米国証券取引委員会

ワシントンD.C. 20549

フォーム 10-Q

四半期終了時について 2024年3月31日

または

_______________から_______________への移行期間について

コミッションファイル番号001-38606

(憲章に明記されている登録者の正確な名前)

16000 ダラスパークウェイ、 スイート 500

ダラス、 テキサス75248

(661)616-3900

(郵便番号を含む主要な執行部の住所

登録者の電話番号（エリアコードを含む）

同法第12条 (b) に従って登録された証券：

登録者が（1）1934年の証券取引法のセクション13または15（d）によって提出が義務付けられているすべての報告を過去12か月間（または登録者がそのような報告を提出する必要があったほど短い期間）提出したかどうか、および（2）過去90日間にそのような提出要件の対象であったかどうかをチェックマークで示してください。はい☒ いいえ ☐

登録者が過去 12 か月間（または、登録者がそのようなファイルの提出を求められたほど短い期間）に、規則 S-T の規則 405（本章の §232.405）に従って提出する必要のあるすべてのインタラクティブデータファイルを電子的に提出したかどうかをチェックマークで示してください。はい☒ いいえ ☐

登録者が大規模な加速申告者、加速申告者、非加速申告者、小規模な報告会社、新興成長企業のいずれであるかをチェックマークで示してください。取引法規則12b-2の「大規模加速申告者」、「加速申告者」、「小規模報告会社」、「新興成長企業」の定義を参照してください。

新興成長企業の場合は、登録者が取引法のセクション13（a）に従って規定された新規または改訂された財務会計基準を遵守するために延長された移行期間を使用しないことを選択したかどうかをチェックマークで示してください。☐

登録者がシェル会社（証券取引法の規則12b-2で定義されている）かどうかをチェックマークで示してください。はい ☐ いいえ☒

2024年4月30日現在の発行済普通株式 76,938,994

目次

このレポートに表示される財務情報やその他の特定の情報は、最も近い整数または最も近い10進数に四捨五入されています。そのため、列の数値の合計が、このレポートの特定の表のその列に示されている合計値と正確に一致しない場合があります。さらに、このレポートに示されている特定のパーセンテージは、四捨五入前の基礎情報に基づく計算を反映しているため、関連する計算が四捨五入された数値に基づいている場合に導き出されるパーセンテージと正確に一致しない場合や、四捨五入により合計されない場合があります。

パート I — 財務情報

アイテム1。財務諸表 (未監査)

ベリー・コーポレーション (bry)

要約連結貸借対照表

(未監査)

			2024年3月31日						2023年12月31日
			(千単位、株式金額を除く)
資産
流動資産：
現金および現金同等物			$	3,457					$	4,835
売掛金（ドルの貸倒引当金を差し引いたもの）655 2024年3月31日および2023年12月31日に			89,937						86,918
デリバティブ商品			—						5,288
その他の流動資産			45,979						43,759
流動資産合計			139,373						140,800
非流動資産:
石油と天然ガスの特性			1,921,843						1,906,134
累積減額と償却額			(627,966%)						(592,621)
石油と天然ガスの総資産、純額			1,293,877						1,313,513です
その他の財産と設備			169,799						167,767
減価償却累計			(78,972)						(74,668)
その他の資産と設備の合計、純額			90,827						93,099
繰延所得税			41,455						30,308
デリバティブ商品			—						5,463
その他の固定資産			9,984						10,975
総資産			$	1,575,516					$	1,594,158
負債と資本
現在の負債:
買掛金と未払費用			$	184,539					$	213,401
デリバティブ商品			45,908						9,781
流動負債合計			230,447						223,182
固定負債:
長期債務			448,121						427,993
デリバティブ商品			20,667						959
繰延所得税			—						2,344
資産償却義務			177,900						176,578
その他の非流動負債			9,537						5,126
コミットメントと不測の事態-注4
株主資本:
普通株式 ($)0.001 額面価格; 750,000,000 承認された株式; 88,942,805 そして 87,671,241 発行済み株式、そして 76,938,994 そして 75,667,430 それぞれ2024年3月31日および2023年12月31日の発行済株式）			89						88
追加払込資本金			790,108						819,157
自己株式、原価（12,003,811 それぞれ2024年3月31日と2023年12月31日の株式）			(113,768)						(113,768)
利益剰余金			12,415%						52,499
株主資本の総額			688,844						757,976
負債総額と株主資本			$	1,575,516					$	1,594,158

添付の注記は、これらの要約連結財務諸表の不可欠な部分です。

添付の注記は、これらの要約連結財務諸表の不可欠な部分です。

添付の注記は、これらの要約連結財務諸表の不可欠な部分です。

添付の注記は、これらの要約連結財務諸表の不可欠な部分です。

ノート 1 —プレゼンテーションの基礎

ノート 2 —債務

ノート 3 —デリバティブ

ノート 4 —コミットメントと不測の事態

ノート 5 —エクイティ

ノート 6—財務諸表への補足開示

ノート 7—買収と売却

ノート 8—一株当たり利益

ノート 9—収益認識

ノート 10—セグメント情報

アイテム 2.経営陣による財政状態と経営成績の議論と分析

経営陣による財政状態と経営成績（「MD&A」）に関する議論と分析は、フォーム10-Qのこの四半期報告書（「四半期報告書」）に記載されている当社の中間未監査連結財務諸表および関連メモ、ならびに2023年12月31日に終了した年度のフォーム10-Kの年次報告書（「年次報告書」）に含まれる監査済み連結財務諸表と関連注記と併せて読む必要があります。」）は証券取引委員会（「SEC」）に提出されました。このレポートで「私たち」、「私たち」、「私たち」、「ベリー」、「会社」などの用語を使用する場合、文脈によっては、Berry Corp. とその子会社、Berry LLC、C&J Management、C&Jを指しています。

