财务表现 - 公司2022年第二季度总收入为7.47亿美元，同比增长145.7%[16] - 2022年第二季度净收入为1.9亿美元，去年同期净亏损1.07亿美元[16] - 公司2022年上半年总收入为9亿美元，同比增长34.9%[16] - 2022年上半年净收入为1500万美元，去年同期净亏损1.96亿美元[16] - 公司2022年第二季度每股基本收益为2.48美元，去年同期每股亏损1.34美元[16] - 公司2021年第二季度净亏损为1.07亿美元，而2022年同期净收入为1.9亿美元[29] - 2021年六个月的净亏损为1.96亿美元，而2022年同期净收入为1500万美元[29] - 2022年第二季度运营活动产生的净现金为1.81亿美元，较2021年同期的1.27亿美元有所增长[29] - 2022年上半年运营现金流从2021年同期的2.74亿美元增加24%至3.41亿美元，主要由于平均实现价格上涨[178] - 2022年上半年投资活动净现金流出从2021年同期的6300万美元增加至1.29亿美元，主要由于资本投资增加[180] - 2022年上半年资本投资为1.97亿美元，较2021年同期的7700万美元大幅增加[29] - 2022年上半年融资活动净现金流出为1.93亿美元，较2021年同期的8800万美元大幅增加[182] - 2022年第二季度公司基本每股收益为2.48美元，稀释每股收益为2.41美元；2021年同期基本和稀释每股收益均为-1.34美元[79] - 2022年上半年公司基本每股收益为0.19美元，稀释每股收益为0.19美元；2021年同期基本和稀释每股收益均为-2.46美元[79] 资产与负债 - 公司2022年第二季度现金及现金等价物为3.24亿美元，同比增长6.2%[14] - 公司2022年第二季度应收账款为3.4亿美元，同比增长38.8%[14] - 公司2022年第二季度总资产为40.18亿美元，同比增长4.5%[14] - 公司总股本从2020年12月31日的11.82亿美元下降至2021年6月30日的9.15亿美元[26] - 公司其他流动资产从2021年12月的1.21亿美元增加到2022年6月的1.27亿美元，主要由于衍生品合约公允价值增加[40] - 公司其他非流动资产从2021年12月的9800万美元增加到2022年6月的1.25亿美元，主要由于预付电厂维护费用和衍生品合约公允价值增加[40] - 公司应计负债从2021年12月的2.97亿美元增加到2022年6月的4.02亿美元，主要由于衍生品合约的结算支付和产量分成合同的应付款增加[40] - 公司在2022年6月30日的长期债务为5.91亿美元，与2021年12月31日的5.89亿美元基本持平[48] - 公司2022年6月30日的循环信贷额度为5.52亿美元，其中1.36亿美元用于信用证，可用额度为4.16亿美元[55] - 公司2022年6月30日的衍生品商品头寸净负债为5.96亿美元[195] - 公司2022年6月30日的长期债务为固定利率7.125%[198] 股票回购与股息 - 公司2022年第二季度回购普通股9600万美元[22] - 公司2022年第二季度支付现金股息1300万美元[22] - 公司2022年第二季度回购了2,255,445股普通股，平均价格为42.57美元/股，总金额为9600万美元[86] - 公司2022年上半年回购了3,923,901股普通股，平均价格为42.55美元/股，总金额为1.67亿美元[86] - 公司2022年7月回购了1,122,947股普通股，平均价格为40.00美元/股，总金额为4500万美元[99] - 公司董事会授权了一项股票回购计划，计划在2023年6月30日前回购最多6.5亿美元的公司普通股[107] - 截至2022年7月31日，公司已回购9,136,836股普通股，平均价格为每股39.34美元，总金额为3.6亿美元[108] - 公司2022年8月宣布每股0.17美元的季度现金股息，预计支付总额为1300万美元[105] - 公司董事会授权了一项股票回购计划，计划在2023年6月30日前回购最多6.5亿美元的普通股[205] - 2022年6月30日结束的三个月内，公司共回购了2,255,445股普通股，平均价格为每股42.57美元[207] 资产出售与收购 - 公司在2022年第二季度出售Ventura盆地资产获得400万美元收益，上半年累计获得1000万美元收益[58] - 公司预计在2022年下半年完成Ventura盆地剩余资产的剥离[59] - 公司在2022年2月出售Lost Hills油田50%非运营权益，获得4900万美元收益[60] - 公司在2022年6月以1300万美元出售位于Bakersfield的商业办公楼，未确认损益[61] - 公司在2022年上半年以1700万美元收购用于碳管理活动的土地和地役权[63] - 公司在2022年第二季度同意将1200万美元的投资承诺延长至2022年12月31日，并可选延长6个月[67] 衍生品与对冲 - 公司目前对原油、天然气和NGLs的产量对冲比例不超过85%，但可以购买看跌期权和下限期权至100%[70] - 截至2022年6月30日，公司持有的布伦特原油衍生品合约包括：Q3 2022 34,380桶，价格为60.76美元/桶；Q4 2022 25,167桶，价格为57.82美元/桶；Q1 2023 18,322桶，价格为57.28美元/桶[71] - 截至2022年6月30日，公司持有的SoCal Border天然气衍生品合约包括：Q3 2022 25,000 MMBTU/天，价格为7.78美元/MMBTU；Q4 2022 25,000 MMBTU/天，价格为7.74美元/MMBTU[71] - 截至2022年6月30日，公司衍生品的公允价值为：其他流动资产4900万美元，其他非流动资产3900万美元，当前衍生品合约负债5.36亿美元，非当前衍生品合约负债1.48亿美元[74] - 公司2022年第二季度商品衍生品净损失为1亿美元，而2021年同期为2.65亿美元[29] - 公司2022年第二季度商品衍生品净亏损为1亿美元，较第一季度减少4.62亿美元，主要由于非现金公允价值变动[140] - 商品衍生品净亏损从2021年同期的4.78亿美元增加至6.62亿美元，主要由于结算支付增加[155] 成本与费用 - 公司2022年第二季度的资产减值费用为200万美元，而2021年同期为0[29] - 公司2022年第二季度的递延所得税费用为6200万美元，而2021年同期为0[29] - 公司2022年第二季度净周期性福利成本为100万美元，2021年同期为200万美元[81] - 公司2022年第二季度有效税率为29%，主要由于州税影响，而2021年同期有效税率为0%[82] - 公司2022年第二季度能源运营成本为5700万美元，较第一季度增长400万美元，增幅8%，主要由于采购天然气和电力价格上涨[145] - 公司2022年第二季度非能源运营成本为1.29亿美元，较第一季度增长500万美元，增幅4%，主要由于薪酬相关费用增加和井下维护活动增加[147] - 公司2022年第二季度一般及行政费用为5600万美元，较第一季度增长800万美元，主要由于薪酬相关费用增加和员工人数增加[148] - 公司2022年第二季度采购天然气费用为6700万美元，较第一季度增长4600万美元，增幅219%，主要由于采购量和价格上涨[150] - 能源运营成本从2021年同期的8500万美元增加29%至1.1亿美元，主要由于采购天然气和电力价格上涨[158] - 非能源运营成本从2021年同期的2.37亿美元增加7%至2.53亿美元，主要由于采购天然气价格上涨[159] - 