美国证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表格 10-Q

截至的季度期间 2024 年 3 月 31 日

或者

在从 _______________ 到 _________________ 的过渡期内

委员会档案编号001-38606

（注册人章程中规定的确切名称）

16000 达拉斯公园大道， 500 套房

达拉斯， 德州75248

(661)616-3900

（主要行政办公室地址，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）条注册的证券：

用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的☒ 没有 ☐

用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的☒ 没有 ☐

用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐ 没有☒

截至2024年4月30日的已发行普通股 76,938,994

目录

本报告中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本报告某些表格中该列的总数不完全一致。此外，本报告中列报的某些百分比反映了四舍五入之前根据基本信息进行的计算，因此，可能不完全符合根据四舍五入数字进行相关计算时得出的百分比，也可能由于四舍五入而无法求和。

第一部分 — 财务信息

第 1 项。财务报表（未经审计）

贝瑞公司 (bry)

简明的合并资产负债表

（未经审计）

			2024 年 3 月 31 日						2023 年 12 月 31 日
			（以千计，股票金额除外）
资产
流动资产：
现金和现金等价物			$	3,457					$	4,835
应收账款，扣除可疑账款备抵金美元655 在 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日			89,937						86,918
衍生工具			—						5,288
其他流动资产			45,979						43,759
流动资产总额			139,373						140,800
非流动资产：
石油和天然气特性			1,921,843						1,906,134
累计损耗和摊销			(627,966)						(592,621)
石油和天然气资产总额，净额			1,293,877						1,313,513
其他财产和设备			169,799						167,767
累计折旧			(78,972)						(74,668)
其他财产和设备共计，净额			90,827						93,099
递延所得税			41,455						30,308
衍生工具			—						5,463
其他非流动资产			9,984						10,975
总资产			$	1,575,516					$	1,594,158
负债和权益
流动负债：
应付账款和应计费用			$	184,539					$	213,401
衍生工具			45,908						9,781
流动负债总额			230,447						223,182
非流动负债：
长期债务			448,121						427,993
衍生工具			20,667						959
递延所得税			—						2,344
资产报废债务			177,900						176,578
其他非流动负债			9,537						5,126
承付款和意外开支——附注4
股东权益：
普通股 ($)0.001 面值； 750,000,000 已获授权的股份； 88,942,805 和 87,671,241 已发行的股票；以及 76,938,994 和 75,667,430 分别于 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日的已发行股份）			89						88
额外的实收资本			790,108						819,157
库存股，按成本计算（12,003,811 股价分别为 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日			(113,768)						(113,768)
留存收益			12,415						52,499
股东权益总额			688,844						757,976
负债和股东权益总额			$	1,575,516					$	1,594,158

所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。

所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。

所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。

所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。

注意事项 1—演示基础

注意事项 2—债务

注意事项 3—衍生品

注意事项 4—承付款和或有开支

注意事项 5—股权

注意事项 6—财务报表的补充披露

注意事项 7—收购和资产剥离

注意事项 8—每股收益

注意事项 9—收入确认

注意 10—细分信息

第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析（“MD&A”）应与我们在本10-Q表季度报告（“季度报告”）中提供的未经审计的中期合并财务报表和相关附注，以及我们向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日年度的10-k表年度报告（“年度报告”）中包含的经审计的合并财务报表和相关附注（“年度报告”）一起阅读（“SEC”）。当我们在本报告中使用 “我们”、“我们”、“我们的”、“Berry”、“公司” 或类似词语时，根据上下文的要求，我们指的是贝瑞公司及其子公司Berry LLC、C&J Management和C&J。

我们的公司

我们是一家以价值为导向的美国西部独立上游能源公司，专注于陆上、地质风险低、寿命长的石油和天然气储量。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）。

关于我们在加利福尼亚的勘探和生产业务，我们专注于传统的浅层油藏。与非常规资源开发相比，此类油井的钻探和完井成本相对较低。加州石油市场主要与受布伦特影响的定价挂钩，与西德克萨斯中质原油（“WTI”）相比，该价格通常实现溢价定价。我们在加利福尼亚的所有资产都位于圣华金盆地富含石油的油藏中，该盆地有150多年的生产历史，还有大量的石油储量。根据该流域悠久的生产历史生成的数据，其储层特征和低地质风险机会普遍为人所知。

