プレスリリース

直ちに釈放する

Berry Corporation(Bry)は2022年の株主リターン1.89億ドルを含む2022年第4四半期と通年の財務業績を発表した。2023年の固定配当金を2倍に増加させる

ダラス、テキサス州-2023年2月22日(Global Newswire)-Bry社(Bry)(ナスダックコード：Bry)(以下、“貝瑞”または“会社”)は今日、2022年第4四半期と通年業績を発表した。第4四半期、ベイリー社の純収益は7200万ドル、あるいは1株当たり希釈後の収益は0.90ドル、調整後の純収益(1)は7600万ドル、あるいは1株当たり希釈後の収益は0.95ドルだった。ベイリー社の年間の純収益は2.5億ドル、あるいは1株当たり希釈後の収益は3.03ドル、調整後の純収益(1)は2.26億ドル、あるいは1株当たり希釈後の収益は2.74ドル、経営活動からの現金流量は3.61億ドル

2022年のハイライト

·記録的な1億89億ドルの株主報酬を提供した

◦1株当たり固定および可変配当金1.78ドル(2023年3月に支払う配当金を含む)と

◦500万株を買い戻し，現在の流通株の7%を占めている

·純収入は2.5億ドル、調整後EBITDA(1)は3.8億ドル

·経営活動によるキャッシュフローは3.61億ドル、調整後の自由キャッシュフロー(1)は2億ドル

·明らかになった埋蔵量を1.1億boeに増やし、主に油田を拡大することで236%の埋蔵量置換を実現

·2023年第1四半期から固定配当金を1株0.48ドルに倍増すると発表

·株の買い戻し許可を2億ドルに増やす

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(1)これらの非GAAP測定基準の入金およびより多くの情報を理解するために、本プレスリリースの後の“非GAAP財務測定および調整”を参照してください。

2022年はバリーにとって、財務的にも運営的にも良い年だ。私たちが信じられない資産の質と、カリフォルニアの生産を横ばい(前年の資産剥離を差し引く)でカリフォルニアの環境を規制する能力をもう一度示しました。私たちは他のエネルギー会社と比較して、私たちの資産の質が私たちに競争優位を持たせると信じている。私たちの減少曲線は十代以下で、2022年までに、私たちの既存の油井あるいは基礎生産量は私たちの年間生産量の94%に達しました。私たちは誇りを持って配当金と株買い戻しの形で株主に1億89億ドルを返還しました。これは私たちの現在の時価の約27%で、わずか1年で返却されました。私たち独自の資産と運営モデルは強力な自由キャッシュフローを生成し、私たちの株主リターンモデルに基づいて分配されると、私たちの株主に業界をリードするリターンを提供します“とベリー最高経営責任者のフェルナンド·アロホ氏は述べた

私たちの業務計画と戦略に対する自信を反映して、2023年に四半期固定配当金を2倍に増加させます。私たちの目標は、私たちが大量の自由キャッシュフローを生成し続け、それを株主に返す能力を示し続け、私たちの資産の質と私たちが業務を効率的に管理する能力を証明することです。

2022年第4四半期の業績

2022年第4四半期の純収入は7200万ドル、調整後EBITDAは7800万ドルだったが、第3四半期はそれぞれ1.92億ドルと9700万ドルだった。この低下は，主に大口商品価格の低下による収入低下，燃料購入コストの上昇，温室効果ガス(“温室効果ガス”)コストの上昇である。

同社の2022年第4四半期の平均日生産量は25，800バレル/日で、第3四半期と横ばいだった。2022年第4四半期に全社の石油生産量は環比で2%増加し、カリフォルニアの生産量は第4四半期に1%増加し、21100 mboe/dに達した。カリフォルニアは完全に石油で構成され、会社の総生産量の82%を占めている。

2022年第4四半期、ヘッジショックを含む全社の原油価格は1バレル73.39ドル、第3四半期は1バレル76.41ドルだった。ヘッジショックの影響を除いて、カリフォルニアの第4四半期の平均実現原油価格は1バレル81.66ドルで、ブレント原油の92%、第3四半期は1バレル91.67ドルで、ブレント原油の94%だった

レンタル運営費用は、当社カリフォルニア蒸気事業の燃料ガスコストを含め、天然ガス購入価格の上昇により、2022年第4四半期は第3四半期より11%増加しました。天然ガスの平均購入価格は第3四半期より18%上昇した。

2022年第4四半期には、温室効果ガスの時価価格とより高い物件税が原因で、所得税を含まない税収が第3四半期より95%増加した。

第3四半期と比較して、2022年第4四半期の一般·行政費用が15%増加したのは、ほぼ完全に幹部交代コストによるものである。調整後の一般·行政費(1)は、非現金株補償コストや非日常的コストは含まれておらず、前四半期並み

利益率の向上により、油井修理·廃棄業務C&J Well Servicesの純収入は2022年第4四半期に27%増加し、660万ドルに達したが、第3四半期は520万ドルだった。

2022年第4四半期、資本支出は約4500万ドルで、買収、資産廃棄債務支出、500万ドルの油井修理と廃棄資本は含まれていない。この数字は第3四半期の4100万ドルに比べて増加しており、カリフォルニアの今年遅い時期の開発活動を反映している。また、バリーの第4四半期の封じ込め·廃棄活動のための費用は約400万ドルだった

2022年通年実績

2022年の純利益は2億5千万ドルだが、2021年の純損失は1600万ドル。2022年の調整後のEBITDAは3.8億ドル、2021年は2.12億ドル。この成長は主に石油や天然ガスの価格上昇や温室効果ガスコストの低減に推進されているが，一部は高い購入燃料コスト，他の非燃料リース運営費，一般と行政費用で相殺されている。