公司预计2022年下半年运营和资本成本将增加，主要由于供应链问题和成本通胀[114] - 公司预计2022年下半年商品和服务成本以及工资将继续上涨，可能对2023年及以后的运营结果和现金流产生负面影响[114] - 公司预计2022年下半年维修和维护活动的运营成本将增加，主要由于通胀压力导致服务、劳动力和供应成本上升[135] 产量与价格 - 2022年上半年全球油价上涨，主要受俄罗斯入侵乌克兰及对俄罗斯石油的抵制和制裁影响，同时COVID-19限制放松导致需求超过供应[111] - 2022年上半年美国天然气价格上涨，主要受国内需求增加、俄罗斯-乌克兰冲突导致的液化天然气出口需求增加以及库存担忧影响[111] - 2022年6月30日结束的三个月内，布伦特原油平均价格为111.79美元/桶，WTI原油平均价格为108.41美元/桶，NYMEX Henry Hub天然气平均价格为6.62美元/MMBtu[113] - 2022年上半年，公司平均每日净产量为90 MBoe/d，同比下降10%，主要由于资产剥离和自然减产[120] - 公司生产共享合同（PSCs）在2022年6月30日结束的三个月内占公司净产量的14%[122] - 2022年6月30日结束的三个月内，公司运营成本为1.9亿美元，其中2,100万美元归因于PSC型合同[124] - 公司总净产量在2022年6月30日结束的三个月内为91 MBoe/d，较2022年3月31日结束的三个月内的88 MBoe/d有所增加[126] - 布伦特原油价格在2022年6月30日结束的三个月内为111.79美元/桶，较2022年3月31日结束的三个月内的97.38美元/桶有所上涨[127] - 天然气实现价格在2022年6月30日结束的三个月内为6.85美元/Mcf，较2022年3月31日结束的三个月内的6.28美元/Mcf有所增加[127] - 公司能源运营成本在2022年6月30日结束的三个月内为6.88美元/Boe，较2022年3月31日结束的三个月内的6.68美元/Boe有所上升[135] - 公司非能源运营成本在2022年6月30日结束的三个月内为15.50美元/Boe，较2022年3月31日结束的三个月内的15.63美元/Boe有所下降[135] - 公司总运营成本在2022年6月30日结束的三个月内为22.92美元/Boe，较2022年3月31日结束的三个月内的22.87美元/Boe略有增加[135] - 公司油田税收在2022年6月30日结束的三个月内为3.62美元/Boe，较2022年3月31日结束的三个月内的2.76美元/Boe有所增加[135] - 公司天然气实现价格在2022年6月30日结束的六个月内为6.58美元/Mcf，较2021年同期的3.17美元/Mcf大幅增加[129] - 公司NGL价格在2022年6月30日结束的六个月内为72.57美元/桶，较2021年同期的46.75美元/桶有所上涨[129] - 公司2022年第二季度石油、天然气和NGL销售额为7.18亿美元，较第一季度增长9000万美元，主要由于价格上升和NGL产量增加[138] - 公司2022年第二季度采购天然气销售额为7500万美元，较第一季度增长4300万美元，增幅134%，主要由于销售量和价格上升[142] - 公司2022年第二季度电力销售额为4900万美元，较第一季度增长1500万美元，主要由于天然气价格上涨导致电价上升[143] - 公司2022年第二季度其他收入为500万美元，较第一季度减少1600万美元，主要由于第一季度为满足交付承诺增加了NGL采购量[144] - 公司2022年上半年石油、天然气和NGL销售额为13.46亿美元，较2021年同期增长4.36亿美元，主要由于实现价格上涨，部分被产量下降所抵消[154] - 采购天然气销售额从2021年同期的1.46亿美元下降27%至1.07亿美元，主要由于销售量下降[155] - 电力销售额从2021年同期的6600万美元增加至8300万美元，主要由于天然气价格上涨导致电价上涨[157] 资本支出与投资 - 2022年资本支出计划从3.4亿至3.85亿美元上调至3.8亿至4.1亿美元，主要由于通胀压力和增加天然气资产维护[172] - 公司与Brookfield成立碳管理合资企业Carbon TerraVault JV，公司持股51%，Brookfield初始投资1.37亿美元[96] - 公司计划在2022年底前申请额外的碳储存许可，目标总许可储存量达到2亿吨[102] 流动性 - 公司流动性为7.4亿美元，包括3.24亿美元现金和4.16亿美元可用信贷额度[166] - 公司预计在当前商品价格和2022年资本计划下，将产生足够的运营现金流以支持核心资产投资并保持财务灵活性[168] 其他 - 公司员工股票购买计划(ESPP)允许员工以85%的折扣价购买公司股票，累计上限为125万股[98] - 公司2022年6月30日的信用风险主要集中在投资级交易对手方，且信用相关损失不显著[197] - 公司2022年6月30日的披露控制和程序被首席执行官和首席财务官评估为有效[199] - 公司2022年6月30日的内部财务报告控制未发生重大变化[200] - 公司2022年6月30日的法律诉讼和索赔储备余额对合并资产负债表不显著[184] - 公司2022年6月30日的市场风险未发生重大变化[194]

财务业绩 - 2022年第一季度调整后EBITDAX为2.06亿美元，自由现金流为6100万美元，过去5个季度累计自由现金流达5.3亿美元[7][11] - 2022年自由现金流指引提高17%，至3.3 - 4.1亿美元区间[7] 业务运营 - 洛杉矶盆地增加一台钻机，扩大钻井计划，2022年石油产量指引提高1000桶/日，至6.1 - 5.7万桶/日区间[7][24] - CGP1在第一季度进行维护，预计第二季度天然气和NGL产量恢复到维护前水平[23] 市场价格 - 2022年第一季度原油实物实现价格受全球原油定价支撑保持强劲，NGL实现价格相对原油下降，天然气价格先强后弱[13][14][15] 成本管理 - 第一季度成本和综合实现价格受CGP1维护负面影响，能源运营成本升至6.68美元/桶油当量[19] 资产与储备 - 拥有多元化资产和灵活开发机会，总探明储量4.7195亿桶油当量，净矿产面积176.2万英亩[27] 股东回报 - 股票回购计划增加3亿美元至6.5亿美元，并延长至2023年第二季度，已回购约2.39亿美元股票[34][35] 碳管理业务 - 提交多个二氧化碳封存许可申请，目标是到2022年底获得2亿吨二氧化碳许可，2025年底首次注入二氧化碳[40][42][43] 套期保值 - 2023年套期保值合约结算预计显著减少，提高了套期保值底价至约65美元/桶[55] 财务状况 - 预计2022年底流动性约8亿美元以上，净债务与调整后EBITDAX比率为0.05 - 0.3倍[60][63] 企业目标 - 设定2045年全范围净零目标，以及多项ESG相关目标，如减少甲烷排放、淡水使用等[52][53][54]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度生产了88,000桶油当量/天，符合预期 [18] - 第一季度自由现金流为6100万美元，调整后的EBITDAX为2.06亿美元 [19] - 公司预计2022年全年EBITDAX中点将增加8800万美元，自由现金流中点将增加5300万美元 [8] - 公司现金余额从2021年底的3.05亿美元增加到3.28亿美元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在洛杉矶盆地的Wilmington油田增加了第五台钻机，预计将增加1500桶/天的产量 [23] - 公司在Sacramento Basin提交了两个新的CO2封存项目许可，目标是到2022年提交2亿吨CO2封存许可 [8] - 公司计划在2022年底前选择第一个100万吨/年的排放者合同 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2022年全年油价为98美元/桶，天然气价格为5.30美元/千立方英尺 [27] - 公司预计2022年全年运营成本将增加4000万美元，主要由于天然气价格上涨 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过增加钻机和扩大碳管理业务来推动增长 [7][8] - 公司正在开发CalCapture项目，预计每年将封存140万吨CO2，并生产7000桶/天的净零油 [13] - 公司计划通过增加钻机和扩大碳管理业务来推动增长 [7][8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为碳管理业务是其核心竞争力的自然延伸，能够提供可扩展的商业碳管理解决方案 [15] - 公司对LCFS市场持乐观态度，认为随着加州实现2045年净零目标，LCFS价格将回升 [40] 其他重要信息 - 公司增加了3亿美元的股票回购计划，总额达到6.5亿美元，并延长至2023年第二季度 [16] - 公司预计2022年将支付3000万至4000万美元的现金税 [29] 问答环节所有的提问和回答 问题: CalCapture项目的背景和进展 - 公司正在与NCS合作进行新的FEED研究，预计将在2023年底前做出投资决策 [35][36] 问题: LCFS市场的影响 - 公司认为LCFS价格将回升，因为加州需要实现2045年净零目标 [40] 问题: 增加钻机的决策 - 公司计划在2022年下半年增加第五台钻机，预计将增加1500桶/天的产量 [43] 问题: 现金税的预期 - 公司预计2022年将支付3000万至4000万美元的现金税 [44][46] 问题: LOE成本的预期 - 公司预计LOE成本将在2022年恢复正常水平 [48][49] 问题: 对冲策略的变化 - 公司计划减少对冲，以保持财务纪律并支持资本分配目标 [50][53] 问题: 资本分配和钻机增加 - 公司正在评估是否增加第六台钻机，取决于市场条件 [57][58] 问题: 天然气资产的机会 - 公司正在评估Sacramento Basin的天然气资产机会 [61][62] 问题: 股票回购计划 - 公司主要通过10b5计划进行股票回购，但也在考虑其他形式的回购 [65] 问题: 生产进度的预期 - 公司预计2022年下半年产量将逐步增加，以抵消PSC效应 [68][71] 问题: CO2封存项目的进展 - 公司正在与EPA进行建设性对话，预计将在2023年底前获得第一个Carbon TerraVault 1项目的许可 [78][79]

财务状况 - 截至2022年3月31日，公司总资产为40.32亿美元，较2021年12月31日的38.46亿美元增长4.84%[14] - 截至2022年3月31日，公司库存为0.56亿美元，较2021年12月31日的0.60亿美元下降6.67%[14] - 截至2022年3月31日，其他流动资产为1.46亿美元，2021年12月31日为1.21亿美元[36] - 截至2022年3月31日，其他非流动资产为1.26亿美元，2021年12月31日为9800万美元[37] - 截至2022年3月31日，应计负债为3.62亿美元，2021年12月31日为2.97亿美元[37] - 截至2022年3月31日，其他长期负债为1.78亿美元，2021年12月31日为1.45亿美元[39] - 截至2022年3月31日，库存为5600万美元，2021年12月31日为6000万美元[42] - 截至2022年3月31日，长期债务净额为5.9亿美元，2021年12月31日为5.89亿美元[43] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司未平仓商品衍生品的公允价值，2022年3月31日资产净额为3800万美元，负债净额为7.16亿美元[62][64] - 截至2022年3月31日，公司自股票回购计划启动以来共回购575.8444万股普通股，均价37.95美元/股，花费2.19亿美元[75][98] - 截至2022年3月31日，公司衍生商品头寸净负债为7.16亿美元，按公允价值计量[169] - 截至2022年3月31日，多数信用风险敞口来自投资级交易对手，公司认为该日与交易对手信用相关的损失风险不重大[171] - 截至2022年3月31日，公司无未偿还的可变利率债务，高级票据年利率为7.125%[172] - 截至2022年3月31日，股票回购计划下仍可购买的股票价值为1.31亿美元，计划增加后该金额为4.31亿美元[180] - 截至2022年3月31日，公司披露控制和程序有效，该季度财务报告内部控制无重大变化[173][174] 经营业绩 - 2022年第一季度，公司总运营收入为1.53亿美元，较2021年同期的3.63亿美元下降57.85%[16] - 2022年第一季度，公司总运营费用为3.96亿美元，较2021年同期的4.36亿美元下降9.17%[16] - 2022年第一季度，公司运营亏损为1.89亿美元，较2021年同期的0.73亿美元扩大158.90%[16] - 2022年第一季度，公司净亏损为1.75亿美元，较2021年同期的0.89亿美元扩大96.63%[16] - 2022年第一季度，归属于普通股股东的净亏损为1.75亿美元，较2021年同期的0.94亿美元扩大86.17%[16] - 2022年第一季度，基本和摊薄后归属于普通股股东的每股净亏损均为2.23美元，2021年同期为1.13美元[16] - 2022年第一季度经营活动提供净现金1.6亿美元，2021年同期为1.47亿美元[25] - 2022年第一季度投资活动使用净现金5300万美元，2021年同期为2000万美元[25] - 2022年第一季度融资活动使用净现金8400万美元，2021年同期为2500万美元[25] - 2022年和2021年第一季度未支付美国联邦和州所得税，利息支付净额分别为2200万美元和200万美元[40] - 2022年第一季度，公司出售Ventura盆地部分资产获利600万美元，预计2022年下半年出售剩余资产[49] - 2022年2月1日，公司出售Lost Hills油田50%非运营工作权益，获利4900万美元[50] - 2022年第一季度和2021年第一季度，公司出售非核心资产分别亏损100万美元和获利200万美元[52] - 2022年第一季度，公司为碳管理活动收购物业和土地 easement，总支出1700万美元[53] - 2022年第一季度和2021年第一季度，公司基本和摊薄每股亏损分别为2.23美元和1.13美元[66] - 2022年第一季度和2021年第一季度，公司潜在稀释加权平均普通股被排除在摊薄每股收益分母之外的总数分别为640万股和540万股[68] - 2022年第一季度，公司向设定受益计划缴款约100万美元，预计2022年剩余时间向设定受益养老金计划缴款约100万美元以满足最低资金要求[69] - 2022年第一季度公司油、天然气和NGL销售额为6.28亿美元，2021年同期为4.32亿美元[83] - 2022年第一季度公司回购166.8456万股普通股，均价42.52美元/股，花费7100万美元；2021年同期未回购[74][97] - 