我们还在犹他州拥有上游资产，位于尤因塔盆地，该盆地生产的石油和天然气深度从4,000英尺到8,000英尺不等。我们对现有面积（净占地99,000英亩）拥有很高的运营控制权，这为进一步的开发和完工提供了巨大的上升空间。

在我们的油井维修和废弃业务领域，我们经营着加利福尼亚州最大的上游油井维修和废弃业务之一，以C＆J的名义运营。C&J在加利福尼亚为石油和天然气生产公司提供井场服务，包括油井服务和水务物流。此外，C&J在油井生产寿命结束时为油井提供堵漏和弃置服务，我们认为，基于加利福尼亚州大量闲置油井市场，这为贝瑞创造了战略增长机会。

我们战略的核心是通过产生超过运营成本的大量自由现金流来创造价值，同时优化资本效率。为此，我们力求通过整体回报最大限度地提高企业价值。自2018年7月首次公开募股（“首次公开募股”）以来，我们已经表明了我们致力于最大限度地提高企业价值，并通过分红和股票回购向股东返还自由现金流。我们还进行了可增加现金流的收购。

我们的股东回报模型非常简单，表明了我们对优化自由现金流配置和股东长期回报的承诺，包括通过增加现金流和减少债务实现去杠杆化。作为我们战略的一部分，我们有机会地考虑附加收购，这有助于我们实现维持现有产量的目标（尤其是在当前的监管环境下，获得新井钻探许可证的能力受到限制），甚至可以适度增加产量。根据规模的不同，附加收购的资金可能全部或部分来自资本支出的重新分配，以此作为增加调整后自由现金流的一种方式，这是一种非公认会计准则的衡量标准，并且可以利用调整后自由现金的80％

股东回报模型中指定的流程。

我们会根据行业状况、经营业绩和其他因素不时审查股东回报模型下的分配。2024年，我们更新了调整后自由现金流（一项非公认会计准则指标）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。维护资本是维持基本相同的年度石油和天然气产量所需的资本支出，定义为资本支出，不包括在适用的情况下，(i) 与战略业务扩张相关的勘探和生产资本支出，例如收购和剥离石油和天然气资产以及为将产量提高到上一年度产量以外的任何勘探和开发活动，(ii) 我们的油井服务和废弃部门的资本支出，(iii) 公司支出与辅助可持续发展计划和/或 (iv) 其他可自由支配且与维护核心业务无关的支出有关。未根据更新的定义对前期的调整后自由现金流进行追溯调整。调整后的自由现金流并不代表我们现金余额的总增加或减少，不应推断调整后自由现金流的全部金额可用于可变股息、债务或股票回购、附加收购或其他增长机会或其他全权支出，因为我们的非全权支出未从该指标中扣除。调整后的自由现金流是一项非公认会计准则财务指标。有关经营活动提供的现金（我们根据公认会计原则计算和列报的最直接可比的财务指标）与调整后自由现金流的非公认会计准则财务指标的对账，请参阅 “非公认会计准则财务指标”。

我们认为，在下降幅度较低的石油加权生产基地成功执行我们的战略，加上大量已确定的钻探、支路和修井地点以及具有吸引力的全周期经济效益，将支持我们实现创造自由现金流的目标，为我们的运营提供资金，优化资本效率并最大化企业价值。我们还努力保持适当的流动性状况和可控的杠杆率，这将使我们能够通过大宗商品价格周期和收购探索有吸引力的有机增长和战略增长。除了高效、战略性地运营和开发现有资产外，我们还寻求收购增值型房产，以补充我们的现有业务，增加现金流，使我们能够进一步推进产量同比基本持平的战略，但前提是必要的许可证和批准的延迟签发。有关更多信息，请参见第一部分第 1 项和第 2 项。我们的年度报告中的 “业务和财产—监管事项—石油和天然气行业的监管”。我们的战略包括积极调动推动我们行业和影响我们运营的多种力量，无论是正面还是负面影响，以最大限度地提高资产的效用，为股东创造价值，并支持与更安全、更高效和更低排放的运营相一致的环境目标。

最近的事态发展

2024年4月，我们购买了四口两到三英里横向井眼的21％权益，这些井眼已经钻探并完工，预计将于2024年第二季度投入生产。这些油井毗邻我们在犹他州的现有业务，这些油井的结果将用于评估我们自己土地上的机会。总收购价格约为1000万美元，视惯例购买价格调整而定。

