配，以维持生产水平并确定我们的战略对冲需求。
我们将调整后的自由现金流（一种非公认会计准则财务指标）定义为运营现金流减去定期固定股息和资本支出。2024年，我们更新了调整后自由现金流（一项非公认会计准则衡量标准）的定义，即运营现金流减去定期固定股息和资本支出。此更新更好地符合公司的全部资本支出要求。2023年，调整后的自由现金流定义为运营现金流减去定期固定股息和维护资本。管理层认为，调整后的自由现金流可能有助于投资者分析我们在维持现有石油和天然气资产基础的现有产量后，从运营活动中产生现金的能力，向股东返还资本，通过收购或投资现有资产基础为进一步的业务扩张提供资金，以增加产量并支付其他非全权支出。管理层还使用调整后的自由现金流作为规划未来增长的主要指标。
调整后的自由现金流并不代表我们现金余额的增加或减少总额，不应推断调整后的自由现金流的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购、战略收购或其他增长机会或其他全权支出，因为我们有强制性的还本付息要求和其他非全权支出，这些支出未从该指标中扣除。
我们将调整后净收益（亏损）定义为扣除定期衍生品结算收到或支付的现金、不寻常和不经常发生的项目以及使用我们的法定税率进行这些调整的所得税支出或收益后的净收益（亏损），经衍生品收益或亏损调整后的净收益（亏损）。调整后净收益（亏损）不包括影响收益的异常和罕见项目的影响，这些项目会影响收益差异很大且不可预测，包括衍生品收益和亏损等非现金项目。管理层在比较各期的业绩时使用这一衡量标准。我们认为，调整后净收益（亏损）对投资者很有用，因为它反映了管理层在删除了某些影响指标可比性且不反映公司核心业务的交易和活动后，如何评估公司的持续财务和经营业绩。我们认为，这也使投资者更容易将我们的同期业绩与同行进行比较。
我们将调整后的一般和管理费用定义为针对非现金股票薪酬支出以及异常和不经常性成本进行调整的一般和管理费用。管理层认为，调整后的一般和管理费用很有用，因为它使我们能够更有效地比较不同时期的业绩。我们认为，调整后的一般和管理费用对投资者很有用，因为它反映了管理层在取消非现金股票薪酬后如何评估公司的持续一般和管理费用，以及影响股票可比性的异常或不经常发生的成本


指标，不能反映公司的管理成本。我们认为，这也使投资者更容易将我们的同期业绩与同行进行比较。
调整后息税折旧摊销前利润、调整后自由现金流、调整后净收益（亏损）和调整后一般和管理费用是非公认会计准则衡量标准，调整后息税折旧摊销前利润、调整后自由现金流、调整后净收益（亏损）和调整后一般和管理费用计算中包含的金额是根据公认会计原则计算的。这些衡量标准是对根据公认会计原则计算的收入和流动性衡量标准的补充，而不是作为其替代方案，不应被视为根据公认会计原则计算的收入和流动性衡量标准的替代方案，或比其更有意义。调整后息税折旧摊销前利润中未包括的某些项目是理解和评估我们财务业绩的重要组成部分，例如我们的资本成本和税收结构，以及折旧和可耗尽资产的历史成本。我们对调整后息税折旧摊销前利润、调整后自由现金流、调整后净收益（亏损）和调整后一般和管理费用的计算可能无法与其他公司使用的其他类似标题的指标进行比较。调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的自由现金流、调整后的净收益（亏损）和调整后的一般和管理费用应与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。


调整后的息税折旧摊销前
下表显示了每个时期内GAAP财务指标的净收益（亏损）和经营活动提供（使用）的净现金与调整后息税折旧摊销前利润的非公认会计准则财务指标（如适用）的对账情况。
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（以千计）
调整后的息税折旧摊销前利润对账：
净（亏损）收入
$(40,084)$62,551 $(5,859)
加（减）：
利息支出9,140 9,680 7,837 
所得税（福利）支出
(13,900)25,665 (2,913)
折旧、损耗和摊销42,831 40,937 40,121 
衍生品的损失（收益）
75,681 (62,521)(39,109)
定期衍生品结算收到的净现金（已付）
(9,094)(9,616)47,467 
其他经营（收入）支出(133)36 (286)
股票补偿费用 (1)
385 3,020 4,766 
收购成本 (2)
2,617 284 — 
非经常性费用 (3)
1,091 — 7,313 
调整后 EBITDA$68,534 $70,036 $59,337 
经营活动提供的净现金$27,273 $79,018 $1,781 
加（减）：
现金利息支付15,256 1,794 14,388 
现金所得税缴纳— 525 — 
收购成本 (2)
2,617 284 — 
非经常性费用 (3)
1,091 — 7,313 
运营资产和负债的变化——营运资金 (4)
22,543 (11,070)36,745 
其他运营（收入）支出——现金部分 (5)
(246)(515)(890)
调整后 EBITDA$68,534 $70,036 $59,337 
__________
(1) 2024年第一季度的下降是股票奖励没收的结果。
(2) 包括与各种交易活动相关的法律和其他专业费用。
(3) 2024年，非经常性成本包括第一季度的裁员成本。2023年，非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本。
(4) 其他资产和负债的变动包括营运资金和各种非物质项目。
(5) 代表损益表中其他运营（收益）支出的现金部分，扣除现金流量表中的非现金部分。