2022年5月4日，董事会宣布季度现金股息为0.17美元/股，预计6月16日支付，此次股息总额约1300万美元[84][95] - 2022年第一季度公司日均净产量为88千桶油当量/天，较2021年第四季度减少约9千桶油当量/天，降幅9%；较2021年同期减少约11千桶油当量/天，降幅11%[107][108] - 生产分成合同（PSCs）约占公司2022年第一季度净产量的16%[110] - 2022年第一季度公司报告运营成本为1.82亿美元，每桶油当量22.87美元，调整PSC合同超额成本后为1.64亿美元，每桶油当量20.57美元[112] - 2022年第一季度公司平均总净产量为88千桶油当量/天，平均总毛产量为105千桶油当量/天[112] - 2022年第一季度公司石油实现价格（含衍生品结算）布伦特为60.30美元/桶，占比62%；WTI为60.30美元/桶，占比64%[114] - 2022年第一季度公司NGL实现价格为78.63美元/桶，占布伦特价格的81%，占WTI价格的83%[114] - 2022年第一季度公司天然气实现价格（含衍生品结算）为6.28美元/千立方英尺，占NYMEX亨利中心平均每日价格的150%，占平均每月结算价格的127%[114] - 2022年第一季度圣华金盆地石油日均产量为38千桶，洛杉矶盆地为18千桶，文图拉盆地无产量[107] - 2022年第一季度圣华金盆地天然气日均产量为121百万立方英尺，洛杉矶盆地为1百万立方英尺，文图拉盆地无产量，萨克拉门托盆地为19百万立方英尺[107] - 2022年第一季度NGLs和天然气价格较2021年第四季度和2021年第一季度上涨，NGLs因石油替代品需求增加，天然气因替代此前从俄罗斯购买的天然气产生溢价[115][117] - 2022年第一季度油气运营每桶油当量运营成本为22.87美元，高于2021年第四季度的20.45美元和2021年第一季度的18.33美元，主要因天然气和电力价格上涨及产量降低[119] - 2022年第一季度总运营收入为1.53亿美元，低于2021年第四季度的6.34亿美元，其中油气和NGL销售未计衍生品结算影响时增加3900万美元，计入后减少4300万美元（9%）[122] - 2022年第一季度商品衍生品净亏损为5.62亿美元，高于2021年第四季度的7300万美元，主要因未平仓商品衍生品公允价值非现金变动[123] - 2022年第一季度购买天然气销售为3200万美元，较2021年第四季度减少3900万美元（55%），主要因销售 volumes 降低[123] - 2022年第一季度其他收入增至2100万美元，较2021年第四季度增加1500万美元，因购买NGL volumes 销售增加[125] - 2022年第一季度能源运营成本为5300万美元，较2021年第四季度增加500万美元（10%），因购买天然气和电力价格上涨[126] - 2022年第一季度非能源运营成本为1.24亿美元，较2021年第四季度减少600万美元（5%），因井下维护活动减少和购买天然气用于蒸汽驱的 volumes 降低[127] - 2022年第一季度购买天然气费用为2100万美元，较2021年第四季度减少3100万美元（60%），因2022年购买 volumes 降低[128] - 2022年第一季度资产剥离净收益为5400万美元，低于2021年第四季度的1.2亿美元，2022年主要是出售Lost Hills油田部分权益和Ventura盆地部分资产[131] - 2022年第一季度总运营收入为1.53亿美元，较2021年同期的3.63亿美元下降[133] - 2022年第一季度油气和NGL销售额为6.28亿美元，较2021年同期增加1960万美元，含衍生品结算付款后增长5400万美元或14%[133] - 2022年第一季度商品衍生品净亏损为5.62亿美元，较2021年同期的2.13亿美元增加[135] - 2022年第一季度购入天然气销售额为3200万美元，较2021年同期的9800万美元减少6600万美元或67%[135] - 2022年第一季度运营费用为3.96亿美元，较2021年同期的4.36亿美元减少[137] - 2022年第一季度资产剥离净收益为5400万美元，主要来自出售Lost Hills油田部分权益及Ventura盆地资产[140] - 2022年第一季度运营现金流为1.6亿美元，较2021年同期的1.47亿美元增加1300万美元或9%[152] - 公司预计在当前商品价格和2022年资本计划下，产生运营现金流支持核心资产投资并保持财务灵活性[145] - 2022年第一季度投资活动净现金使用量从2021年同期的2000万美元增至5300万美元，主要因资本投资增加和收购碳管理活动相关资产，还通过资产剥离获得6000万美元[153][155] - 2022年第一季度融资活动净现金使用量为8400万美元，2021年同期为2500万美元，2022年包括回购普通股和支付股息，2021年包括向非控股股东付款和偿还长期债务[155][156] 公司决策 - 2022年第一季度，公司进行了价值0.71亿美元的普通股回购[22] - 2022年第一季度，公司支付了每股0.17美元的现金股息，总计0.14亿美元[22] - 2022年5月4日，董事会宣布季度现金股息为0.17美元/股，预计6月16日支付，此次股息总额约1300万美元[84][95] - 2022年5月4日，董事会将股票回购计划增加3亿美元至6.5亿美元，并将期限延长至2023年6月30日[86][96] - 2022年5月4日，股东批准新的员工股票购买计划，员工可按季度首末交易日收盘价较低者的85%购买股票，累计发行上限125万股[85][100] - 2022年4月29日，公司修订循环信贷协议，修改最低对冲要求、限制付款和投资契约[87] - 2022年5月公司申请额外8000万吨碳储存许可，获批后总潜在许可储存量将增至1.2亿吨，目标是2022年底前使总许可储存量达2亿吨[93] - 2022年资本计划从3.3 - 3.75亿美元修订为3.4 - 3.85亿美元，油气业务增加钻机，碳管理活动减少支出[149] - 2022年5月4日，董事会将股票回购计划增加3亿美元至6.5亿美元，并将计划期限延长至2023年6月30日[179] - 2022年4月公司修订了循环信贷安排[183] - 2022年2月11日公司有信贷协议的第二次修订[185] - 2022年4月29日公司有信贷协议的第三次修订[185] 市场与风险 - 截至2022年3月31日和2021年3月31日，公司无指定为会计套期的衍生工具，目前对原油、天然气和NGLs的套期不超预期总产量的85%，购买看跌期权和下限期权可达100%[57][58] - 截至2022年3月31日，公司持有的布伦特原油合约中，出售看涨期权每日桶数在Q2 2022为35343桶，加权平均价格为60.63美元/桶等[60] - 2022年第一季度美国联邦法定税率21%，公司实际税率13%；2021年同期实际税率为零[71] - 公司与Benefit Street Partners的合资企业中，BSP的优先股于2021年9月全额自动赎回[80] - 2022年3月31日布伦特原油价格为97.38美元/桶，WTI原油价格为94.29美元/桶，较2021年12月31日和2021年3月31日有所上涨[104] - 截至2022年4月29日，循环信贷安排借款基础重申为12亿美元，贷款人承诺增加6000万美元至5.52亿美元[144] - 2022年第一季度市场风险与2021年年报相比无重大变化[168] - 2022年第一季度面临的风险因素与2021年年报相比无重大变化[178] 股票回购明细 - 2022年1 - 3月购买数量分别为554,882、578,218、535,356，总计1,668,456[182] - 2022年1 - 3月每股价格分别为42.80美元、41.53美元、43.30美元，平均每股42.5