我们如何计划和评估运营

我们使用以下指标来管理和评估我们的运营业绩：（a）调整后的息税折旧摊销前利润；（b）调整后的自由现金流（c）勘探和生产业务的产量（d）勘探和生产现场运营指标；（e）HSE结果；（f）一般和管理费用；（g）根据所提供每项服务的活动水平、定价和相对业绩得出的油井服务和废弃业务的业绩。

调整后 EBITDA

调整后的息税折旧摊销前利润是我们的管理层用来分析和监控勘探与生产业务和CJWS经营业绩的主要财务和运营衡量标准。我们还使用调整后的息税折旧摊销前利润

规划我们的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，此外还要满足2021年RBL融资机制的套期保值要求（定义见下文 “——流动性和资本资源”）。调整后的息税折旧摊销前利润是一项非公认会计准则财务指标，我们将其定义为扣除利息支出的收益；所得税；折旧、损耗和摊销（“DD&A”）；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；股票补偿支出以及不寻常和不经常出现的项目。请参阅 “管理层的讨论与分析——非公认会计准则财务指标”，了解经营活动提供（使用）的净收益（亏损）和净现金（我们根据公认会计原则计算和列报的最直接可比的财务指标）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的对账。该补充性非公认会计准则财务指标供管理层和财务报表的外部用户，例如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构使用。

调整后的自由现金流

我们利用股东回报模型来确定调整后自由现金流的分配。这种股东回报模型非常简单，表明了我们对优化自由现金流配置和股东长期回报的承诺，包括通过增加现金流和减少债务实现去杠杆化。调整后自由现金流的分配最近一次更新于2023年初，计划为（a）80％，主要以债务回购、股票回购、战略增长和收购生产附加资产的形式；（b）20％以可变股息的形式提供。实际支付的任何股息（固定或可变）将由董事会根据当时的状况和情况确定，包括我们的收益、财务状况、融资协议中的限制、业务状况和其他因素。

制作

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学。我们持续衡量和密切监控产量，根据结果调整房地产开发工作。我们按商品类型跟踪产量，并将其与前一时期和预期结果进行比较。

勘探与生产现场作业

总体而言，管理层通过考虑核心勘探和生产运营费用以及我们的热电联产、营销和运输活动来评估我们的勘探和生产现场运营效率。特别是，我们在加利福尼亚的勘探和生产业务的核心组成部分是蒸汽，我们使用蒸汽将重油输送到地表。我们运营多个热电联产设施，以生产运营所需的部分蒸汽。在将我们的热电联产厂与运营中其他蒸汽来源的成本效益进行比较时，管理层将热电联产厂的运营成本，包括为运营设施而购买的天然气成本，与勘探和生产油田业务中使用的蒸汽和电力的价值以及我们通过向电网出售多余电力所获得的收入进行了考虑。我们努力通过天然气购买套期保值来最大限度地减少加利福尼亚蒸汽业务燃气成本的可变性。因此，我们的勘探和生产现场业务的效率受到我们从这些衍生品中收到或支付的现金结算的影响。我们还签订了从落基山脉运输燃气的合同，从历史上看，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。发电费用包括我们两个热电联产设施中分配给发电费用的燃料、人工、维护以及工具和供应的部分；剩余的热电联产费用包含在租赁运营费用中。运输费用与我们在物业内生产的石油和天然气运输或将其运往市场的成本有关。营销费用主要涉及从第三方购买的天然气，这些天然气通过我们的收集和处理系统，然后出售给第三方。电力收入来自根据长期合同，以市场价格将我们的两个热电联产设施的多余电力出售给一家加利福尼亚公用事业公司。这些热电联产设施的规模可以满足各自领域的蒸汽需求，但是相应的发电量超过了这些油田目前运营所需的电力。运输销售涉及我们代表第三方在系统上运输的水和其他液体，营销收入代表从第三方购买和出售给第三方的天然气的销售。

健康、安全与环境

与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的勘探与生产业务和C&J的运营都受复杂的联邦、州和地方法规的约束，这些法律法规管理健康和安全、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财产和运营的使用，增加我们的成本或降低对我们产品和服务的需求或限制其使用。请参阅本季度报告中的 “—监管事项” 以及第一部分第 1 项和第 2 项。“商业和财产—监管事项” 和第一部分，第1A项。我们的年度报告中列出了 “风险因素”，旨在讨论政府法规，包括有关HSE事宜的法规，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。