2021年と比較して，会社の2022年通年の平均日生産量低下は2021年末(カリフォルニア州)と2022年初め(コロラド州)による資産剥離によって推進されたが，2022年初めのユタ州Antelope Creek買収によって部分的に相殺された。2021年の資産剥離後のカリフォルニアの生産量は前年比横ばいであり、新しい掘削許可を得る上で重大な挑戦があるにもかかわらず、年間資本分配をサイドラインの増加、井戸修理と再完成活動に転換させた。新たな掘削活動とAntelope Creekの買収により，2022年のユタ州の生産量は2021年より12%増加し，自然低下の影響を相殺した

2022年、ヘッジ効果を含む全社の原油価格は1バレル77.59ドル、2021年は1バレル50.12ドルだった。ヘッジショックの影響を除いて、カリフォルニアの平均実現原油価格は1バレル93.40ドル、2022年はブレント原油の94%、2021年は1バレル67.27ドルであり、ブレント原油の95%である

レンタル運営費用は、当社カリフォルニア蒸気事業の燃料コストを含めて28%増加しました。その理由は、購入した燃料、油井メンテナンスと修理コスト、外部サービス、化学品、電力、その他のインフレ影響に関する価格上昇です。天然ガスの平均購入価格は2021年より39%上昇した。天然ガス価格はまた発電費用に影響を及ぼす。

2021年末(カリフォルニア州)と2022年初め(コロラド州)で行われた資産剥離も、電力、マーケティング、輸送活動を含む、私たちの地方業務に関連する他の支出および収入を減少させました。特に、私たちの大部分のマーケティング費用と収入は私たちのコロラド州業務と関係があり、これらの業務は2022年初めに販売されます。

2021年と比較して，2022年に所得税を除く税収が15%低下したのは，カリフォルニアが2021年第4四半期に削減した温室効果ガス排出を剥離したことと，2022年の余剰業務の温室効果ガスの市価価格の低下によるものである。

2021年と比較して、2022年の一般と行政費用は32%増加し、主に油井修理と廃棄業務の年間費用、従業員コストが膨張し、非現金株式給与コストとより高い専門サービスコストを含む。調整後の一般·行政費用には、非現金株式補償費用や非日常料金は含まれておらず、ほぼ同じ理由で増加している

2021年10月1日から、会社の油井整備·廃棄事業実績が会社の総合業績に含まれている。この事業の2022年通年の業績には，サービス収入1.81億ドル，サービスコスト1.43億ドル，一般と行政費用1300万ドル，所得税前純収益1500万ドル，調整後EBITDA 2600万ドルが含まれている

買収·資産廃棄債務支出を含まない資本支出は2022年に合計1.45億ドル(800万ドルの油井修理·放棄資本は含まれない)、2021年には1.32億ドルとなる。2021年と比較して，同社が2022年に資本計画を増加させるのは，原油価格環境の改善やグローバル·国家経済環境の改善に対応するためである。同社は2021年と比較して、2022年にユタ州の資産により多くの資本を割り当てており、一部の原因は新たに買収したAntelope Creek物件にチャンスがあるからだ。カリフォルニア州で新たな掘削許可を得ることは重大な挑戦に直面しているため、同社は新井の掘削を減少させ、サイド掘削、井戸修理、再井戸活動を増やした

カリフォルニア州は前年と比較して。通年の資本支出増加の一部の原因も、コストインフレが私たちの最初の予想を超えたためであり、私たちは年中の状況を経験し始めた。また、2022年、バリーは閉鎖と廃棄活動に2000万ドルを費やした。

2022年12月31日現在、同社の流動資金は2億52億ドルで、その中には4600万ドルの現金と2.06億ドルの会社循環信用手配に利用可能な借金が含まれている。

2022年12月31日現在，埋蔵量は110 mm boeであり，その76%がカリフォルニア州に位置し，PV−10(1)の85%の値が位置していることが明らかになった。2022年、Berryは236%の埋蔵量置換を実現し、主に油田拡張から来た。

バリー首席財務官のマイク·ヘルム氏は“2023年を展望して、株主に相当な見返りをもたらす核心戦略は変わっていない。私たちは私たちの株主リターンモデル分配を修正しています。目標は私たちの株式価値を増加させ、私たちの資本コストを下げることです。私たちの戦略は固定配当金を2倍に増加させることを含み、現在は1株当たり0.48ドルを計画している。また、私たちは私たちが調整した自由現金フローの80%を主に株式買い戻しと債務買い戻しに割り当て、残りの20%は可変配当金に分配するつもりだ。現在の価格と見通しに基づいて、私たちの現在の目標は高いビット数の配当収益率で、固定配当金と浮動配当金を結合することである。私たちは、私たちの生産を最適化し、コスト効率を推進することで、これらの目標を支援するための2023年の資本計画を策定した。バリーのポイントは、私たちの株主リターンモデルを通じて株主価値を最大化し、私たちがコントロールできるものを管理することです“

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(1)これらの非GAAP測定基準の入金およびより多くの情報を理解するために、本プレスリリースの後の“非GAAP財務測定および調整”を参照してください。

四半期配当金

2023年2月、会社取締役会は、会社株主リターンモデルに基づいて、2022年第4四半期調整後の自由キャッシュフローに基づいて、会社が発行した普通株の配当総額は、1株当たり0.06ドルの固定配当金と0.44ドルの可変配当金を含む1株当たり0.50ドルであると発表した。この2種類の配当金はいずれも2023年3月23日に2023年3月15日終値時に登録された株主に支払われる。次の表に示すように、2022年の現金配当総額は1株1.78ドルであることに起因する

2022年配当

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(1)可変配当金は、業績期間(株主報酬モデルに従って分割された変数を決定するための期間)の後の四半期に発表される。この表は四半期ごとに得られた配当金の総額を示している