当社

私たちは、価値重視の米国西部の独立系上流エネルギー企業で、陸上で地質学的リスクが低く、長寿命の石油・ガス埋蔵量に重点を置いています。私たちは、（i）探鉱と生産（「E＆P」）と（ii）井戸サービスと放棄という2つの事業セグメントで事業を展開しています。当社のE&P資産はカリフォルニア州とユタ州にあり、油分が多いことが特徴で、主に人口の少ない農村地域にあります。カリフォルニア州の資産はサンホアキン盆地（100％石油）にあり、ユタ州の資産はユインタ盆地（石油60％、ガス40％）にあります。

カリフォルニアでのE&P事業に関しては、従来の浅い石油貯留層に焦点を当てています。このような井戸の掘削と完成は、型にはまらない資源開発とは対照的に比較的低コストです。カリフォルニアの石油市場は、主にブレントの影響を受けた価格設定と結びついています。通常、ウェスト・テキサス・インターミディエイト（「WTI」）と比較して割高な価格設定を実現しています。カリフォルニア州のすべての資産は、150年以上の生産の歴史があり、かなりの量の石油が残っているサンホアキン盆地の石油が豊富な貯水池にあります。流域の長い生産の歴史を通じて生成されたデータから、その貯水池の特徴と地質学的リスクの低い機会は一般的によくわかっています。

また、ユインタ盆地にあるユタ州の上流資産もあり、4,000フィートから8,000フィートまでの深さで石油と天然ガスを生産しています。私たちは既存の面積（純面積99,000エーカー）を高度に運営管理しています。これにより、さらなる開発や再完成に大きなメリットがあります。

当社の井戸処理および放棄事業では、C&Jとして運営されているカリフォルニア最大の上流の井戸サービスおよび放棄事業を行っています。C&Jは、カリフォルニア州の石油・天然ガス生産会社に、井戸サービスや水物流などの坑井施設サービスを提供しています。さらに、C&Jは、生産寿命の終わりに井戸の詰まりや放棄サービスを行っています。これにより、カリフォルニア州の遊休井戸という大きな市場を基盤として、ベリーにとって戦略的な成長機会が生まれると考えています。

私たちの戦略の中核は、資本効率を最適化しながら、運用コストを超える多額のフリーキャッシュフローを生み出すことによって価値を創造することです。そうすることで、私たちは全体的な利益を通じて企業価値を最大化することを目指しています。2018年7月の新規株式公開（「IPO」）以来、私たちは企業価値を最大化し、配当や自社株買いを通じてフリーキャッシュフローを株主に還元するというコミットメントを示してきました。また、キャッシュフローを増やす買収も行いました。

当社の株主還元モデルはシンプルで、キャッシュフローの強化と負債削減によるレバレッジ解消を含む、フリーキャッシュフローの配分と株主への長期的な利益を最適化するという当社の取り組みを示しています。戦略の一環として、既存の生産量を維持し（特に、新しい井戸掘削の許可を取得することが制限されている現在の規制環境では）、生産量を適度に増やすことも可能な、追加買収を検討しています。規模によっては、非GAAP指標である調整後フリーキャッシュフローを増やす方法として、追加買収の全部または一部が資本支出の再配分によって賄われる場合があり、調整後フリーキャッシュの80％の部分を利用する場合があります

株主還元モデルで指定されているフロー。

私たちは、業界の状況、経営成績、その他の要因に基づいて、株主還元モデルに基づく配分を随時見直しています。2024年に、非GAAP指標である調整後フリーキャッシュフローの定義を更新しました。これは、営業からのキャッシュフローから通常の固定配当と資本支出を差し引いたものです。この更新は、会社の資本支出要件全体とより一致するようになりました。2023年の調整後フリーキャッシュフローは、営業活動によるキャッシュフローから通常の固定配当と維持資本を差し引いたものとして定義されました。維持資本は、実質的に同じ量の石油・ガス生産量を維持するために必要な資本支出を表し、資本支出として定義されました。ただし、該当する場合、(i) 石油・ガス資産の買収や売却、および前年の年間生産量を超えて生産量を増やすための探鉱・開発活動などの戦略的事業拡大に関連するE&P資本支出、（ii）当社の井戸サービスと放棄への資本支出を除きますセグメント、（iii）その企業支出付随的な持続可能性イニシアチブおよび/または（iv）任意で中核事業の維持とは無関係なその他の支出に関連しています。前の期間の調整済みフリーキャッシュフローは、更新された定義に合わせて遡及的に調整されていません。調整後フリーキャッシュフローは、当社の現金残高の合計増減を表すものではありません。また、調整後フリーキャッシュフローの全額が変動配当、負債または株式の買戻し、追加買収、追加買収、その他の成長機会、またはその他の裁量支出に利用できると推測しないでください。この指標から差し引かれない非裁量支出があるためです。調整後のフリーキャッシュフローは非GAAP財務指標です。営業活動によって提供される現金（GAAPに従って計算および提示された当社の最も直接的に比較可能な財務指標）と、調整後のフリーキャッシュフローの非GAAP財務指標との調整については、「非GAAP財務指標」を参照してください。