业绩总结 - 2021年净油产量为58.5 mbo/d[10] - 2021年调整后的EBITDAX为8.6亿美元，较2020年增长84%[43] - 2021年自由现金流创纪录，达到4.66亿美元[11] - 2021年净债务与调整后EBITDAX比率为0.34x，显示出公司的强大杠杆位置[18] - 2021年总生产量为100 Mboepd，符合最终指导范围[44] - 2021年每桶油的平均实现价格为68.73美元，天然气为3.99美元每Mcf[43] 未来展望 - 2022年预计E&P调整后EBITDAX范围为8亿至9.4亿美元[33] - 2022年预计自由现金流范围为3.5亿至4.5亿美元[35] - 预计2022年油气总产量为90至93 mboe/d，油产量为56至60 mbo/d[74] - 预计2022年运营成本为6.4亿至6.7亿美元[74] - 预计2022年碳管理业务（CMB）支出为3000万至4000万美元[74] - 预计2023年每桶的加权平均价格为71.17美元，日均桶数为2,000桶[97] 股东回报 - 2021年向股东返还1.62亿美元，占自由现金流的约35%[19] - 2021年每股分红为0.17美元，预计2022年3月16日支付相同金额的分红[60] - 2022年继续实施每股0.17美元的固定季度股息策略[38] - 预计2022年再回购约4000万美元的股票[60] 资本支出与投资 - 2022年预计钻探和完工资本支出为2.15亿至2.25亿美元[23] - 2022年预计总资本支出为3.30亿至3.75亿美元[25] - 2021年资本支出为194百万美元，运营成本为466百万美元[44] - 2022年预计的资本投资为3.75亿至3.3亿美元[119] 负面信息 - CRC的净油生产因商品价格从每桶60美元上涨至85美元，减少了约3万桶/天[81] - 由于PSC的影响，预计每年净生产将下降约3万桶/天，年下降率约为10%至15%[84] - 2022年预计与遗留对冲相关的损失将显著减少，2022年预计损失为269百万美元[95] 流动性与债务 - 截至2021年12月31日，公司流动性为3.05亿美元，预计2022年流动性将达到7.8亿美元以上[101] - 截至2021年12月31日，公司的净债务为2.95亿美元，2022年预计净债务将为1亿至3亿美元[116] - 2021年公司的面值债务为6亿美元，2022年保持不变[116] - 2021年公司现金及借款能力总计672百万美元，显示出充足的流动性[43]

业绩总结 - 2021年净油产量为58.5 mbo/d[9] - 2021年自由现金流创纪录，达到4.66亿美元[10] - 2021年调整后的EBITDAX为860百万美元，较2020年增长84%[41] - 2021年自由现金流为466百万美元，创下公司成立以来的最高年自由现金流记录[43] - 2021年总生产量为100 Mboepd，符合最终指导范围[42] - 2021年资本支出为705百万美元，单位成本为19.39美元/boe[42] - 2021年运营成本为466百万美元，较2020年增长16%[42] - 2021年NGL销售价格实现强劲，主要受出口和国内需求增加的推动[44] 财务状况 - 截至2022年2月22日，公司现金超过4.2亿美元，流动性超过7.8亿美元[15] - 2021年净债务与调整后EBITDAX比率为0.34x[17] - 2021年向股东返还1.62亿美元，占自由现金流的约35%[18] - 预计2022年净债务将在1亿至3亿美元之间，2022年杠杆比率预计为0.11倍至0.40倍[114] 未来展望 - 2022年预计钻探和完工资本支出为2.15亿至2.25亿美元[22] - 2022年预计总资本支出为3.3亿至3.75亿美元[24] - 2022年预计E&P调整后EBITDAX范围为8亿至9.4亿美元[32] - 2022年预计自由现金流范围为3.5亿至4.5亿美元[34] - 预计2022年运营成本在6.4亿至6.7亿美元之间[73] - 预计2022年自由现金流在3.5亿至4.5亿美元之间[73] 股东回报 - 2022年固定季度股息策略为每股0.17美元[37] - 2021年自由现金流(FCF)的约35%被返还给股东，预计总股东回报超过4亿美元[59] - 2021年回购股票约1.48亿美元，2022年迄今再回购约4000万美元，计划在2022年12月31日前实施3.5亿美元的股票回购计划[59] 市场动态 - 2022年预计总产量为90至93千桶油当量每日(mboe/d)，其中油产量为56至60千桶每日(mbo/d)[73] - CRC的净油生产因商品价格上涨而减少约3 mbopd，从$60/bbl上升至$85/bbl[79] - 每增加或减少$1/bbl的布伦特油价，预计CRC的净油生产将相应减少或增加约100 bopd[78] 对冲策略 - CRC的对冲策略通常使用看跌期权、区间期权和掉期，以保护现金流并确保公司能够在现金流内运营[92] - 2021年，CRC的对冲合约结算为-3.19亿美元[93] - 2022年，CRC的每桶销售看涨期权的加权平均价格为$60.37至$58.01[94] 其他信息 - 预计2022年碳管理业务的支出预计在3000万至4000万美元之间[73] - 预计2022年和2023年与遗留对冲相关的损失将显著减少，2022年预计损失为2.69亿美元[93]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司产生4.66亿美元自由现金流，为公司成立以来最高水平 [5] - 2021年公司EBITDAX为8.6亿美元 [15] - 2021年公司商品衍生品合约出现3.19亿美元现金损失 [14] - 2021年公司运营成本（不包括PSC影响）较2019年每桶油当量下降0.14美元 [14] - 2021年公司G&A成本同比下降 [15] - 2021年公司投资1.94亿美元用于资本支出 [15] - 2021年底公司现金余额从2020年底的2800万美元增至3.05亿美元，净杠杆率降至不到0.5倍 [16] - 2021年公司油加权已证实储量的PV在2021年SCC价格表下为62亿美元，在布伦特油价80美元时接近80亿美元 [16] - 调整资产剥离后，公司核心E&P业务预计2022年在进行碳管理投资前产生近4亿美元自由现金流 [11] - 公司目前流动性超过6.7亿美元，净债务与EBITDA的杠杆倍数低于0.5倍 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 核心油气业务 - 2021年公司净产量为10万桶油当量/天，其中净产油量为6万桶/天 [13] - 2021年公司通过开展高回报、快速回本的维护项目和部分水平井机会，使石油产量在调整收购、剥离和PSC影响后保持相对平稳 [13] - 公司预计2022年石油产量从2021年12月到2022年12月保持平稳 [6][19] - 公司预计2022年平均净产油量在布伦特油价82.5美元/桶时高于5.8万桶/天 [22] 碳管理业务 - 2021年公司在碳管理业务上投入约8500万美元，用于推进待批许可证、早期开发、提交新申请、释放更多孔隙空间和为CTV 1项目投入初始资本 [9] - 公司正在推进CTV交易结构和项目里程碑，探索未来融资方案，并与众多潜在合作伙伴、利益相关者和技术提供商进行讨论 [7] - 公司正在推进Carbon TerraVault 1项目每年100万吨的CTV接纳方讨论，并计划在今年晚些时候提供更多细节 [7] - 公司目标是到2027年实现每年500万吨的注入量，并计划在今年年底前提交新的EPA VI类许可证申请，以实现总计2亿吨或更多的CTV存储项目 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司商品实现价格在所有业务流中保持强劲，预计2022年实现价格将在历史正常范围内 [13] - 每桶布伦特油价每上涨10美元，公司净石油产量将减少约1000桶/天；每下降10美元，净石油产量将增加约1000桶/天 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过收购和出售资产进行积极的投资组合管理，聚焦于低碳排放强度和具有未来CCS可选性的完全运营油田 [6][7] - 公司计划推进碳管理业务，包括扩大新业务、推进CTV交易、探索融资方案、与各方合作、推进许可证申请等 [7][8] - 公司计划维持坚实的财务基础和自由现金流生成能力，扩大股东回报策略，包括维持当前固定股息策略（目前收益率约1.7%），将股票回购计划从2.5亿美元提高到3.5亿美元，并将计划延长至2022年底 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年是公司为未来重新定位的一年，公司在核心油气业务中展示了战略的优势，同时积极推进碳管理业务 [5] - 公司认为自身拥有独特的资产基础，能够满足当前能源需求并实现未来净零燃料目标，具有稳定现金流和能源转型机会，财务状况良好 [25] - 公司预计2022年将继续保持强劲的运营和生产表现，产生可观的自由现金流，并为股东提供回报 [22][23] 其他重要信息 - 2022年第一季度，公司的低温天然气厂（CGP1）进行为期10年的维护检修，预计对第一季度产量产生约6000桶油当量/天的影响，对全年产量产生约2000桶油当量/天的影响 [21] - 公司2022年资本支出计划为3 - 3.35亿美元，其中约2.5亿美元用于钻井和完井以及修井资本，以保持石油产量平稳，其余用于CGP1检修、其他机械完整性和油田升级项目 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 参与Carbon TerraVault项目的情况、潜在参与者的动机及需解答的问题 - 项目开发需要数年时间，目前公司正在推进获取和许可孔隙空间这一最长前置时间的工作，之后才会进入与排放源签约阶段，预计在2022年底完成 [29][30] - 此类交易此前较少，存在价格发现、合同条款等问题需要与交易对手协商解决，潜在参与者有动力参与，因为加州在能源转型方面处于领先地位，相关法规促使企业关注这些机会 [30][31] - 加州有净零目标，部分行业需在2030年前减排40%，加州总排放量为4.25亿吨，预计约6000万吨可通过CCS解决，公司每年2000万吨的目标约占可解决市场的三分之一，显示出项目有较大规模的需求 [32] 问题2: 与排放源的讨论是推动还是拉动关系 - 各方都意识到有必要参与碳管理项目，一些企业将其视为新的现金流来源，另一些企业则将其视为避免碳排放成本的手段，目前主要问题是达成合同条款和价格共识 [33][34] 问题3: 在CCS项目上投入3000 - 4000万美元资本支出的作用 - 这些资金用于Carbon TerraVault 1项目中废弃油气井的封堵和废弃工作，为后续注入井和管道建设做准备 [35] 问题4: 2022年石油产量指导是否考虑资产剥离因素 - 考虑了资产剥离因素，公司计划通过四个钻井平台的钻探来抵消剥离的产量，实现2021年底到2022年底石油产量平稳 [38][40] 问题5: 2022年加州石油钻井的监管和许可环境、许可库存情况 - 公司有灵活的计划，可以根据许可证情况以多种方式实施四个钻井平台的项目 [41] - 克恩县的EIR诉讼影响了该地区部分许可证的发放，但公司已将其纳入整体开发计划，预计诉讼今年有望解决，公司有足够的许可证，且与监管机构保持建设性对话 [41][42] 问题6: 加州CalGEM目前的许可证发放情况 - 公司在克恩县以外地区可以获得许可证，行业内一些其他生产方法（如WST、高压循环蒸汽开采）的许可问题对公司没有影响，克恩县的诉讼减缓了许可流程，但监管机构正在与公司合作解决问题 [46] 问题7: 是否坚持单独申请碳封存许可证，不与EOR许可证关联，监管机构或州政府方面有无进展 - 公司目前专注于碳封存或存储的许可申请，利用二氧化碳进行提高石油采收率（EOR）有未来发展潜力，但目前应先完成永久存储解决方案，公司会继续推进CalCapture项目，未来会关注EOR的发展 [50][51] 问题8: 成功获得许可后公司是否会进入适度增长阶段 - 公司认为从一次采油到水驱后，二氧化碳驱是下一种可能的采油方式，有很大机会，但目前仍专注于存储业务 [52][53] 问题9: 2023年及以后的套期保值策略 - 公司根据RBL要求进行套期保值，主要策略是将看跌期权的执行价格从40美元提高到70或75美元以保护下行风险，同时购买额外的看跌期权，保留上行空间 [54] 问题10: 设施资本支出是否因CGP1项目而高于正常水平 - CGP1项目是每10年进行一次的压力 vessel检查，属于一次性支出，去除该项目后，设施资本支出处于正常水平，此外还有一些机械完整性工作、太阳能投资和IT相关的一次性项目 [56][57]

公司战略与资金分配 - 公司战略是发展油气资产，同时在脱碳和能源转型新兴行业寻找机会[18] - 未来几年计划将约50%的运营现金流投入勘探和生产业务[18] - 未来几年计划将约25%的运营现金流用于股东回报和其他战略机会[19] - 未来几年计划将约25%的运营现金流投入碳管理项目[22] - 公司未来几年计划将约50%的运营现金流投入勘探和生产业务，聚焦低风险、高回报投资以维持石油产量[18] - 公司未来几年计划将约25%的运营现金流用于股东回报和其他战略机会，2021年采用股息政策，预计季度股息为每股0.17美元，还采用3.5亿美元股票回购计划，截至2021年12月31日已回购4089988股，均价36.08美元/股[19] - 公司未来几年计划将约25%的运营现金流投入碳管理项目，包括Carbon TerraVault、评估CalCapture项目可行性及推进多个太阳能项目[22] 股东回报 - 2021年采用股息政策，预计季度股息为每股0.17美元[19] - 采用3.5亿美元股票回购计划，截至2021年12月31日已回购4089988股，均价36.08美元/股[19] ESG相关 - 2022年管理层年度激励中30%与ESG相关指标挂钩[21] - 公司2022年管理层年度激励中30%与ESG相关指标挂钩，2021年石油泄漏预防率达99.9997%，员工和承包商总可记录事故率为0.43/100[21] 资源储量 - 截至2021年12月31日，探明储量总计4.8亿桶油当量[25] - 截至2021年12月31日，公司探明储量总计4.8亿桶油当量，其中原油和凝析油储量3.43亿桶，NGL储量4100万桶，天然气储量5760亿立方英尺（9600万桶油当量）[25] - 公司已探明石油储量为3.43亿桶，天然气储量为5760亿立方英尺，总储量为4.8亿桶油当量[27] - 截至2021年12月31日，公司估计已探明石油储量3.43亿桶、天然气液4100万桶、天然气5760亿立方英尺，总计4.8亿桶油当量[52] - 