将来を展望して、取締役会が発表した後、会社は固定配当金を2倍に増加させ、四半期ごとに1株当たり0.12ドル、あるいは毎年1株当たり0.48ドルに達するつもりである；可変配当金はその株主リターンモードに基づいて支払われる。

更新された株主リターンモデル(SRM)

2023年第1四半期の業績から、更新された株主リターンモデルに基づいて、ベイリー計画は調整後の自由キャッシュフローを以下のように割り当てる

·80%が主に株式買い戻しと債務買い戻し、

·可変配当金は20%です

調整後の自由現金流量は、私たちの現金残高のすべての増加または減少を表すものではなく、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻し、または他の自由支配可能支出に使用できると推定してはならない。なぜなら、他の非自由可処分支出が本措置から差し引かれず、必要に応じて80%のバケットから支払われるからだ

取締役会はまた株式買い戻しの許可を2億ドルに増加させた。監査委員会は以前7500万ドルの債務買い戻しを承認したが、これらすべてはまだ利用可能だ。

2023年通年指導

Berryの2023年資本計画は、クーン県の現在の許可環境に影響を与える管理層の制限の経験を反映しており、基本的な約束は、株主に報いるために調整後の自由キャッシュフローを最大限に増加させることである。そのため、現在の計画では、年間生産量は前年比でやや低下することが予想され、主な原因は期待される新掘削許可証の受信遅延である。結論的に、ベイリーの現在の2023年資本計画は、既存の油井に関連する井戸や他の活動、および私たちが許可を得た限られた数の新しい油井に重点を置いている。しかし、現在のストリップ定価によると、同社は2023年に大量の調整後の自由キャッシュフローを発生させることができると予想している。疑問を生じないように，自由キャッシュフローが年ごとに下落することが予想されるのは，ほぼ完全に低い商品価格の仮定によるものである

同社は2023年の予想石油生産量の約4分の3を石油ヘッジし，ブレント原油の価格は1バレル約77ドル，2023年の予想天然ガス購入量の約4分の3の天然ガスをヘッジし，価格は100万バレルあたり約5.40ドルであった。

2023年通年指導			ロー						高
平均日生産量(boe/d)(1)			24,000						25,200
外地行動費用(ドル/boe)(2)			$35.00						$37.00
E&P非生産収入(ドル/boe)(3)			$3.30						$3.50
天然ガス購入ヘッジ決済(ドル/boe)(4)(5)			(3.60)						(3.85)
所得税以外の税(ドル/boe)			$4.75						$5.25
調整後の総務と行政(G&A)費用(ドル/boe)(6)(7)
E&P部門と会社			$6.55						$6.95
井戸を修理して廃棄管セグメントを廃棄する						~$1.55
資本支出(百万ドル)
E&P部門と会社			$95						$105
井戸を修理して廃棄管セグメントを廃棄する						~$8
油井整備と廃棄部分調整後のEBITDA(ドル)						~$27

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(1)石油生産量は全体の約92%を占めると予想される。

(二)野外作業費用には、レンタル経営費、電気代、交通費、営業費が含まれる。

(三)E&P非生産収入には、電力、輸送、およびマーケティング活動の販売収入が含まれる。

(4)天然ガス購入ヘッジ決済とは、これらのデリバティブから1バレル単位で受信または支払いされた現金である。

(5)2023年2月1日現在の天然ガス対沖寸およびベース差に基づいて、Mmbtu当たり3.75ドルのHenry Hub天然ガス価格。

(6)調整された一般及び行政費用及び油井整備及び廃棄分部が調整したEBITDAは、非公認会計基準財務措置である。会社はこれらの測定基準の入金を提供しない。会社はこのような入金はある程度の精度と確実性を意味すると考えているので、これは投資家を困惑させる可能性があり、また不合理な努力がなければ、GAAP財務測定基準またはGAAP財務測定基準から除外されたいくつかの項目を合理的に予測することができない。これは，まだ発生していない，会社が制御できない，あるいは合理的に予測できない様々な項目の時間や数を予測することが固有の困難であるためである.最も直接比較可能なGAAP財務指標を提供しない非GAAP展望性指標は対応するGAAP財務指標と重大な差があるかもしれない。

(7)“非公認会計基準財務計量と調整”における更なる議論と入金を参照。

E&Pフィールドワーク

私たちは私たちが以前言った運営支出や運営費用の列報方式を変えた。全体的に，経営陣はコアE&P運営費用および我々のコージェネレーション，マーケティング，輸送活動を考慮することで，我々E&Pの現場運営の効率を評価している。特に，我々のカリフォルニアでの探査·採掘業務のコアコンポーネントは蒸気であり，蒸気を用いて重油を地面に持ち上げている。私たちはいくつかの熱電併給施設を運営して、私たちが運営するために必要な蒸気を生産しています。我々火力発電所と我々の運転中の他の蒸気源のコスト効果を比較したところ，経営陣は，事業施設のために購入した天然ガスコストと，E&P現場運転で使用した蒸気と電力の価値，および余分な電力を電力網に売却した収入を含めて火力発電所の運営コストを考慮した。私たちは天然ガス購入ヘッジを通じてカリフォルニア蒸気事業の燃料ガスコストの変動性を最小限にするために努力している。したがって，我々のE&P現場業務の効率は，これらのデリバティブから受け取ったり支払ったりする現金決済の影響を受ける.ロッキー山脈からガスを輸送する契約もあります。これは歴史的にカリフォルニアの市場よりずっと安いです。輸送·マーケティングについては，管理層はE&P業務の全体的な効率を評価する際に増量能力の日和見販売も考慮している