作为我们创造长期价值的承诺的一部分，我们努力以合乎道德、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其他利益相关者进行积极和透明的接触，以便及时充分发挥我们的资源潜力，保护人类和环境，遵守现行法律法规。我们通过各种措施监控我们的HSE绩效，并要求员工和承包商遵守高标准。满足企业的HSE指标，包括与HSE事故和泄漏预防有关的指标，是我们针对所有员工的短期激励计划的一部分。

一般和管理费用

我们监控现金、一般和管理费用，以衡量管理活动的效率。此类费用是我们的企业和专业团队为资产开发和日常运营提供的适当支持水平的关键组成部分。

油井维修和废弃运营绩效

我们持续监控我们的油井维修和废弃运营绩效，包括按服务和客户划分的收入和成本，以及该业务的调整后息税折旧摊销前利润。

商业环境、市场状况和展望

我们的经营和财务业绩以及整个石油和天然气行业的经营和财务业绩在很大程度上受到大宗商品价格（包括差异）的影响。由于许多与市场相关的变量，包括全球地缘政治和经济状况，以及当地和区域市场因素和混乱，差异已经并将继续大幅波动。石油和天然气价格一直波动，并且可能仍然波动。作为天然气净购买者，预计我们的运营成本受天然气价格波动的影响将大于天然气销售的影响。

我们的油井维修和废弃业务依赖于石油和天然气公司的支出，这在一定程度上可以反映大宗商品价格的波动以及监管环境变化的影响。由于现有的石油和天然气井需要持续的支出来维持产量，因此石油和天然气公司维护现有油井的支出历来相对稳定，并且在产量稳定时是可以预测的。此外，我们的客户要求封井和放弃油井在很大程度上是由监管要求驱动的，这些要求对大宗商品价格的依赖程度较低。

2022年10月，欧佩克+宣布初步削减产量配额，并将其延长至2023年12月。2023年6月，欧佩克+进一步将产量配额从2024年1月减少到2024年12月，这延长了2022年10月的削减。2023年11月，欧佩克+宣布从2024年1月到2024年3月进行额外的自愿削减，总共削减2.2百万桶/日。2024年3月，欧佩克+同意将2.2百万桶/日的削减延长至2024年第二季度。

为了应对乌克兰持续的冲突，各国对俄罗斯石油实施了制裁和进口禁令，这进一步改变了全球石油供应的流动。石油和天然气价格可能会随着需求的任何变化而下跌或上涨，原因包括乌克兰的持续冲突、持续的中东冲突、国际制裁、对欧佩克+未来行动的猜测、天然气价格上涨、高利率、通货膨胀和政府为降低通货膨胀所做的努力，以及全球经济整体健康状况可能发生的变化，包括金融和信贷市场波动加剧或长期衰退。此外，石油和天然气价格的波动可能会加速向化石燃料的过渡，从而导致长期需求减少。这些因素和其他外部因素（例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、财务状况和经营业绩尚不确定，并且取决于包括未来发展在内的许多因素，这些因素不在我们的控制范围内，也无法准确预测。

此外，与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的业务受到严格的联邦、州和地方法规的约束，这些法律和法规涉及钻探、完井、油井或设施的运营、维护或废弃、能源、水、土地、温室气体或其他排放管理、健康、安全和环境保护，或产品的运输、营销和销售。联邦、州和地方机构在这些领域的监管权可能相互重叠。参见第一部分第 1 项和第 2 项。我们的年度报告中介绍了 “业务和财产——监管事项——健康、安全和环境问题监管”，描述了影响我们业务的法律法规。有关监管风险的更多信息，请参阅第一部分，第 1A 项。我们的年度报告中的 “风险因素——与我们的运营和行业相关的风险”。

大宗商品定价和差异

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的石油和天然气生产价格以及我们购买天然气所支付的价格，这些价格受多种因素的影响，包括第一部分第1A项中讨论的因素。我们的年度报告中的 “风险因素”。

由于许多与市场相关的变量，石油和天然气的价格和差异可能会大幅波动。我们使用衍生品来对冲我们预测的石油和天然气产量和天然气购买量的一部分，以减少我们受石油和天然气价格波动的影响。下表列出了下述时期内某些平均基准价格、平均已实现价格和实现价格占我们产品平均基准价格的百分比。