私たちは、減少率が低い石油加重生産拠点全体で戦略を成功裏に実行することと、魅力的なフルサイクル経済性を備えた特定された掘削、側道、改修場所の豊富な在庫が相まって、事業に資金を提供し、資本効率を最適化し、企業価値を最大化するフリーキャッシュフローを生み出すという私たちの目標をサポートすると信じています。また、商品価格サイクルや買収を通じて魅力的な有機的かつ戦略的な成長を探求できるように、適切な流動性ポジションと管理しやすいレバレッジプロファイルを維持するよう努めています。既存の資産を効率的かつ戦略的に運営および開発することに加えて、既存の事業を補完し、キャッシュフローを強化し、必要な許可や承認の発行が遅れることを条件として、生産を前年比でほぼ横ばいに保つという戦略をさらに進めることを可能にする、アクレティブ・プロダクション・ボルトオン不動産の買収を目指しています。詳細については、パートI、アイテム1と2を参照してください。年次報告書の「事業と不動産—規制事項—石油・ガス産業の規制」。私たちの戦略には、資産の効用を最大化し、株主に価値を創造し、より安全で効率的で排出量の少ない事業に沿った環境目標を支援するために、プラスかマイナスかを問わず、業界を動かし、事業に影響を与える多くの要因に積極的に関与することが含まれます。

最近の動向

2024年4月、掘削されて完成し、2024年の第2四半期に生産が開始される予定の2～3マイルの横坑4本の21％の持分を購入しました。これらはユタ州の既存の事業に隣接しており、これらの井戸の結果は、当社の作付面積における事業機会を評価するために使用されます。通常の購入価格調整を条件として、合計購入価格は約1,000万ドルでした。

業務の計画と評価方法

当社では、以下の指標を使用して事業業績を管理および評価しています。(a) 調整後EBITDA、(b) 調整後フリーキャッシュフロー (c) E&P事業からの生産量 (d) E&Pフィールドオペレーション指標、(e) HSE結果、(f) 一般管理費、(g) 活動レベル、価格設定、および提供された各サービスの相対的パフォーマンスに基づくウェルサービスおよび放棄事業の業績。

調整後EBITDA

調整後EBITDAは、当社の経営陣がE&P事業とCJWSの両方の業績を分析および監視するために使用する主要な財務および営業指標です。また、調整後EBITDAも使用しています

生産レベルを維持するための資本支出配分を計画し、2021年のRBLファシリティのヘッジ要件（以下の「—流動性と資本資源」で定義）のヘッジ要件とは別に、戦略的ヘッジの必要性を判断します。調整後EBITDAは非GAAPベースの財務指標であり、利息費用、所得税、減価償却（「DD&A」）を控除した利益、デリバティブ損益または定期デリバティブ決済により受領または支払われた現金を差し引いたデリバティブ損益、減損、株式報酬費用、およびまれにしか発生しない項目と定義しています。営業活動によって提供（使用）された純利益（損失）と純現金（GAAPに従って計算および提示された当社の最も直接的に比較可能な財務指標）と、調整後EBITDAの非GAAP財務指標との調整については、「経営陣の議論と分析—非GAAP財務指標」を参照してください。この補足的な非GAAP財務指標は、経営陣や財務諸表の外部ユーザー（業界アナリスト、投資家、貸し手、格付け機関など）によって使用されます。

調整後のフリーキャッシュフロー

私たちは株主還元モデルを利用して、調整後フリーキャッシュフローの配分を決定します。この株主還元モデルはシンプルで、キャッシュフローの強化と負債削減によるレバレッジ解消を含む、フリーキャッシュフローの配分と株主への長期的な利益を最適化するという当社の取り組みを示しています。2023年の初めに最終更新された調整後フリーキャッシュフローの配分は、（a）主に負債の買戻し、株式の買戻し、戦略的成長、および生産資産の買収という形で80％を、（b）変動配当の形で20％とすることを意図しています。実際に支払われる配当（固定または変動）は、当社の収益、財務状況、融資契約の制約、事業状況、その他の要因を含む、当時の状況と状況に照らして、取締役会によって決定されます。

プロダクション

石油とガスの生産は、当社の業績を左右する重要な要素であり、事業の成功にとって重要な要素であり、将来の開発経済学の予測にも使用されます。私たちは継続的に生産量を測定し、綿密に監視し、結果に応じて不動産開発の取り組みを調整しています。商品タイプ別に生産量を追跡し、前の期間や期待される結果と比較します。

E&Pフィールド・オペレーションズ

全体として、経営陣は、コージェネレーション、マーケティング、輸送活動とともに、中核となるE&P運営費を考慮して、E&Pフィールド業務の効率性を評価します。特に、カリフォルニアでのE&P事業の中核は、重質油を地表に持ち上げるために使用する蒸気です。私たちは、事業に必要な蒸気の一部を生産するために、いくつかのコージェネレーション施設を運営しています。当社のコージェネレーションプラントの費用対効果を事業における他の蒸気源と比較する際、経営陣は、施設を運営するために購入する天然ガスのコストを含むコージェネレーションプラントの運営コストを、E&Pフィールド事業で使用される蒸気と電気の価値、およびグリッドへの余剰電力の販売から得られる収益と照らし合わせて考慮します。私たちは、天然ガスの購入ヘッジを利用して、カリフォルニアの蒸気事業における燃料ガスコストの変動を最小限に抑えるよう努めています。したがって、E&Pフィールド業務の効率性は、これらのデリバティブから受け取る現金決済または支払う現金決済の影響を受けます。また、ロッキー山脈からの燃料ガスの輸送契約も結んでいます。ロッキー山脈は歴史的にカリフォルニア市場よりも安価でした。輸送とマーケティングに関しては、経営陣はE&P業務の全体的な効率性を評価する際に、生産能力の増大による日和見的販売も考慮します。