截至2021年12月31日，公司估计已探明石油储量为3.43亿桶，天然气液储量为4100万桶，天然气储量为5760亿立方英尺，总计4.8亿桶油当量[52] - 2021年公司已探明储量增加3800万桶油当量，主要因价格相关修订增加6400万桶油当量、业绩相关修订增加900万桶油当量等[54] - 2021年公司已探明储量变化主要包括价格相关修订增加6400万桶油当量、业绩相关修订增加900万桶油当量等，年末储量为4.8亿桶油当量[54] - 2021年公司已探明未开发储量增加1500万桶油当量，主要因业绩相关修订增加1700万桶油当量、价格相关修订增加100万桶油当量等[59] - 2021年公司已探明未开发储量变化主要包括价格相关修订增加100万桶油当量、业绩相关修订增加1700万桶油当量等，年末储量为7500万桶油当量[59] - 公司将600万桶油当量已探明未开发储量转化为已探明开发储量，转化率约10%，投资约6400万美元[63] - 公司将600万桶油当量的已探明未开发储量转化为已探明开发储量，转化率约为年初已探明未开发储量的10%，投资约6400万美元[63] - 截至2021年12月31日，约22%已探明开发石油储量、8%已探明开发天然气液储量、16%已探明开发天然气储量和19%的总已探明开发储量为非生产性[52] - 截至2021年12月31日，约22%的已探明开发石油储量、8%的已探明开发天然气液储量、16%的已探明开发天然气储量以及总体19%的已探明开发储量处于非生产状态[52] 矿权情况 - 截至2021年12月31日，持有约190万净矿权英亩[26] - 公司总净矿权面积为189.1万英亩，平均净矿权费用持有率为69%[27] - 若无法延长租约，2022 - 2024年分别有7.2万、4.6万和3.4万净矿权英亩到期，占2021年底总净未开发矿权面积的13%和总净矿权面积的8%[40] - 截至2021年12月31日，公司持有约190万净矿权英亩，运营资产涵盖99个不同油田和约10000口运营井[26] - 公司总净矿权面积为189.1万英亩，平均净矿权费用持有率为69%[27] - 若无法建立生产或延长租赁条款，2022 - 2024年分别有7.2万、4.6万和3.4万净矿权英亩到期，占2021年底总净未开发面积13%和总净面积8%[40] 产量情况 - 2021年全年平均净产量约为10万桶油当量/天[26] - 公司总净产量为3600万桶油当量，平均日净产量为10万桶油当量[27] - 2021年公司平均日产量为10万桶油当量，总产量为3600万桶油当量，平均实现油价（有套期保值）为56.05美元/桶[42] - 2021年全年公司平均净产量约10万桶油当量/天（60%为石油），截至2021年12月31日平均净收入权益为85%[26] - 公司2021年总净产量为3600万桶油当量，平均日净产量为10万桶油当量[27] - 公司2021年平均日产量中，石油6万桶/日、NGLs 1.3万桶/日、天然气1.59亿立方英尺/日，总产量3600万桶油当量[42] 油田运营 - 公司运营99个生产油田，平均净收入权益为85%[27] - 2021年12月31日，公司在圣华金盆地运营3台钻机，洛杉矶盆地运营1台钻机[27] - 公司在埃尔克山拥有高效的天然气处理设施和发电厂，天然气处理能力超5.2亿立方英尺/天[31] - 公司在圣华金盆地拥有约80万英亩的3D地震库，占该盆地总矿权面积的50%[32] - 公司在圣华金盆地拥有大量工作、地表和矿权权益，其埃尔克山油田是最大生产资产[29] - 公司在洛杉矶盆地的威尔明顿和亨廷顿海滩油田有重要业务，部分生产受类似产量分成合同约束[33] - 公司在萨克拉门托盆地有大量矿权面积，有未来开发和产量增长潜力[34] - 2021年第四季度公司剥离了文图拉盆地大部分资产，剩余资产预计2022年上半年出售[35] 储量审计与估算 - 2021年Ryder Scott审计公司总探明储量的47%，NSAI审计35%，公司与独立工程师储量估计的总差异小于10%，在石油工程师协会可接受范围内[71][72] - 公司2021年已探明储量及相关未来净现金流折现估计由技术人员在运营和财务人员协助下完成，由管理层负责[67] - 估计已探明储量基于经济可采性合理确定性及管理层开发储备资金承诺，通过预测产量、运营成本和资本投资估算储量[67] - 公司2021年估计已探明储量及相关折现未来净现金流由技术人员在运营和财务人员协助下完成，由管理层负责[67] - 估计已探明储量基于经济可采性的合理确定性和管理层开发储备的资金承诺，储量体积通过产量、运营成本和资本投资预测来估算[67] - 副总裁负责监督储量估算的编制工作，有超25年油气行业技术和领导经验[69] - 证实已开发储量指通过现有井、设备和操作方法预计可采出的储量，额外投资成本相对较小[68] - 证实未开发储量指预计从未钻探面积的新井或需较大支出的现有井中采出的储量[68] 开发井与生产井情况 - 截至2021年12月31日，已探明未开发储量的总毛确定钻井位置为663个，其中圣华金盆地401个，洛杉矶盆地262个[78] - 2021年开发生产井方面，圣华金盆地109.4口，洛杉矶盆地6.5口，总计115.9口[80] - 截至2021年12月31日，正在进行或待完成的开发井总净井数为13.3口，其中圣华金盆地12.3口，洛杉矶盆地1口[81] - 截至2021年12月31日，生产井平均工作权益为89%，生产油气井总数分别为9358口和907口，净井数分别为8423口和837口[82][84] 勘探项目 - 公司有65个勘探前景项目，2022年资本计划未分配资金用于勘探钻井[85] 净零目标与CCS项目 - 2021年11月公司董事会宣布全范围净零目标，通过子公司开展多个CCS项目，已为两个项目申请许可[86] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司约有970名员工，约50名员工受集体谈判协议覆盖[90] - 截至2021年12月31日，公司19%的员工和18%的高级经理为女性，38%的员工和21%的高级经理具有不同种族背景，董事会中33%为女性[94] 产品销售与市场 - 公司几乎将所有原油销售到加州炼油市场，天然气按平均月度指数定价每日销售到加州市场[98][100] - 天然气价格上涨虽增加蒸汽驱项目和发电运营成本，但因净收入增加仍对运营结果有净积极影响；价格下降则降低运营成本，但对财务结果有净负面影响[101] - 公司有6500桶/日的NGL管道运输合同，并已履行所有运输承诺[104] - 截至2021年12月31日，公司有52万桶/日的石油交付承诺至2022年3月，12万桶/日的NGL交付承诺至2022年3月，3200万立方英尺/日的天然气交付承诺至2022年10月[106] - 有三个客户分别占公司销售额至少10%，合计占比51%，均来自原油精炼行业[111] - 公司面临来自其他勘探生产公司、外国油气公司以及风能和太阳能等能源的竞争，加州约70%的石油依赖进口[113][115] 基础设施 - 公司拥有6座天然气处理厂，总产能54300万立方英尺/日；3座发电厂，总产能643兆瓦；超30台蒸汽发生器/厂，产能150万桶/日等基础设施[117] 法规监管 - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，若克恩县EIR未恢复或修改，获取钻探许可证可能延迟或成本增加[119] - 2019年州立法扩大了CalGEM职责，包括公共健康安全和减少温室气体排放等[121] - 2021年10月，CalGEM发布公共健康法规征求意见，包括新井土地使用后退距离达3200英尺[123] - 