________

(1) 表示与指定指数相比我们的已实现价格的百分比。

石油价格

加州石油价格受到布伦特的影响，因为加州炼油商从欧佩克+国家和其他水源进口该州约75％的需求。我们认为，接受受布伦特影响的定价有助于我们继续在加利福尼亚实现强劲的现金利润率。尽管加州市场通常受布伦特影响的定价，但加州的油价也取决于当地的供需动态，包括第三方的运输和基础设施容量。在2023年第四季度，油价相对于2023年第三季度有所下降。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的价格相对持平。

犹他州油价历来以低于WTI的折扣价交易，因为当地的炼油厂是针对犹他州独特的石油特性而设计的，而资产的偏远使得进入其他市场的物流通道具有挑战性。但是，我们对现有面积有很高的运营控制权，这为更多的垂直和/或水平开发井和补井提供了显著的上升空间。在截至2024年3月31日、2023年12月31日和2023年3月31日的三个月中，犹他州的平均已实现油价分别为65.79美元、67.20美元和63.27美元，而同期布伦特原油的平均价格为81.76美元、82.85美元和82.16美元

天然气价格

对于我们的加州蒸汽业务，我们为燃气购买支付的价格通常基于西北地区、在落基山脉购买的洛基山脉指数以及在加利福尼亚购买的SoCal Gas城门指数。我们目前在落基山脉购买大部分天然气。现在，我们在落基山脉购买了大部分燃气，在加利福尼亚购买的大部分燃气都使用SoCal Gas城门指数，而在此之前，加州购买的主要指数是Kern，Delivered。西北洛基山指数的价格高达每百万英热单位4.88美元，在2024年第一季度低至每百万英热单位1.78美元。南加州天然气城门指数的价格高达每百万英热单位5.37美元，在2024年第一季度低至每百万英热单位3.10美元。总体而言，在未对冲的基础上，我们在2024年第一季度平均为每百万英热单位支付了3.99美元的天然气购买费用。如果将对冲效应纳入我们的天然气采购，我们在2024年第一季度、2023年第四季度和2023年第一季度分别支付了每百万英热单位4.91美元、5.73美元和8.88美元。

我们的燃气销售价格通常基于西北洛基山脉指数，因为与燃气购买量相同的指数出售为天然气购买提供了天然气的对冲工具。2024年第一季度，我们在犹他州的业务平均已实现天然气价格为3.76美元，而落基山脉西北部的平均天然气价格为3.41美元，实现率为110％。在截至2023年12月31日和2023年3月31日的三个月中，犹他州的平均已实现天然气价格为4.48美元和17.39美元，而西北洛基山脉的平均天然气价格为4.53美元，实现率为99％，实现率为22.36美元，实现率为78％。

天然气价格和差异受到当地市场基本面、产区运输能力可用性和季节性影响的强烈影响。我们对天然气价格的主要敞口在于我们的成本。我们为加利福尼亚的蒸汽洪水和热电联产设施购买的天然气比我们在落基山脉生产和销售的天然气要多得多。我们在落基山脉购买大部分天然气，并使用我们的克恩河管道容量将其运送到我们的加利福尼亚运营点。我们在落基山脉购买了大约48,000mmbtu/d，其余来自加利福尼亚市场。加州的购买量波动不定，2024年第一季度平均为5,000兆英热单位/日，2023年第四季度平均为6,000百万英镑/日，2023年第一季度为3,000百万英镑/日。我们在落基山脉购买的天然气将运往我们在加利福尼亚的业务，以帮助限制我们受加州燃气购买价格波动的影响。我们通过对冲很大一部分天然气采购，努力进一步最大限度地减少蒸汽业务燃气成本的可变性。此外，我们在落基山脉生产和销售的天然气销售的增加部分抵消了汽油价格上涨对我们加州运营开支的负面影响。克恩的产能使我们能够以相同的定价指数购买和出售天然气。

我们力求通过以与天然气价格挂钩的价格向第三方出售热电联产业务中多余的电力，来减少热电联产厂的很大一部分天然气购买风险。除了天然气价格对电价的影响外，夏季的这些销售额通常更高，因为它们包括季节性产能。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的天然气价格有所下降。天然气期货表明，到2024年底和2025年，价格将上涨。