调整后的自由现金流
下表显示了每个时期的GAAP运营现金流财务指标与调整后自由现金流的非GAAP财务指标的对账情况。我们在股东回报模型中使用调整后的自由现金流。
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（以千计）
调整后的自由现金流对账：
经营活动提供的净现金 (1)
$27,273 $79,018 $1,781 
减去：
资本支出 (2)
(16,936)(15,114)(19,272)
固定股息 (3)
(9,233)(9,080)(9,190)
调整后的自由现金流$1,104 $54,824 $(26,681)
__________
(1) 以合并为基础。
(2) 2024年，我们更新了调整后的自由现金流，将所有资本支出纳入调整后自由现金流的计算中。此更新更好地符合公司的全部资本支出要求。2023年，资本支出的定义是保持年产量基本持平所需的金额（维护资本），计算方法是报告期内勘探和生产业务的资本支出。我们没有对2023年进行回顾性调整。
三个月已结束
2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（以千计）
合并资本支出 (a)
$(17,003)$(20,633)
排除的项目 (b)
1,889 1,361 
维护资本$(15,114)$(19,272)
__________
(a) 资本支出包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。
(b) 包括我们的勘探和生产板块中与战略业务扩张相关的资本支出，例如收购石油和天然气物业以及为在上年产量之外增加产量而开展的任何勘探和开发活动，以及油井服务和废弃板块的资本支出，以及与辅助可持续发展计划相关的公司支出或其他可自由支配且与核心业务维护无关的支出。在截至2023年12月31日和2023年3月31日的三个月中，我们排除了与油井服务和废弃部分相关的约100万美元资本支出，这两个时期基本上全部用于可持续发展计划或其他可自由支配且与核心业务维护无关的支出。在截至2023年12月31日和2023年3月31日的三个月中，我们分别排除了约50万美元和40万美元的企业资本支出，我们确定这与维持基准产量无关。
(3) 代表在所列期限内申报的固定股息。



调整后的净收益（亏损）
下表显示了每个时期的净收益（亏损）和每股净收益（亏损）的GAAP财务指标的对账——摊薄为调整后净收益（亏损）和调整后每股净收益（亏损）的非公认会计准则财务指标。
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（以千计）每股——摊薄（以千计）每股——摊薄（以千计）每股——摊薄
（未经审计）
调整后净收益（亏损）对账：
净（亏损）收入
$(40,084)$(0.52)$62,551 $0.81 $(5,859)$(0.07)
加（减）：
衍生品的损失（收益）
75,681 0.98 (62,521)(0.81)(39,109)(0.49)
定期衍生品结算收到的净现金（已付）(9,094)(0.12)(9,616)(0.12)47,467 0.60 
其他经营（收入）支出(133)— 36 — (286)(0.01)
收购成本 (1)
2,617 0.03 284 — — — 
非经常性费用 (2)
1,091 0.02 — — 7,313 0.09 
加法（减法）总额，净额70,162 0.91 (71,817)(0.93)15,385 0.19 
所得税（福利）调整费用 (3)
(19,168)(0.25)19,692 0.25 (4,219)(0.05)
调整后净收益 $10,910 $0.14 $10,426 $0.13 $5,307 $0.07 
调整后净收益的基本每股收益 $0.14 $0.14 $0.07 
调整后净收益的摊薄后每股收益$0.14 $0.13 $0.07 
已发行普通股的加权平均股数——基本76,25475,667 76,112 
已发行普通股的加权平均股数——摊薄77,37377,349 79,210 
__________
(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，非经常性成本包括第一季度的裁员成本。2023年，非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本。
(3) 在列报的所有期限内均使用联邦和州的法定税率。



调整后的一般和管理费用
下表显示了每个时期内一般和管理费用的GAAP财务指标与调整后一般和管理费用的非公认会计准则财务指标的对账情况。
三个月已结束
2024年3月31日2023年12月31日2023年3月31日
（未经审计）
（以千美元计）
调整后的一般和管理费用对账：
一般和管理费用$20,234 $20,729 $31,669 
减去：
非现金股票薪酬支出（G&A 部分）(1)
(200)(2,843)(4,619)
非经常性费用 (2)
(1,091)— (7,313)
调整后的一般和管理费用$18,943 $17,886 $19,737 
油井维修和废弃部分$2,929 $2,177 $3,126 
勘探与生产板块和企业$16,014 $15,709 $16,611 
勘探与生产板块和企业（美元/boe）$6.93 $6.59 $7.60 
mboe 总数2,310 2,384 2,187 
__________
(1) 2024年第一季度的下降是股票奖励没收的结果。
(2) 2024年，非经常性成本包括第一季度的裁员成本。2023年，非经常性成本包括第一季度的高管过渡成本和裁员成本。


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