联邦和州管道法规近期修订，如2021年11月PHMSA对约40万英里陆上天然气集输管道实施安全法规[124] - 加州的健康、安全和环境法规可能限制公司物业使用和运营，增加成本或限制产品服务需求[128] - 因加州未来可能干旱，水管理对公司运营至关重要，限制废水处理或用水可能产生不利影响[130] - 2014 - 2021年，州和EPA对地下注入井许可和含水层豁免进行审查，限制部分地层或井的注入[131] - 拜登政府关注气候变化，EPA要求报告年度温室气体排放，纳入减排措施，限制移动源排放[133] - 加州“总量管制与交易”计划要求到2030年温室气体排放比1990年水平降低40%[135] - 加州要求到2030年零售电力60%来自可再生资源，2045年实现全部来自可再生或“零碳”资源[135] - 2016 - 2022年，EPA和CARB加强对甲烷排放的监管[137] - 加州公用事业委员会制定天然气长期规划战略，部分城市限制天然气设备安装，影响公司天然气业务[143] 行业影响因素 - 2015年美国取消国内生产石油出口限制，公司产品可在更多市场销售[138] - 2020年国际海事组织将船用燃料最大硫含量从3.5%降至0.5%，影响原油价格和需求[142] 运营成本 - 公司运营成本包括可变成本和固定成本，大部分近期限固定成本长期会变为可变成本[44] - 产量分成合同（PSCs）在2021年占公司总产量的15%[45] - 2021年调整PSCs超额成本后，公司运营成本为7.05亿美元，每桶油当量19.39美元，排除PSCs影响后为6.39亿美元，每桶油当量17.56美元[47] - 产量分成合同（PSCs）在2021年占公司总产量的15%[45] - 2021年公司调整后运营成本为7.05亿美元，每桶油当量19.39美元，扣除PSCs影响后为6.39亿美元，每桶油当量17.56美元[47] 现金流情况 - 截至2021年12月31日，公司标准化未来净现金流折现衡量值为45.49亿美元，未来所得税现值折现后为16.24亿美元，现金流PV - 10为61.73亿美元[65] - 截至2021年12月31日，公司标准化未来净现金流折现衡量值为45.49亿美元，未来所得税现值折现后为16.24亿美元，现金流PV - 10为61.73亿美元[65]

业绩总结 - 2021年第三季度净生产为102 MBOE/D，展现出强劲的运营表现[12] - 2021年第三季度调整后每股净收益为1.83美元，较2021年第二季度的0.94美元增长94%[25] - 2021年第三季度调整后EBITDAX为242百万美元，较2021年第二季度的169百万美元增长43%[25] - 2021年第三季度自由现金流为131百万美元，较2021年第二季度的77百万美元增长70%[26] - 2021年截至第三季度，已钻井65口，已上线58口[33] 用户数据 - 2021年第三季度天然气价格实现为每千立方英尺4.66美元[24] - 2021年第三季度油价实现为每桶55.42美元，较2021年第二季度的54.10美元增长2.4%[25] - 2021年第三季度的运营成本为每桶20.28美元，较2021年第二季度的18.48美元增长9.7%[23] - 2021年第三季度的现金流入为182百万美元，较2021年第二季度的127百万美元增长43%[25] 未来展望 - 预计年自由现金流指导范围提升至4.6亿至5.1亿美元[13] - 预计到2045年实现约2000万吨的排放减少目标，主要通过Carbon TerraVault、CalCapture及其他可再生努力[17] - 预计年末现金余额超过3.25亿美元[13] - 2021年净总产量指导范围修订为99-101 Mboepd，净油产量指导范围为60-62 Mbopd[37] - 预计2021年自由现金流为460百万至510百万美元[91] 新产品和新技术研发 - 提交了针对26R储层的Class VI EPA许可证申请，计划储存高达40 MMT的二氧化碳[13] - CRC的碳管理项目预计到2025年实现首批注入，目标为200 MMT的许可[58] - 加州低碳燃料标准（LCFS）和联邦45Q税收抵免政策支持碳捕集和存储项目[74] 市场扩张和并购 - 进展与SunPower的合作，推进24 MW的BTM太阳能项目[13] - 截至2021年11月5日，CRC已回购1.04亿美元的股票，预计总回购计划为2.5亿美元[39] 负面信息 - 预计2021年油价对冲合约结算损失为303百万美元，2022年和2023年预计将显著减少[80] - 预计在2023年获得项目许可，目标是在2025年进行首次注入[71] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在美国前100大生产商中拥有最低的碳强度[15] - 截至2021年9月30日，流动性为548百万美元，预计2021年12月31日的流动性为685百万美元[89] - 截至2021年9月30日，净债务为411百万美元，2021年预计调整后的EBITDAX为840百万至900百万美元[100]

业绩总结 - 2021年第三季度净生产量为102百万桶油当量/天[12] - 2021年第三季度调整后每股净收益为1.83美元，较前一季度增长94%[25] - 2021年第三季度调整后EBITDAX为2.42亿美元，年初至今总计为6亿美元[25] - 2021年第三季度自由现金流为1.31亿美元，年初至今总计为3.28亿美元[26] - 2021年预计净收入为180百万至200百万美元[95] 用户数据 - 2021年第三季度天然气价格实现为每千立方英尺4.66美元[24] - 2021年第三季度油价实现为每桶55.42美元，较2020年第四季度的42.15美元增长31%[25] - 2021年第三季度的天然气生产为每日160百万立方英尺，内部消耗为每日74百万立方英尺[24] - 2021年第四季度预计现金流在股东回报前为182百万美元，预计股东回报为45百万美元[89] 未来展望 - 预计年自由现金流指导范围为4.6亿至5.1亿美元[13] - 预计到2045年减少约2000万吨的排放，主要通过碳管理项目实现[17] - 预计2022年和2023年与遗留对冲相关的损失为235百万美元和102百万美元[81] - 预计2023年每桶的加权平均价格为58.79美元，2022年为57.82美元[81] 新产品和新技术研发 - 提交了针对26R储层的EPA第六类许可证申请，计划储存高达4000万吨的二氧化碳[13] - CRC的碳管理项目预计到2025年实现首批注入，目标是每年注入200 MMT的二氧化碳[58] - CRC在加州的二氧化碳存储潜力达到约1 BMT，具备良好的地质条件和基础设施[46] 市场扩张和并购 - 计划在2022年第二季度延长股票回购计划[18] - 截至2021年11月5日，CRC已回购1.04亿美元的股票，预计总回购计划为2.5亿美元[39] - 截至2021年9月30日，CRC在增量维护项目中完成了约430个作业，投资回报率超过200%[34] 负面信息 - 预计2021年到2023年，油价对现金流的保护策略将显著减少[80] - 2021年预计资本支出范围为200百万至800百万美元[86] - 截至2021年9月30日，净债务为411百万美元，2021年预计杠杆比率为0.46x至0.50x[100] 其他新策略和有价值的信息 - 宣布每股0.17美元的季度股息，预计年末现金余额超过3.25亿美元[13] - 2021年指导上调以反映市场条件[14] - 2021年资本支出指导范围修订为700-720百万美元，运营成本指导范围为180-200百万美元[37]