我们的收益还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，为非租赁销售提供电力。虽然我们的热电联产设施的部分电力输出用于我们的生产设施以减少运营开支，但我们还根据长期合同出售两座热电联产设施生产的电力，合同期限为2024年12月和2026年11月。热电联产设施最重要的投入和成本是天然气。

液化天然气的价格和差异与构成这些液体的产品的供需有关。其中一些通常与石油价格相关，而另一些则受天然气价格以及对某些用作原料的化学产品的需求的影响。此外，基础设施限制加剧了定价的波动。

监管事宜

与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的勘探和生产业务和CJWS都受复杂而严格的联邦、州和地方法规的约束，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。总的来说，现行法律法规的影响是通过限制我们财产的使用来限制油井的数量和位置；限制我们开发某些资产和开展某些业务的能力，包括通过严格而繁琐的许可和批准程序；以及减少我们可以从油井中生产的石油和天然气量，有可能将此类产量降低到原本可能或经济的水平以下。此外，过去的监管负担导致了成本增加，将来也可能导致成本增加，因此对运营、资本支出、收益和我们的竞争地位产生了不利影响，并且可能在未来继续产生这种影响。违反这些法律和法规的行为和责任还可能导致声誉损害和重大的行政、民事或刑事处罚、补救性清理、自然资源损失、许可证修改或撤销、运营中断或关闭以及其他责任。纠正此类状况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、经营业绩和未来前景产生不利影响。鉴于对石油和天然气行业实施严格的环境法规，我们在加利福尼亚的业务尤其面临越来越多的监管风险，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，并施加额外的许可、缓解和排放控制义务等。我们无法预测加利福尼亚州（或联邦政府）将来会对我们的运营实施哪些新的环境法律或法规；但是，未来的任何此类法律或法规都可能对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。有关政府法规（包括环境问题法规）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。我们的年度报告中的 “风险因素”。

在过去的几年中，加利福尼亚州和地方各级的许多事态发展导致我们在加利福尼亚州所有资产所在的克恩县钻探新油气井的许可证的发放严重延迟，并且许可程序更加耗时和成本。州和地方机构或联邦机构对钻探和生产活动的许可证和其他批准分别受《加利福尼亚州环境质量法》（“CEQA”）和/或《国家环境政策法》（“NEPA”）规定的环境审查。目前，要求证明遵守CEQA和/或NEPA的要求导致（将来可能会导致）钻探新油井许可证的发放严重延迟，并可能对拟议的油田运营实施缓解措施和限制等。运营商必须先获得许可才能在加利福尼亚进行钻探作业，然后才能从事石油和天然气用地的使用。CEQA要求审查州和地方机构在做出许可决定时考虑拟议的石油和天然气业务对环境的影响。从历史上看，我们通过遵守克恩县石油和天然气业务分区条例来满足CEQA的要求，该条例得到了克恩县环境影响报告（“EIR”）的支持。但是，EIR在2020年受到了法律质疑，EIR的使用目前仍在继续，并且在大多数诉讼中一直没有使用。2024年3月7日，加州上诉法院发表意见，认定EIR存在某些缺陷，并禁止在这些缺陷得到纠正之前依赖EIR来发放石油和天然气许可证的批准。因此，除非克恩县能够顺利解决诉讼并认证符合CEQA的新修订版EIR，否则我们依靠EIR证明符合CEQA来获得钻探新油井的许可证和批准的能力受到限制。由于诉讼，自2022年12月以来，我们和任何其他运营商都没有获得使用EIR钻探新油井以证明CEQA合规性的许可。同时，要获得在克恩县钻探新井的许可证，我们必须通过EIR以外的方式向CalGem证明遵守了CEQA。贝瑞确实对某些资产进行了单独的环境影响分析，而且我们历来已获得在覆盖区域钻探新井的许可。但是，在2023年第三季度，我们在这些地区开始延迟发放新的钻探许可证，我们认为这是由于CalGem的CEQA审查程序发生了变化。实际上，自2023年1月以来，向任何石油生产商发放的在加利福尼亚钻探新井的许可证相对较少。此外，在2023年第三季度，我们的临时工和修井许可的审批程序也开始出现延迟，我们认为确实如此