レンタル業務費用には、燃料、労働力、地方事務所、車両、監督、メンテナンス、道具と用品、修理費用が含まれています。電気料金には，我々2つのコージェネレーション施設が電気料金を支給する燃料，人工，メンテナンスおよび工具と用品部分が含まれており，残りのコージェネレーション費用はリース運営費用に計上されている。交通費は私たちが自宅で生産している石油や天然ガスの輸送コストやそれを市場に運ぶコストに関係しています。マーケティング費用は主に第三者から購入した天然ガスに関するもので、これらの天然ガスは私たちの収集と加工システムを通じて、第三者に販売される。電力収入は我々2つのコージェネレーション施設の過剰電力を市場価格で長期契約に基づいてカリフォルニア州の公共事業会社に売却することから来ている。これらの熱電併給施設の規模はそれぞれの油田の蒸気需要を満たすことができるが，それに応じて発生する電力はこれらの油田の現在の作業に必要な電力を超えている。輸送販売とは、私たちが第三者を代表して私たちのシステム上で輸送する水と他の液体と関係があり、マーケティング収入とは、第三者から第三者に購入して販売する天然ガスの販売を意味する。

収益電話会議

通話日：2023年2月22日(水)

通話時間：午前11：00東部時間/午前10：00中部時間/午前八時太平洋時間

以下のサイトに加えてオーディオネットワークライブのみを聴く：https：//edge.media-server.com/MMC/p/wjwwahmjまたはhttp：//bry.com/ategory/Events

ライブ通話で質問したい場合は、いつでも以下のリンクで事前登録してください

Https：//Register.vent.com/Register/BIc 62 dbff 31 cac 400 faf 92 dc 1624074392

登録後、ダイヤル番号と一意のPIN番号を受け取ります。そして、ダイヤルしたり、ダイヤルしたりすることができます。あなたが入力する時、あなたはあなたの個人識別コードを入力してコールに入れます。登録後にPINを忘れたり、登録確認メールを紛失した場合、再登録するだけで新しいPINを受け取ることができます。

ネットワークベースの音声再生は、放送終了直後に提供され、http：//ir.bry.com/Reports-Resourcesにアーカイブされるか、http：//edge.media-server.com/MMC/p/wjwwahmjにアクセスする

ベリー社について(Bry)

バリーはアメリカ西部に上場(ナスダックコード：BRY)の独立上流エネルギー会社であり、カリフォルニア州サンワーキン盆地とユタ州ユタ州ユタ盆地の陸上低地質リスク、長期常規石油埋蔵量に集中し、カリフォルニアで良好な維持と廃棄能力を持っている。もっと情報を知りたいのですが、同社のサイト：bry.comにアクセスしてください。

前向きに陳述する

本プレスリリースにおける情報には、1933年“証券法”第27 A節及び1934年“証券取引法”第21 E節に示された前向き陳述が含まれる。歴史的事実に関する陳述に加えて、本プレスリリースに含まれる会社の予想、信じまたは予想される将来発生する可能性のある計画、活動、イベント、目標、目標、戦略または発展に関するすべての陳述、例えば、私たちの財務状況に関する陳述、流動性、キャッシュフロー(調整された自由現金流量を含むが、限定されないが含まれる)、予想される財務および運営、結果、資本計画と開発および生産計画、経営および商業戦略、潜在的な買収機会、備蓄、ヘッジ活動、資本支出、資本リターン、私たちの株主リターンモデルおよび未来の任意の配当金の支払い；未来の株式または債務の買い戻し；私たちのESG戦略およびこれに関連する新しいプロジェクトまたはサービスの開始；資本投資、回収係数、および他の指導は前向きに表現されている。本プレスリリースにおける前向き記述は様々な仮説に基づいており，その多くの仮説はさらなる仮説に基づいている.これらの仮説は作成時に合理的であると考えられるが，これらの仮説自体は重大な不確実性や意外な状況の影響を受けており，これらの状況は困難または予測不可能であり，我々が制御できるものでもない.そのため、このような展望性陳述は重大なリスクと不確定要素に関連し、著者らの予想運営結果、流動性、キャッシュフローと業務の将来性に重大な影響を与える可能性がある

Berryはあなたに、これらの展望的な陳述は天然ガス、NGLと石油の探査と開発、生産、収集と販売に関連するすべてのリスクと不確定性の影響を受けることを想起させ、その中の大部分のリスクと不確定性は予測が困難であり、多くのリスクと不確定性はBerryの制御範囲を超えている。これらのリスクには、大口商品価格変動に限定されないが、我々の掘削および開発資産能力を阻止、延期、または他の方法で制限することができる立法および規制行動が含まれているが、規制承認および許可手続きを実施するための追加的な要求、カリフォルニアまたは他の事業地域の気候変動または他の環境問題への立法および規制措置、競争または代替エネルギーへの投資と開発、掘削、生産および他の経営リスク、競争の影響、天然ガスおよび石油埋蔵量の推定、および将来の生産性の予測における固有の不確実性、私たちは探査と開発活動によって私たちの埋蔵量を代替する能力；キャッシュフローと資本獲得の機会；発展支出の時間と資金調達；環境、健康と安全リスク、ヘッジ計画の影響；下流需要または貯蔵能力の不足による可能性のある生産停止、生産中断と能力制限。または、我々の石油および天然ガスおよび他の加工および輸送考慮を提供する第三者輸送および市場出前インフラ(パイプラインシステムを含む)の他の制限；行われている新冠肺炎の大流行が需要および定価レベルに与える影響および持続時間；私たちのESG戦略を効果的に配置する能力、およびこれに関連する新しいプロジェクトまたはサービスを開始することに関連するリスク；国内および世界の全体的な政治および経済状況、インフレレベル, 特に最近過去最高水準に上昇したこと、およびインフレを低減するための政府の努力は、金利の向上、税法の改正、および“項目1 A”のタイトルで説明された他のリスクを含む。リスク要因“は，会社が2021年12月31日までの年次報告Form 10−Kと2022年9月30日までの四半期報告Form 10−Qにある。