リース運営費には、燃料、人件費、現地事務所、車両、監督、メンテナンス、工具と消耗品、改修費用が含まれます。発電費用には、燃料、人件費、メンテナンス、および2つのコージェネレーション施設からの工具と消耗品の発電費用に割り当てられた部分が含まれます。残りのコージェネレーション費用は、リース運営費に含まれます。輸送費とは、生産した石油やガスを自社施設内で輸送したり、市場に移動したりするための費用です。マーケティング費用は主に、第三者から購入し、当社の収集および処理システムを通過して第三者に販売する天然ガスに関するものです。電力収入は、2つのコージェネレーション施設からの余剰電力を長期契約に基づいてカリフォルニアの公益事業会社に市場価格で売却することによるものです。これらのコージェネレーション施設は、それぞれの分野の蒸気需要を満たす規模になっていますが、それに見合った発電量は、それらの分野での操業に現在必要とされている電力を上回っています。輸送販売は、当社が第三者に代わって当社のシステム上で輸送する水やその他の液体に関するもので、マーケティング収益は、第三者から購入および販売された天然ガスの売上です。

健康、安全、環境

石油・ガス業界の他の企業と同様に、当社のE&P事業とC&Jの事業は、健康と安全、物質の放出または排出、土地利用または環境保護を規定する複雑な連邦、州、地方の法律および規制の対象となります。これにより、当社の資産や事業の使用が制限されたり、コストが増加したり、当社の製品やサービスに対する需要が低下したり、使用が制限されたりする可能性があります。この四半期報告書の「—規制事項」とパートI、項目1と2を参照してください。「事業と財産—規制事項」とパートI、項目1A。年次報告書の「リスク要因」では、HSEに関するものを含む政府の規制が、当社の事業、運営、資本支出、収益、競争力に与える可能性のある影響について説明しています。

長期的な価値の創造への取り組みの一環として、私たちは倫理的、安全、責任ある方法で事業を行い、環境を保護し、私たちの人々と私たちが生活し事業を展開する地域社会に配慮するよう努めています。また、人と環境を保護し、既存の法律や規制を遵守するリソースの可能性をタイムリーに最大限に引き出すために、規制当局、事業を展開するコミュニティ、その他の利害関係者との積極的かつ透明な関わりを求めています。私たちはさまざまな方法でHSEのパフォーマンスを監視し、従業員と請負業者に高い基準を求めています。HSEインシデントや流出防止など、企業のHSE基準を満たすことは、全従業員を対象とした短期インセンティブプログラムの一部です。

一般管理費

私たちは、諸経費の効率性を測るために、現金、一般管理費を監視しています。このような費用は、当社の企業および専門家チームが当社の資産開発と日常業務に提供する適切なレベルのサポートの重要な要素です。

井戸サービスと放棄業務の実績

私たちは、この事業の調整後EBITDAだけでなく、サービスと顧客ごとの収益とコスト、および井戸サービスおよび放棄業務のパフォーマンスを常に監視しています。

ビジネス環境、市場の状況、そして展望

当社の営業および財務成績、および石油・ガス業界全体の業績は、差異を含む商品価格の影響を強く受けます。差異は、世界の地政学的・経済的状況、地域および地域の市場要因、混乱など、さまざまな市場関連変数の結果として大幅に変動しており、今後も変動する可能性があります。石油と天然ガスの価格は、これまで変動してきましたし、今後も変動する可能性があります。ガスの純購入者として、当社の運用コストは通常、ガス販売よりも天然ガス価格の変動の影響を強く受けると予想されます。

当社の井戸サービスと廃材事業は、石油・ガス会社の支出に依存しています。これは、商品価格の変動や規制環境の変化による影響を一部反映している場合があります。既存の油井や天然ガス井は、生産を維持するために継続的な支出を必要とするため、石油・ガス会社が既存の井戸の維持管理に費やす支出は、歴史的に比較的安定しており、生産が安定していれば予測可能でした。さらに、井戸を塞いだり放棄したりするというお客様の要求は、主に商品価格への依存度が低い規制要件によって決まります。

2022年10月、OPEC+は、生産割当量の初期削減を2023年12月まで延長すると発表しました。2023年6月、OPEC+は2024年1月から2024年12月にかけて生産割当量をさらに引き下げ、2022年10月の削減を延長しました。2023年11月、OPEC+は、2024年1月から2024年3月にかけて、合計で2.2ミリブル/日とする追加の自主削減を発表しました。2024年3月、OPEC+は2.2ミリブル/日の削減を2024年の第2四半期まで延長することに合意しました。

ウクライナで進行中の紛争に対応して、ロシアの石油に対する制裁と輸入禁止がさまざまな国で実施され、世界の石油供給の流れがさらに変化しています。石油と天然ガスの価格は、とりわけ、ウクライナで進行中の紛争、中東で進行中の紛争、国際的な制裁、OPEC+による将来の行動に関する憶測、ガス価格の上昇、高金利、インフレとインフレ削減のための政府の取り組み、金融市場や信用市場のボラティリティの高まりや長期にわたる景気後退など、世界経済全体の健全性に起こりうる変化などによる需要の変化に応じて増減する可能性があります。さらに、石油と天然ガス価格の変動により、化石燃料からの移行が加速し、長期的には需要が減少する可能性があります。これらの要因やその他の外部要因（気候変動規制に関する政府の措置など）が最終的に当社の将来の事業、流動性、財務状況、経営成績にどの程度影響するかは非常に不確実であり、将来の動向など、私たちの管理下にはなく、正確に予測することもできない多くの要因に左右されます。

さらに、石油・ガス業界の他の企業と同様に、当社の事業は、井戸や施設の掘削、完成、井戸刺激、運用、維持または放棄、エネルギー、水、土地、温室効果ガス、その他の排出物の管理、健康、安全、環境の保護、または当社製品の輸送、マーケティング、販売に関する厳しい連邦、州、地方の法律および規制の対象となります。連邦、州、地方の機関がこれらの地域を規制する権限を重複して主張することがあります。パートI、アイテム1と2を参照してください。当社の事業に影響する法律や規制の説明については、年次報告書の「事業と財産—規制事項—健康、安全、環境問題の規制」を参照してください。規制上のリスクに関連する詳細については、パートI、項目1Aを参照してください。年次報告書の「リスク要因 — 当社の事業と業界に関連するリスク」。