这也是由于CalGem的审查流程发生了变化。从那时起，CalGem一直保证，它正在审查临时工和修理申请，并努力最终确定其在许可证审查方面的CEQA合规方针，这将使该机构最终能够在更可预测的时间表上恢复定期发放这些许可的做法。尽管如此，自2023年11月以来，CalGem批准的临时许可证数量相对较少，而且我们在修理许可证的审批过程中也继续遇到一些延迟。我们目前手头有足够的许可证，这将使我们能够将计划中的侧轨钻探活动维持到2024年7月，并全年进行修井活动。但是，这种许可证批准延迟可能会持续到2024年，这将阻碍我们实现计划中的2024年侧轨钻探计划和/或限制我们计划的2024年修井计划。如果CalGem没有及时批准2024年计划的剩余支路许可证，我们目前正在探索多种替代许可策略，以满足我们的2024年钻探计划；但是，我们无法保证这些策略中的任何一项最终都会成功，并且无法（及时或根本没有）获得许可可能会对我们的业务和运营业绩产生不利影响。见第一部分，第 1 项和第 2 项。我们的年度报告以及第一部分第1A项中的 “业务和财产—监管事项—石油和天然气行业的监管”。有关EIR和其他许可注意事项的更多信息，请参见我们的年度报告中的 “风险因素”。

2022年9月16日，加利福尼亚州州长将参议院第1137号法案（Sb 1137）签署为法律，该法案禁止在拟议的新钻探或返工距离某些敏感受体（例如房屋、学校或公园）3,200英尺以内，则CalGem允许任何新油井或返工现有油井。该法案将于2023年1月1日生效。但是，在2022年12月，选民公投（“公投”）的支持者收集的签名超过了要求的签名数量，从而将参议院第1137号法案付诸2024年11月投票。2023年2月3日，加利福尼亚州国务卿对签名进行了认证，并确认公投符合2024年11月投票的资格。因此，参议院第1137号法案在付诸表决之前予以搁置。与此相关的是，一位议员于2023年向加利福尼亚州参议院提交了参议院第556号法案（Sb 556），规定拥有石油和天然气生产设施的实体的运营商和所有者对距离此类设施3200英尺以内的某些不利健康状况承担连带责任，但防御措施有限。尽管该法案在上届立法会议期间失效，但一项相同的法案——第3155号议会法案（Ab 3155）——已于2024年初提交加利福尼亚州立法机关，目前正在审议中。另外，第2716号议会法案（Ab 2716）于2024年出台，该法案将要求在一定时间范围内封堵和放弃位于敏感受体3,200英尺以内的某些低产量油井，否则将对运营商处以行政处罚。我们将继续监测这些法案的进展，但我们目前估计，截至2023年12月31日，我们的总探明储量中约有10％处于参议院第1137号法案规定的挫折范围之内。我们预计该法律不会导致我们现有的已探明开发总产量或当前产量发生任何实质性变化。

加利福尼亚州州长于2023年10月签署成为法律的第1167号议会法案（Ab 1167）对获得加利福尼亚州油井或生产设施运营权的个人规定了更严格的财务保障要求。Ab 1167要求此类人员满足国家确定的保证金要求，以足以支付所有油井和生产设施的全部堵漏和废弃费用、退役和场地修复费用。在国家确定适当的债券金额并提交保证金之前，禁止转让油井或生产设施的运营权。在签署Ab 1167号法案时，加利福尼亚州州长呼吁对新要求进行进一步的立法修改，以降低该法律实施后孤井数量增加成为州负债的潜在风险。与Ab 1167类似，加利福尼亚州议员在2024年初提出了第1866号议会法案（Ab 1866），要求任何闲置油井的运营商在2025年7月1日当天或之前向该州提交一项计划，规定管理和消除所有闲置油井，在优先考虑闲置油井进行测试或封堵和废弃时，应考虑一些特定因素。此外，Ab 1866将要求操作员将井垫表面恢复到尽可能接近自然状态或恢复到适合替代用途的状态。任何不遵守Ab 1866的运营商都将受到民事处罚。

2023 年 10 月，加利福尼亚州州长签署了两项法案，要求某些在加利福尼亚开展业务的公共和私营公司披露定量和定性的气候信息。参议院第253号法案（Sb 253）要求每年披露范围1、2和3的温室气体排放，某些排放数据需要第三方保证。该法案要求从2026年开始披露2025年报告年度的范围1和2温室气体排放，并从2027年开始披露2026报告年度的范围3温室气体排放量。Sb 253对年总收入超过10亿美元的上市和私营公司有效。参议院第261号法案（Sb 261）要求每两年在公司网站上发布与气候相关的财务风险以及公司为减少和适应此类风险而采取的措施的披露信息。该法案要求从2026年开始披露2025年报告年度的与气候相关的财务风险披露。Sb 261对年总收入超过5亿美元的上市和私营公司有效。Sb 253和261均在美国加利福尼亚中区地方法院受到质疑。