あなたは通常、目標、予想、達成可能、信じ、予算、継続、可能、努力、推定、予想、予測、目標、指導、意図、可能、目標、展望、計画、潜在、予測、プロジェクト、探索、すべき、目標、会議、および他の同様の言葉によって識別することができ、これらの言葉は、イベントまたは結果の予期される性質を反映する。

いかなる展望的陳述も、この陳述がなされた日にのみ発表され、私たちは、法的要件が適用されない限り、新しい情報、未来の事件、または他の理由によるものであっても、いかなる展望的陳述を修正または更新する責任も負わない。私たちは、私たちが米国証券取引委員会に提出した文書の開示を慎重に考慮することを投資家に促し、これらの文書は、私たちのウェブサイトまたは以下の投資家関係連絡先によって取得することができ、または米国証券取引委員会のウェブサイトwww.sec.govから取得することができる。

連絡先

連絡先：Berry Corporation(Bry)

トッド·クラブトリ-投資家関係部マネージャー

(661) 616-3811

メールボックス：ir@bry.com

以下の各表

提供される財務情報およびいくつかの他の情報は、最も近い整数または最も近い小数に丸められている。したがって、列内の数字の和は、いくつかのテーブルにおいて列に提供される総数と完全に一致しない可能性がある。さらに、ここで提供されるいくつかのパーセンテージは、丸め前の基本情報からの計算を反映しており、したがって、相関計算が丸められた数字に基づく場合、導出されたパーセンテージと完全に一致しない場合があり、または丸めによって合計に適合しない可能性がある。

結果要約

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(1)“非公認会計基準財務計量と調整”における更なる討論と入金を参照する。

(2)調整後の自由キャッシュフローは、当社が2022年までに使用した指標ではない。

下記表に当社業務部門の独立列報期間に関する精選財務情報と、合併に基づいて当社の財務情報を得るために必要な合併と相殺分録を示す。Berryは2021年10月1日にC&J Well Servicesを買収し，その運営結果はBerryの2021年第4四半期からの総合業績に含まれている。

			2021年12月31日までの年度
			E&P						油井の修理と廃棄						会社/淘汰						合併後の会社
			(未監査) (単位：千)
収入(1)			$	665,509					$	35,840					$	—					$	701,349
所得税前純収益			$	82,826					$	1					$	(96,956)					$	(14,129)
調整後EBITDA(2)			$	251,146					$	4,310					$	(43,310)					$	212,146
資本支出			$	129,479					$	1,029					$	2,211					$	132,719
総資産			$	1,450,157					$	81,093					$	(74,771)					$	1,456,479

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(1)これらの収入にはヘッジ和解は含まれていない

(2)“非公認会計基準財務計量と調整”における更なる討論と入金を参照する。

商品定価

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(1)Kern，Delivered Indexは天然ガス購入のためのカリフォルニアの相関指数である.

(2)西北、ロッキー山脈およびHenry Hubはロッキー山脈の天然ガス販売と購入に関する指数である。

天然ガス価格と差額は現地市場のファンダメンタルズ、生産区の輸送能力の獲得性と季節性の影響を強い影響を受ける。天然ガス価格に対する私たちの主な開口は私たちの費用だ。カリフォルニアの蒸気洪水とコージェネレーション施設のために購入した天然ガスはロッキー山脈で生産·販売されている天然ガスよりずっと多い。2022年5月、私たちはロッキー山脈で天然ガスの大部分を購入し、私たちのクーン川パイプライン能力を使用して私たちのカリフォルニア業務に輸送し始めた。2022年、私たちは約60，000 MMBTU/dを購入しました。そのうち12，000 MMBTU/dは、クーン川パイプラインと締結した48，000 MMBTU/d契約からカリフォルニア州で購入されました。ロッキー山脈で購入した天然ガスは、カリフォルニア州での業務に輸送され、カリフォルニアの燃料ガス購入価格変動の影響を受けることを制限するために支援されています。大部分の天然ガス購入をヘッジすることにより，蒸気業務の燃料ガスコストの変動性をさらに低減することに努めている。また、天然ガス価格の上昇がカリフォルニアの運営費用に与える負の影響部分は、ロッキー山脈での生産と販売の天然ガス販売増加によって相殺された

現在のヘッジ·ヘッジの概要

私たちは2023年1月31日まで、以下の原油生産と天然ガス購入ヘッジを持っている。

E&Pフィールドワーク

私たちは私たちが以前言った運営支出や運営費用の列報方式を変えた。全体的に，経営陣はコアE&P運営費用および我々のコージェネレーション，マーケティング，輸送活動を考慮することで，我々E&Pの現場運営の効率を評価している。特に，我々のカリフォルニアでの探査·採掘業務のコアコンポーネントは蒸気であり，蒸気を用いて重油を地面に持ち上げている。私たちはいくつかの熱電併給施設を運営して、私たちが運営するために必要な蒸気を生産しています。我々火力発電所と我々の運転中の他の蒸気源のコスト効果を比較したところ，経営陣は，事業施設のために購入した天然ガスコストと，E&P現場運転で使用した蒸気と電力の価値，および余分な電力を電力網に売却した収入を含めて火力発電所の運営コストを考慮した。私たちは天然ガス購入ヘッジを通じてカリフォルニア蒸気事業の燃料ガスコストの変動性を最小限にするために努力している。したがって，我々のE&P現場業務の効率は，これらのデリバティブから受け取ったり支払ったりする現金決済の影響を受ける.ロッキー山脈からガスを輸送する契約もあります。これは歴史的にカリフォルニアの市場よりずっと安いです。輸送·マーケティングについては，管理層はE&P業務の全体的な効率を評価する際に増量能力の日和見販売も考慮している