商品価格設定と差異

当社の収益、コスト、収益性、株主還元、および将来の成長は、石油・天然ガスの生産で受け取る価格と、天然ガスの購入に支払う価格に大きく依存します。これらの要因は、パートI、項目1Aで説明したものを含むさまざまな要因の影響を受けます。年次報告書の「リスク要因」。

石油と天然ガスの価格と差は、市場に関連するさまざまな変数の結果として大きく変動する可能性があります。石油や天然ガスの価格変動によるリスクを軽減するために、デリバティブを使って予測される石油・ガス生産量やガス購入の一部をヘッジしています。次の表は、以下に示す期間の当社製品の平均ベンチマーク価格に対する特定の平均ベンチマーク価格、平均実現価格、および価格実現率をパーセンテージとして示しています。

__________

(1) は、指定された指数と比較した当社の実現価格のパーセンテージを表します。

石油価格

カリフォルニアの精製業者は州の需要の約75％をOPEC+諸国やその他の水系供給源から輸入しているため、カリフォルニアの石油価格はブレントの影響を受けます。私たちは、ブレントの影響を受けた価格設定を受けることが、カリフォルニアで引き続き堅調なキャッシュマージンを実現できることに貢献していると考えています。カリフォルニア市場は一般的にブレントの影響を受けますが、カリフォルニアの石油価格は、第三者の輸送やインフラの容量など、現地の需要と供給のダイナミクスによっても決定されます。2023年の第4四半期に、石油価格は2023年の第3四半期に比べて下落しました。2024年の第1四半期の価格は、2023年の第4四半期と比較して比較的横ばいでした。

ユタ州の石油価格は歴史的にWTIよりも割引価格で取引されてきました。これは、地元の製油所がユタ州独自の石油特性に合わせて設計されており、資産が遠隔にあるために他の市場へのアクセスが物流的に困難になっているためです。しかし、私たちは既存の作付面積を高度に運営管理しているため、垂直および/または水平の開発井の追加や再完成には大きなメリットがあります。2024年3月31日、2023年12月31日、2023年3月31日に終了した3か月間、ユタ州の平均実現石油価格はそれぞれ65.79ドル、67.20ドル、63.27ドルでしたが、同時期のブレント原油の平均価格は81.76ドル、82.85ドル、82.16ドルでした

ガス価格

カリフォルニアの蒸気事業では、通常、ロッキー山脈での購入の場合はノースウェスト、ロッキー山脈の購入の場合は北西部のロッキー山脈指数、カリフォルニアでの購入の場合は南カリフォルニアガスのシティゲート指数に基づいています。私たちは現在、ガスのほとんどをロッキー山脈で購入しています。現在、私たちはロッキー山脈で燃料ガスの大部分を購入しているので、カリフォルニアでの購入のほとんどはSoCal Gasのシティゲート指数を使用していますが、このシフト以前は、カリフォルニアでの購入の主な指数はカーン、デリバリーでした。北西部のロッキーマウンテン指数の価格は、2024年の第1四半期には、mmbtuあたり4.88ドルと高く、mmbtuあたり1.78ドルと低かったです。南カリフォルニアガスのシティゲート指数の価格は、2024年の第1四半期には、mmbtuあたり5.37ドルと高く、mmbtuあたり3.10ドルと低かった。全体として、ヘッジなしで、2024年の第1四半期にガス購入に対して1mmbtuあたり平均3.99ドルを支払いました。ガス購入にヘッジ効果を含めると、2024年の第1四半期、2023年の第4四半期、2023年の第1四半期に、それぞれ1mmbtuあたり4.91ドル、5.73ドル、8.88ドルを支払いました。

当社の燃料ガス販売価格は通常、ロッキー山脈北西部の指数に基づいています。燃料ガス購入と同じ指数で販売することは、ガス購入の自然なヘッジとなるからです。2024年の第1四半期に、ユタ州の事業所の平均実現ガス価格は3.76ドルでしたが、ロッキー山脈北西部の平均ガス価格は3.41ドルで、110％の実現率でした。2023年12月31日と2023年3月31日に終了した3か月間で、ユタ州の平均実現ガス価格は4.48ドルと17.39ドルでしたが、北西部のロッキー山脈の平均ガス価格はそれぞれ4.53ドル、つまり実現99％、22.36ドル、つまり実現78％でした。

天然ガスの価格と格差は、現地市場のファンダメンタルズ、生産地域からの輸送能力の利用可能性、季節的な影響の影響を強く受けます。ガス価格の主な影響を受けるのはコストです。カリフォルニアの蒸気洪水やコージェネレーション施設では、ロッキー山脈で生産・販売する天然ガスよりもはるかに多くの天然ガスを購入しています。私たちはロッキー山脈でガスのほとんどを購入し、カーンリバーのパイプラインを利用してカリフォルニアの事業所に輸送しています。私たちはロッキー山脈で約48,000mmbtu/dを購入し、残りはカリフォルニア市場からのものです。カリフォルニアでの購入量は変動し、2024年の第1四半期には平均5,000メガバイト/日、2023年の第4四半期には6,000メガバイト/日、2023年の第1四半期には3,000メガバイト/日でした。ロッキー山脈で購入した天然ガスは、カリフォルニア州の燃料ガス購入価格の変動による影響を最小限に抑えるために、カリフォルニアの事業所に出荷されます。私たちは、ガス購入のかなりの部分をヘッジすることで、蒸気事業の燃料ガスコストの変動をさらに最小限に抑えるよう努めています。さらに、ガス価格の上昇がカリフォルニア州の営業費用に及ぼす悪影響は、ロッキー山脈で生産・販売するガスの売上増加によって一部相殺されています。カーンの生産能力により、同じ価格指数で天然ガスを売買することができます。