通胀

近年来，美国的通货膨胀率变得更加显著。与行业中的其他公司类似，该公司的成本也面临通货膨胀压力，即通货膨胀压力导致我们的商品、服务和人员成本增加，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。这种通货膨胀压力是由于 COVID-19 疫情、需求增加、劳动力短缺和其他因素（包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突）造成的供应链中断。2024年期间，通货膨胀率继续保持稳定趋势，如2023年下半年所示。我们无法准确预测这种通货膨胀压力和促成因素是否会持续到2024年。但是，截至2024年3月31日，我们确定自截至2023年12月31日的年度以来，通货膨胀压力没有任何实质性变化。

季节性

季节性天气状况过去和将来都可能影响我们的钻探、生产和油井服务活动。极端天气条件可能对实现钻井和完井目标以及生产目标构成挑战。季节性天气还可能导致设备、物资和人员的竞争加剧，这可能导致短缺和成本增加或延迟运营。冬季，尤其是在犹他州，我们的运营一直受到冰雪、春季和夏季的暴风雨和高温以及野火和雨水的影响，并将来可能会受到影响。

我们力求通过以与天然气价格挂钩的价格向第三方出售热电联产业务中多余的电力，来减少热电联产厂的很大一部分天然气购买风险。除了天然气价格对电价的影响外，夏季的这些销售额通常更高，因为它们包括季节性产能。在2024年第一季度，天然气价格低于2023年第四季度的价格。我们的套期保值策略加上从落基山脉获得天然气的中游渠道，有助于我们减轻高昂的天然气价格对成本结构的影响。

资本支出

在截至2024年3月31日的三个月中，我们的总资本支出约为1,700万美元，包括资本化管理费用和利息，不包括收购和资产报废支出。截至2024年3月31日的三个月，勘探与生产和企业支出为1,600万美元（不包括100万美元的油井维修和废弃资本）。截至2024年3月31日的三个月，这些资本支出中约有90％和10％分别用于加利福尼亚和犹他州的业务。

我们在2024年勘探与生产业务、CJWS和公司活动的资本支出预算在9,500万美元至1.1亿美元之间，如果全面执行，我们预计2024年的产量将与2023年相比基本持平。我们目前预计，到2024年，石油产量将占总产量的93％左右，与2023年基本持平。根据当前的大宗商品价格和迄今为止的钻探成功率，我们预计能够从运营现金流中为2024年的资本发展计划提供资金。我们目前的2024年资本计划侧重于支路和劳动。我们还预计，2023年下半年通过附加收购获得的资产将实现全年产量，如果我们全面执行2024年的资本预算，这将有助于我们在2024年保持产量基本持平。由于加利福尼亚州持续的监管不确定性影响了我们在加利福尼亚州的所有资产所在的克恩县的许可程序，资本计划是基于这样的假设而制定的，即我们不会在2024年在加利福尼亚州获得更多的新钻探许可证，但我们将继续及时获得计划活动所需的其他许可证和批准。但是，正如本季度报告其他部分所讨论的那样，除了新的钻探许可证外，我们发现及时获得修井和分道许可证的能力有所延迟。这些延误有可能对我们2024年的侧轨钻探和修井计划产生不利影响。有关影响我们钻探和开发资产能力的法律法规（包括影响监管部门批准和许可要求的法律法规）的更多讨论，请参阅本季度报告和年度报告中的 “—监管事项”。

不包括上述资本支出，我们计划在2024年全年花费约2100万至2400万美元用于堵漏和弃置活动，其中大部分计划用于满足我们在加州闲置油井计划下的年度债务要求。在截至2024年3月31日的三个月中，我们在堵漏和放弃活动上花费了大约200万美元。

有关与我们的资本计划相关的潜在风险的信息，请参阅第一部分，第 IA 项。我们的年度报告中的 “风险因素” 以及 “——监管事项”。

产量和价格

下表列出了有关每个指定时期的平均日产量、总产量和平均价格的信息。