レンタル業務費用には、燃料、労働力、地方事務所、車両、監督、メンテナンス、道具と用品、修理費用が含まれています。電気料金には，我々2つのコージェネレーション施設が電気料金を支給する燃料，人工，メンテナンスおよび工具と用品部分が含まれており，残りのコージェネレーション費用はリース運営費用に計上されている。交通費は私たちが自宅で生産している石油や天然ガスの輸送コストやそれを市場に運ぶコストに関係しています。マーケティング費用は主に第三者から購入した天然ガスに関するもので、これらの天然ガスは私たちの収集と加工システムを通じて、第三者に販売される。電力収入は我々2つのコージェネレーション施設の過剰電力を市場価格で長期契約に基づいてカリフォルニア州の公共事業会社に売却することから来ている。これらの熱電併給施設の規模はそれぞれの油田の蒸気需要を満たすことができるが，それに応じて発生する電力はこれらの油田の現在の作業に必要な電力を超えている。輸送販売とは、私たちが第三者を代表して私たちのシステム上で輸送する水と他の液体と関係があり、マーケティング収入とは、第三者から第三者に購入して販売する天然ガスの販売を意味する。

生産統計

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(1)生産量とは，その期間内に販売された数量である.私たちはまた石油と天然ガスを採掘するためにレンタル生産された天然ガスの一部を消費する。

(2)2021年10月末までPlacerita物件の生産量を含む。2021年、これらの油田の平均日生産量は約700 boe/dである。

(3)2022年2月の買収時から2022年末までのカモシカ渓地域の生産量を含む。

(4)2022年1月、コロラド州のすべての天然ガス資産を剥離した。

(5)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日までの1年間、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと6.45ドルであった

資本支出

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(1)資本支出には、資産化管理費用及び利息が含まれ、買収及び資産廃棄支出は含まれていない

(2)2022年12月31日、2022年9月30日、2021年12月31日までの四半期の資本支出には、油井整備·廃棄事業のための500万ドル、200万ドル、100万ドルがそれぞれ含まれており、2021年10月1日に買収された。2022年12月31日と2021年12月31日までの年間の資本支出には、それぞれ800万ドルと100万ドルの油井修理·廃棄事業が含まれている。

非公認会計基準財務計量と入金

調整後の純収益(損失)は純収益(損失)を測る指標ではなく、調整後の自由現金流量はキャッシュフローを測る指標ではなく、調整後のEBITDAはいずれの場合も公認会計基準で決定された純収益(損失)やキャッシュフローを測る指標ではない。調整後のEBITDA、調整後の自由キャッシュフロー、調整後の純収入(損失)および調整後の一般と行政費用は、管理層と財務諸表の外部ユーザ(例えば業界アナリスト、投資家、融資者、格付け機関)が使用する非GAAP補充財務指標である。

調整後のEBITDAを，利息支出，所得税，減価償却，損失および償却前の収益，所定のデリバティブ決済で受信または支払いされた現金を差し引いたデリバティブ収益や損失，減価，株式補償費用，およびあまり見られない項目と定義する。我々の経営陣は，調整後のEBITDAは，我々の財務状況，運営結果，キャッシュフローを評価するために有用な情報を提供し，業界や投資界に広く利用されていると考えている。この措置はまた、我々の経営陣が私たちの経営業績をより効果的に評価し、私たちの融資方式や資本構造を考慮することなく、異なる時期の結果を比較することができるようにしている。また、調整されたEBITDAを使用して、生産レベルを維持し、2021年のRBL融資メカニズムのヘッジ需要ではなく、私たちの戦略的ヘッジ需要を決定するために資本分配を計画しています

調整後の純収益(損失)をデリバティブ収益または赤字調整後の純収益(損失)と定義し、所定のデリバティブ決済のために受け取ったり支払われたりした現金、異常かつ一般的ではない項目を控除し、これらの調整を我々の法定税率を用いて行った所得税費用または収益と定義する。調整後の純収益(損失)は収益に影響する異常とあまり見られない項目の影響を含まず、これらの項目の差異は非常に大きく、予測不可能であり、非現金項目、例えば派生ツール損益を含む。経営陣は、異なる期間の結果期間を比較する際に、この測定基準を使用する。調整後の純収益(赤字)は、経営陣が何らかの影響指標を除いて比較可能であり、会社のコア業務の取引や活動を反映していない後、会社の持続的な財務や経営業績をどのように評価するかを反映しているため、投資家にとって有用であると信じている。私たちはまた投資家たちが私たちの四半期業績を同業者と比較しやすいと信じている。

私たちは、自由キャッシュフローを調整することを、非公認会計基準の財務指標である定期固定配当金と維持資本を差し引いた運営現金流量と定義する。維持資本とは石油及び天然ガスの年間生産量を維持するために必要な資本支出であり、資本支出と定義され、適用すれば、戦略業務拡張に関連する探査及び開発資本支出を含まず、例えば石油及び天然ガス資産及びいかなる探査及び開発活動を買収及び剥離して生産量を増加させ、前年度の年間生産量を増加させ、及び補助持続可能な計画或いはその他の適宜及び核心業務の維持と関係のない他の支出に関連する油井修理及び廃棄及び会社支部の資本支出を含む。管理層は、調整後の自由キャッシュフローは、投資家が既存の石油および天然ガス資産ベースの既存生産量を維持して株主に資本を返還し、既存資産基盤を買収または投資することによってさらなる業務拡張に資金を提供して生産量を増加させ、他の非自由支配費用を支払った後、既存の石油および天然ガス資産基盤の経営活動から現金を生成する能力を分析するのに役立つかもしれないと信じている。経営陣はまた、四半期可変配当金を決定する主な指標として、調整後の自由現金流量を使用している。我々の株主リターンモデルによると，2022年には，調整後の自由キャッシュフローの60%を直接株主リターンに割り当て，主に現金可変配当の形で，日和見債務の買い戻しを予定している。私たちは私たちの広範な掘削機会在庫、私たちの短期と長期持続可能な開発計画の推進、株の買い戻しを含む日和見成長のために残りの40%を使用する予定です, 資本保留と資金強制債務要求または他の非自由支配可能な支出。2023年初めには、四半期固定配当金を1株当たり0.12ドルに増加させることを含む株主リターンモデルを更新した。実際に支払われた配当金は、当社の収益、財務状況、融資合意の制限、ビジネス状況、その他の要因を含む既存の条件に基づいて当社の取締役会によって決定されます。私たちはまた調整後の自由キャッシュフローの分配を修正した。私たちの目標は全体的なリターンを通じて株主価値を最大化し続けることだ。2023年からの支出は、(A)80%が債務または株式買い戻しの形態、または成長および持続可能な措置を含む他の項目、および強制債務超過要求または他の非自由支配支出に資金を提供すること、(B)20%が可変現金配当金の形態であることになる。