私たちは、コージェネレーション事業からの余剰電力を天然ガスの価格に連動した価格で第三者に販売することで、コージェネレーションプラントのガス購入リスクのかなりの部分を軽減しようとしています。ガス価格が電気料金に与える影響は別として、これらの売上高は季節的な容量を含んでいるため、一般的に夏季に多くなります。ガス価格は、2023年の第4四半期と比較して2024年の第1四半期に下落しました。天然ガス先物は、価格が2024年末から2025年にかけて上昇することを示しています。

当社の収益は、コージェネレーション施設の業績にも影響されます。これらのコージェネレーション施設は、当社の施設では電気と蒸気の両方を生成し、リース外の販売では電力を生成します。運営費を削減するために、コージェネレーション施設の電力出力の一部が生産施設で利用されていますが、2024年12月と2026年11月に終了する期間の長期契約に基づき、2つのコージェネレーション施設で生産された電力も販売しています。コージェネレーション施設の最も重要な投入量とコストは天然ガスです。

NGLの価格と差異は、これらの液体を構成する製品の需要と供給に関係しています。その中には、一般的に石油価格と相関関係があるものもあれば、天然ガス価格や原料として使用される特定の化学製品の需要の影響を受けるものもあります。さらに、インフラの制約は価格の変動を拡大します。

規制事項

石油・ガス業界の他の企業と同様に、当社のE&P事業とCJWSはどちらも、複雑で厳しい連邦、州、地方の法律と規制の対象となっています。また、当社の事業と資産の大部分が置かれているカリフォルニア州は、石油・ガス事業に関して米国で最も規制の厳しい州の1つです。まとめると、既存の法律や規制の影響は、資産の使用を制限することで井戸の数と場所を制限し、制限的で負担のかかる許可や承認プロセスを通じて、特定の資産を開発して特定の事業を行う能力を制限することです。また、井戸から生産できる石油と天然ガスの量を減らし、そのような生産量を他の方法では可能または経済的なレベル以下に減らす可能性があります。さらに、過去の規制上の負担により、コストが増加し、その結果、運営、資本支出、収益、および当社の競争力に悪影響を及ぼしており、今後もそのような影響が続く可能性があります。これらの法律や規制に対する違反や責任は、評判の低下や重大な行政、民事、刑事上の罰則、是正上の清掃、天然資源への損害、許可の変更または取り消し、業務の中断または停止、その他の責任につながる可能性もあります。このような状況の是正には多額の費用がかかる可能性があり、是正義務は当社の財政状態、経営成績、将来の見通しに悪影響を及ぼす可能性があります。カリフォルニアでの事業は、石油・ガス産業に課せられる厳しい環境規制や、カリフォルニア州の現在の政治的および社会的傾向により、石油・ガス産業に対する制限が厳しくなり、許可、緩和、排出規制などの義務が増大し続けているため、特に規制リスクの増大にさらされています。カリフォルニア州（または連邦政府）が将来、当社の事業にどのような新しい環境法や規制を課すかを予測することはできません。ただし、そのような将来の法律や規制は、当社の事業と経営成績に重大かつ悪影響を及ぼす可能性があります。環境問題を含む政府の規制が、当社の事業、運営、資本支出、収益、競争力に及ぼす可能性のある影響に関する追加情報については、パートI、項目1「規制事項」およびパートI、項目1Aを参照してください。年次報告書の「リスク要因」。

過去数年間、カリフォルニア州レベルと地方レベルの両方での多くの進展により、カリフォルニア州のすべての資産が所在するカーン郡で新しい油井とガス井を掘削する許可証の発行が大幅に遅れ、許可手続きにも時間と費用がかかりました。州や地方の機関、または連邦政府機関による掘削および生産活動の許可やその他の承認の発行は、それぞれカリフォルニア州環境品質法（「CEQA」）および/または国家環境政策法（「NEPA」）に基づく環境審査の対象となります。CEQAやNEPAの遵守を証明することが義務付けられているため、現在（そして将来的には）、新しい井戸を掘削する許可の発行が大幅に遅れたり、緩和措置が課されたり、提案されている油田事業に対する制限が課されたりする可能性があります。オペレーターがカリフォルニアで掘削作業を行う前に、まず石油とガスの土地利用に従事する許可を得る必要があります。CEQAは、許可を決定するために、検討中の州および地方機関に、提案されている石油・ガス事業が環境に与える影響を考慮することを義務付けています。これまで、カーン郡環境影響報告書（「EIR」）で裏付けられた石油・ガス事業に関するカーン郡ゾーニング条例を遵守することで、CEQAに満足してきました。しかし、EIRは2020年に法的に異議を申し立てられ、EIRの使用は現在保留されており、ほとんどの訴訟を通じて延期されています。2024年3月7日、カリフォルニア州控訴裁判所は、EIRの特定の不備を認め、そのような欠陥が是正されるまで、石油・天然ガスの許可証の発行に関連してEIRに頼ることを禁止する意見書を提出しました。したがって、カーン郡が訴訟を有利に解決し、CEQAに準拠した新しい改訂版EIRを証明できない限り、新しい井戸を掘削するための許可と承認を得るためにEIRに頼ってCEQAに準拠していることを示す能力は限られています。訴訟の結果、2022年12月以降、私たちも他の事業者も、CEQAコンプライアンスを証明するためにEIRを使用して新しい井戸を掘削する許可を受けていません。それまでの間、カーン郡で新しい井戸を掘削する許可を得るには、EIR以外の手段でCalGemにCEQAの遵守を証明する必要があります。ベリーは特定の資産を対象に環境影響分析を別途行っており、対象地域に新しい井戸を掘削する許可をこれまで受けてきました。しかし、2023年の第3四半期に、これらの分野での新しい掘削許可の発行が遅れ始めました。これは、CalGemのCEQA審査プロセスの変更によるものだと考えています。実際、2023年1月以降、カリフォルニアで新しい井戸を掘削する許可が石油生産者に発行されたのは比較的少ないです。さらに、2023年の第3四半期には、サイドトラック許可と改修許可の承認プロセスにも遅れが生じ始めました。これは