調整後の自由現金流量は私たちの現金残高のすべての増加または減少を代表するものではなく、調整後の自由現金流量のすべての金額が可変配当金、債務または株式買い戻しまたは他の自由可処分支出に使用できると推定すべきではなく、私たちは強制的な債務超過要求と他の非自由可処分支出があるため、この指標から差し引くことはできない。

調整後の一般および管理費用を、非現金株式補償費用と非常に一般的ではないコスト調整後の一般および管理費用を差し引くと定義します。経営陣は、調整後の一般的かつ行政費用は、異なる時期の業績をより効率的に比較できるようにするために有用だと考えている。調整後の一般的かつ行政費用は投資家にとって有用であると信じています。経営陣が会社の持続的な経営をどのように評価するかを反映しているからです

非現金株報酬を差し引いた期間の一般的および行政費用、および影響指標が比較可能であり、会社の行政コストを反映しない異常またはまれなコスト。私たちはまた投資家たちが私たちの四半期業績を同業者と比較しやすいと信じている。

調整されたEBITDA，調整された自由現金流量，調整された純収益(損失)および調整された一般および行政支出はすべて非汎用会計基準計量であるが，計算調整されたEBITDA，調整された自由現金流量，調整された純収益(損失)および調整された一般および行政費用の金額は汎用会計基準で計算される。これらの計量は公認会計原則に従って計算した収入と流動資金計量に対する補充であり、代替ではなく、公認会計原則に従って計算した収入と流動資金計量の代替、あるいは公認会計原則に従って計算した収入と流動資金計量よりも意義があるとみなされてはならない。調整後EBITDAに含まれないいくつかの項目は、我々の資本コストおよび税収構造、ならびに減価償却可能および枯渇可能な資産の歴史的コストのような、我々の財務業績を理解し評価する重要な構成要素である。調整後のEBITDA，調整後の自由キャッシュフロー，調整後の純収益(損失)および調整後の一般や行政費用の計算は，他社が使用している他の類似名称の測定基準と比較できない可能性がある。調整後のEBITDA，調整後の自由現金流量，調整後の純収益(損失)および調整後の一般·行政費用は，公認会計基準に基づいて作成した財務諸表に含まれる情報とともに読むべきである。

PV-10は非GAAP財務指標であり、業界内で石油と天然ガス会社の現在値を理解するために広く用いられている。これは，明らかにされた石油や天然ガス埋蔵量の推定将来の現金流入の現在値から将来の開発や生産コストを差し引いたものであり，毎年10%の割引率で将来のキャッシュフローを反映した時間であり，デリバティブ取引や将来の所得税の推定に影響を与えない。経営陣は、PV−10は、アナリストや投資家によって石油·天然ガス会社の評価に広く用いられているため、投資家に有用な情報を提供していると考えている。将来納付すべき所得税の額を見積もる際には、多くのユニークな要因が会社に影響を与える可能性があるため、経営陣は、税前評価基準を用いることが評価会社に価値があると考えている。PV-10は公認会計基準に基づいて計算された将来の純現金流量割引の標準計量の代替方法と見なすべきではない

調整後EBITDA

以下の表は、非公認会計基準計量調整後のEBITDAと公認会計基準財務計量における純収益(損失)と経営活動提供(使用)の現金純額との入金を示し、状況に応じて定める。

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(1)非日常的コストには、2021年第4四半期および2022年第1四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用、2022年第4四半期の役員交代コストが含まれる。

(2)その他の資産·負債の変動には、運営資金や各種無形項目が含まれる。

調整後のEBITDAは，首席運営決定者(CODM)に報告する指標であり，部門ごとの資源配分と評価業績の決定を目的としている。EBITDAは、利息支出、所得税、減価償却、損失および償却前の収益、所定の派生製品の決済のために受信または支払いされた現金を差し引いた派生製品の収益または損失、減価、株式補償支出、およびあまり見られない項目を表す。

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(1)非日常的コストには、2021年第4四半期および2022年第1四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用、2022年第4四半期の役員交代コストが含まれる。

調整後自由キャッシュフロー

下表に非GAAP財務計測調整後の自由キャッシュ流量とGAAP財務計測が示す期間の経営キャッシュフローの入金を示す。我々は，我々の株主リターンモデルとして調整された自由キャッシュフローを用いて，2022年に始まった.