また、CalGemの審査プロセスの変更によるものです。それ以来、CalGemは、サイドトラックとワークオーバーの申請を検討し、そのような許可審査に関するCEQAコンプライアンスへのアプローチの最終決定に取り組んでいることを継続的に保証してきました。これにより、政府機関は最終的に、より予測可能なスケジュールでこれらの許可を定期的に発行できるようになります。とはいえ、CalGemが2023年11月以降、承認したサイドトラック許可の数は比較的少なく、改修許可の承認プロセスにも多少の遅れが生じています。現在、十分な許可を得ています。これにより、2024年7月まで計画されていたサイドトラック掘削活動を維持し、年間を通じて改修活動を実施することができます。しかし、このような許可承認の遅れが2024年を通して続く可能性があり、2024年に予定されているサイドトラック掘削プログラムの達成が妨げられたり、2024年に予定されている改修プログラムが制限されたりする可能性があります。現在、2024年計画の残りのサイドトラック許可がCalGemによって適時に承認されない場合に、2024年の掘削計画を満たすいくつかの代替許可戦略を模索しています。ただし、これらの戦略のいずれかが最終的に成功することを保証することはできず、許可を（適時に、またはまったく）確保できないと、当社の事業と経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。パートI、アイテム1と2を参照してください。年次報告書の「事業と不動産—規制事項—石油・ガス産業の規制」、およびパートI、項目1Aに記載されています。EIRおよびその他の許可に関する考慮事項の詳細については、年次報告書の「リスク要因」を参照してください。

2022年9月16日、カリフォルニア州知事は上院法案第1137号（SB 1137）に署名しました。この法案は、提案されている新しい掘削または再加工が、家、学校、公園などの特定の敏感な受容体から3,200フィート以内の場所にある場合、CalGemが新しい井戸や既存の井戸の再加工を許可することを禁止しています。この法案は2023年1月1日に発効します。しかし、2022年12月、国民投票（「国民投票」）の支持者たちは、2024年11月の投票用紙に上院法案第1137号を載せるために必要な数以上の署名を集めました。2023年2月3日、カリフォルニア州務長官は署名を証明し、国民投票が2024年11月の投票の対象となることを確認しました。したがって、上院法案第1137号は、投票にかけられるまで保留されます。これに関連して、ある議員が2023年に上院法案第556号（SB 556）をカリフォルニア州上院に提出しました。この法案は、石油・ガス生産施設を所有する事業体の事業者および所有者に、施設から3,200フィート以内の特定の健康障害について、限定的な防御策を条件として、共同および複数の責任を負うことを規定しています。この法案は前回の立法会期中に失効しましたが、同じ法案である議会法案3155（AB 3155）が2024年初頭にカリフォルニア州議会に提出され、現在検討中です。これとは別に、議会法案2716（AB 2716）が2024年に導入されました。この法案では、敏感な受容体から3,200フィート以内にある特定の生産量の少ない井戸を一定期間内に塞いで廃棄する必要があります。そうしないと、運営者は行政上の罰則の対象となります。私たちはこれらの法案の進捗状況を引き続き監視していますが、現在、2023年12月31日現在の確認埋蔵量全体の約10％が、上院法案第1137号によって定められた制限の範囲内であると推定しています。この法律により、既存の確認済み開発生産埋蔵量や現在の生産率全体に重大な変化が生じることはないと予想しています。

2023年10月にカリフォルニア州知事によって署名された議会法案1167（AB 1167）は、カリフォルニア州で井戸または生産施設を運営する権利を取得した人に、より厳しい財務保証要件を課しています。AB 1167は、そのような人に、すべての井戸と生産施設の全開栓および放棄費用、廃炉、および敷地内の復旧費用を十分に賄うために、州が定めた金額の保証要件を満たすことを義務付けています。州が適切な保証額を決定し、保証金が提出されるまで、井戸または生産施設の運営権を譲渡することは禁止されています。カリフォルニア州知事は、AB 1167に署名した際、法の施行後に孤立した井戸の数が増加して州の負債となる潜在的なリスクを軽減するために、新しい要件をさらに法的に変更するよう求めました。AB 1167と同様に、2024年初頭に、カリフォルニア州議会議員は議会法案1866（AB 1866）を提出しました。この法案は、遊休井戸の運営者に対し、2025年7月1日またはそれ以前に、すべての遊休井戸の管理と廃絶を規定する計画を州に提出することを義務付けています。遊休井戸の試験または塞栓と放棄の優先順位を決める際には、いくつかの特定の要素を考慮して、すべての遊休井戸の管理と廃絶を規定する計画を州に提出する必要があります。さらに、AB 1866では、オペレーターはウェルパッドの表面を可能な限り自然な状態に、または別の用途に適した状態に戻す必要があります。AB 1866に従わないオペレーターは民事罰の対象となります。

2023年10月、カリフォルニア州知事は、カリフォルニアで事業を行う特定の公的および非公開企業に対して、気候に関する量的および質的な開示を要求する2つの法案に署名しました。上院法案253（SB 253）は、スコープ1、2、3の温室効果ガス排出量を毎年開示することを義務付けており、特定の排出量データは第三者保証の対象となっています。この法案は、2025年の報告年度には2026年から始まるスコープ1と2の温室効果ガス排出量の開示と、2026年の報告年度には2027年から始まるスコープ3の温室効果ガス排出量の開示を要求しています。SB 253は、年間総収益が10億ドルを超える公開企業および非公開企業に有効です。上院法案261（SB 261）では、気候関連の金融リスクに関する企業のウェブサイトへの2年ごとの開示と、企業がそのようなリスクを軽減し適応するために採用した対策について義務付けています。この法案は、2025年の報告年度に向けて、2026年から始まる気候関連の財務リスクの開示を義務付けています。SB 261は、年間総収益が5億ドルを超える公開企業および非公開企業に有効です。SB 253と261はどちらも、カリフォルニア州中央地区連邦地方裁判所で異議を申し立てられています。

インフレーション

米国のインフレ率は近年ますます重要になっています。当社は、業界の他の企業と同様に、コストに対するインフレ圧力を経験しています。つまり、インフレ圧力により、商品、サービス、人件費が増加し、ひいては資本支出と運営費が上昇しました。このようなインフレ圧力は、COVID-19のパンデミック、需要の増加、労働力不足、およびロシアとウクライナの間の紛争を含むその他の要因によって引き起こされたサプライチェーンの混乱によるものです。2024年の間、インフレ率は2023年の後半に見られるように安定する傾向を続けました。このようなインフレ圧力とその要因が2024年まで続くかどうかを正確に予測することはできません。しかし、2024年3月31日現在、2023年12月31日に終了した年度以降、インフレ圧力に大きな変化はないと判断しました。

季節性

季節的な気象条件は、過去にも将来も、私たちの掘削、生産、および井戸サービス活動に影響を与えてきました。極端な気象条件は、井戸の掘削や完成目標、生産目標を達成するのに課題となる可能性があります。季節的な天候は、機器、消耗品、人員をめぐる競争の激化にもつながり、不足やコストの上昇、または操業の遅延につながる可能性があります。私たちの事業は、特にユタ州では冬の氷と雪、春と夏の暴風雨や高温、山火事や雨の影響を受けており、今後も影響を受ける可能性があります。

私たちは、コージェネレーション事業からの余剰電力を天然ガスの価格に連動した価格で第三者に販売することで、コージェネレーションプラントのガス購入リスクのかなりの部分を軽減しようとしています。ガス価格が電気料金に与える影響は別として、これらの売上高は季節的な容量を含んでいるため、一般的に夏季に多くなります。2024年の第1四半期に、ガス価格は2023年の第4四半期の価格から下落しました。私たちのヘッジ戦略は、ロッキー山脈からのガスへの中流アクセスと相まって、天然ガス価格の高騰がコスト構造に与える影響を軽減するのに役立ちます。

資本支出

2024年3月31日に終了した3か月間の当社の総資本支出は、資本化された諸経費と利息を含み、買収と資産除却支出を除いた総額は約1,700万ドルでした。2024年3月31日に終了した3か月間のE&Pおよび企業支出は1,600万ドルでした（井戸サービスと放棄資本100万ドルを除く）。2024年3月31日に終了した3か月間のこれらの資本支出の約90％と10％は、それぞれカリフォルニア州とユタ州の事業に向けられました。

E&P事業、CJWS、企業活動のための2024年の資本支出予算は9,500万ドルから1億1000万ドルの間で、これを完全に実行すれば、2024年の生産は2023年と比較して基本的に横ばいになると予想しています。現在、2024年には石油生産量が総生産量の約93％になると予想しています。これは2023年とほぼ同じです。現在の商品価格とこれまでの掘削成功率に基づくと、事業からのキャッシュフローから2024年の資本開発プログラムの資金を調達できると予想しています。現在の2024年の資本計画は、サイドトラックとワークオーバーに焦点を当てています。また、2023年後半には、ボルトオン買収で取得した資産から通年の生産の恩恵を受けると予想しています。これは、2024年の資本予算を完全に実行すれば、2024年の生産をほぼ横ばいに保つのに役立つはずです。カリフォルニアでは規制上の不確実性が続いており、カリフォルニア州のすべての資産が所在するカーン郡での許可手続きに影響が出ているため、資本計画は、2024年にカリフォルニアで新たな掘削許可は受けられないが、計画された活動に必要なその他の許可や承認は引き続き適時に受けられるという前提に基づいて作成されました。しかし、この四半期報告書の他の部分で説明したように、新しい掘削許可に加えて、改修許可や副業許可をタイムリーに取得することが遅れています。これらの遅延は、2024年のサイドトラック掘削および改修プログラムに悪影響を及ぼす可能性があります。規制当局の承認や許可要件に影響を与えるものを含め、当社の資産の掘削と開発の能力に影響を与える法律や規制の詳細については、この四半期報告書および年次報告書の「—規制事項」を参照してください。

上記の資本支出を除くと、2024年通年には、約2,100万ドルから2,400万ドルを栓抜きおよび放棄活動に費やす予定です。そのほとんどは、カリフォルニア州の遊休井プログラムに基づく年間債務要件を満たす予定です。2024年3月31日に終了した3か月間で、約200万ドルをプラギングと放棄活動に費やしました。

当社の資本計画に関連する潜在的なリスクについての情報は、パートI、項目IAを参照してください。年次報告書の「リスク要因」と「—規制事項」。

生産と価格

次の表は、示された各期間の1日の平均生産量、総生産量、平均価格に関する情報を示しています。