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(1)統合に基づく

(2)維持資本とは、年間生産量を横ばいに維持するために必要な資本であり、計算方法は以下のとおりである

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(A)資本支出には、購入および資産廃棄支出を含まない資本化間接費用および利息が含まれる

(B)戦略業務拡張に関連する探査·開発部門の資本支出、例えば石油及び天然ガス資産及び任意の探査及び開発活動を買収及び剥離して生産量を向上させ、前年度の年間生産量及び油井修理及び廃棄部門を超える資本支出、及び付属持続可能性措置に関連する会社支出又はその他の適宜及びコア業務の維持とは無関係な支出を含む。2022年12月31日までの四半期、2022年9月30日までの四半期、2022年12月31日までの年度では、油井整備·廃棄部門に関連する約500万ドル、200万ドル、800万ドルの資本支出は含まれておらず、これらの支出は基本的に持続可能な開発計画に使用されている。2022年12月31日までの四半期、2022年9月30日までの四半期、2022年12月31日までの年度では、約50万ドル、80万ドル、300万ドルの会社資本支出を排除し、これらの支出はベースライン生産の維持とは無関係であることを確認した。

(三)申告された固定配当金を代表して、合併株主権益表の“申告済み普通株式配当”の欄に計上する。

(4)調整後の自由キャッシュフローは、当社が2022年までに使用した指標ではない。

調整後純収益

次の表は非GAAP財務指標調整後の純収益(損失)とGAAP財務指標調整後の純収益(損失)と調整後の1株当たり純収益(損失)-1株当たり純収益-希薄化後の入金を示した。

			現在の四半期
			2022年12月31日												2022年9月30日												2021年12月31日
			(単位：千)						1株当たり-薄めて						(単位：千)						1株当たり-薄めて						(単位：千)						1株当たり-薄めて
			(未監査)
調整後純収益(損失)対帳簿純収益(損失)：
純収入			$	71,964					$	0.90					$	191,660					$	2.34					$	8,825					$	0.11
プラス(マイナス)：
派生製品の損失(収益)			7,412						0.09						(143,221)						(1.75)						32,150						0.38
予定のデリバティブ決済のための現金純額			(3,504)						(0.04)						(14,739)						(0.18)						(33,421)						(0.40)
その他営業費用			(1,023)						(0.02)						623						0.01						(1,726)						(0.01)
非日常的コスト(1)			3,268						0.04						—						—						2,030						0.02
総足し算，純額			6,153						0.07						(157,337)						(1.92)						(967)						(0.01)
所得税(費用)調整収益(2)			(1,668)						(0.02)						42,654						0.52						262						—
調整後純収益			$	76,449					$	0.95					$	76,977					$	0.94					$	8,120					$	0.10
調整後の純収益の基本1株当たり収益			$	1.00											$	0.99											$	0.10
調整後の純収益の減額1株当たり収益			$	0.95											$	0.94											$	0.10
加重平均流通株-基本			76,181												78,044												80,007
加重平均流通株-希釈			80,312												82,045												84,011

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(1)非日常的コストには、2021年第4四半期および2022年第1四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用、2022年第4四半期の役員交代コストが含まれる

(2)2022年と2021年とも連邦と州法定税率が使用されている。私たちは以前に使用された実際の税率ではなく、法定税率を反映するために2021年の開示を更新した。

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(1)非日常的コストには、2021年第4四半期および2022年第1四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用、2022年第4四半期の役員交代コストが含まれる

(2)2022年と2021年とも連邦と州法定税率が使用されている。私たちは以前に使用された実際の税率ではなく、法定税率を反映するために2021年の開示を更新した。

調整後の総務と行政費用

次の表は一般と行政費用の公認会計基準財務計量と調整後の一般と行政費用の非公認会計基準財務計量の入金を示した。

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(1)非日常的コストには、2021年第4四半期および2022年第1四半期の買収·剥離活動に関する法律および専門サービス費用、2022年第4四半期の役員交代コストが含まれる

埋蔵量とPV−10

2022年12月31日までに我々が推定した明らかな埋蔵量と関連するPV−10を表にまとめた

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(1)我々の見積もり純備蓄は、米国証券取引委員会の指導に基づいて、前12ヶ月の平均月初め価格に基づいて決定された。石油と天然ガスの未加重算術平均価格は2022年12月31日現在でブレント原油1バレルあたり100.25ドル，天然ガスはMmbtu Henry Hubあたり6.4ドルである。石油と凝縮油1バレルあたりの出来高加重平均実現価格は91.33ドル，天然ガスと凝縮油1バレルあたりの出来高加重平均実現価格は48.76ドル，mcfあたりの出来高加重平均実現価格は6.76ドルであった。価格は物件の全ライフサイクルにわたって不変であり，市場環境を反映した定価の違いを考慮した。価格の計算には，品質リース調整，燃料減額，地域差，マーケティングボーナスや減額，その他の井口受領価格に影響する要因を含む米国証券取引委員会の現行ガイドラインと会計規則で構築された石油と天然ガス価格パラメータを用いた

(2)明らかにされた開発済み埋蔵量は総埋蔵量の約14%を占め、石油総埋蔵量の14%を占める。

(3)天然ガス体積は、石油1バレルに対する6 mcf天然ガスのエネルギー含有量をboeに換算した。1バレル当たりの石油当量は必ずしも価格の同値を招くとは限らない。1バレル当たりの石油当量で計算した天然ガス価格は現在、石油の相応価格を大幅に下回っており、また数年来も同様に低い。例えば、2022年12月31日までの1年間、ブレント石油とHenry Hub天然ガスの平均価格はそれぞれ1バレル99.04ドルと6.45ドルであった。

(4)PV-10の定義および将来の純現金流量割引との標準化計量との入金については，次の表を参照されたい。PV−10はデリバティブ取引を発効させない。

以下の表は、我々が明らかにした埋蔵量のPV−10と、2022年12月31日までの将来の純キャッシュフロー割引の標準化された測定基準との台帳を提供する

次の表に2022年の埋蔵量の変化と生産量を示します

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(1)鉱物購入は主に2022年2月に買収したAntelope Creek物件である。

(2)鉱物販売はコロラド州における当社のすべての天然ガス資産に関連しており、これらの資産は2022年1月に剥離された。

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