业绩总结 - 2020年第一季度报告的生产量为468 Mboe/d，调整后的生产量为423 Mboe/d[8] - 经营活动提供的净现金为5.02亿美元，调整后的EBITDAX为7.64亿美元[8] - 每股亏损为11.86美元，调整后的每股亏损为0.13美元[8] - 2020年第一季度的调整后EBITDAX为764百万美元，较2019年第四季度的1,093百万美元有所下降[54] - 2020年第一季度的报告生产量为294,643 BOE/D，较2019年第四季度的300,136 BOE/D有所下降[45] - 2020年第一季度的净生产量（不含税）为108,038 BOE/D，较2019年第四季度的103,702 BOE/D有所上升[45] 用户数据 - 2020年第一季度的全球报告生产量为467,771 BOE/D，其中美国占282,636 BOE/D，国际占185,135 BOE/D[21] - 北海地区日产量为68,610 BOE/D，其中油、NGL和天然气的比例分别为81%、3%和16%[30] - Garten-2井的30天峰值产量为13,425 BOPD和14,010 MMCFD，成功率为75%[29] 成本与投资 - 油气资产的成本支出为4.97亿美元，上游资本投资为4.42亿美元[8] - 2020年上游资本投资减少至约11亿美元，较2019年下降约55%[12] - 年度股息支出减少3.4亿美元，下降90%[12] - 预计2020年将实现超过3亿美元的成本节约[12] - 2020年第一季度，油气资产的总成本为497百万美元，较2019年同期的674百万美元下降了26.29%[60] - 2020年第一季度，勘探和开发的成本为490百万美元[60] 未来展望与市场动态 - 在萨帕卡拉西部发现了显著的油气发现，净油气凝析物厚度至少为79米（259英尺）[15] - 2020年埃及的计划成功率为94%，16口井中有15口井成功[26] - 2020年4月至12月的WTI对冲固定交换量为87,000 BBL，价格为25.84美元/BBL[37] - 2020年4月至6月的Brent对冲固定交换量为61,500 BBL，价格为27.45美元/BBL[38] 财务状况 - 截至2020年3月31日，公司的债务总额为8,217百万美元，平均到期年限为17年，平均票息为4.877%[42] - 公司的借款能力高达40亿美元，信贷额度为30亿美元（已承诺20亿美元）[39] - 2020年第一季度，经营活动提供的净现金为502百万美元，相较于2019年同期的598百万美元下降了16.06%[56] - 2020年第一季度，经营资产和负债的变动导致的现金流为21百万美元，较2019年同期的138百万美元下降了84.78%[58] - 2020年第一季度，经营活动的现金流在不考虑经营资产和负债变动的情况下为523百万美元，较2019年同期的736百万美元下降了28.97%[58]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度，公司按照公认会计原则报告的合并净亏损为45亿美元，即每股摊薄普通股亏损11.86美元，其中包括总计45亿美元的非现金减值，排除这些及其他较小项目后，本季度调整后收益亏损为5100万美元，即每股亏损0.13美元 [16] - 本季度G&A费用为6800万美元，远低于1.2亿美元的指引，由于本季度股价大幅下跌，股票奖励计划的会计处理使G&A费用减少超3000万美元 [17] - 第一季度资本投资和运营成本也低于指引，未来季度影响将更显著 [17] - 公司2020年全年上游资本投资计划约为11亿美元，其中约60%将用于国际业务，第二季度上游资本投资约为2.3亿美元，较第一季度大幅减少 [19] - 公司在油价低迷环境下采取系列措施，使2020年在WTI原油均价处于30美元低位时可实现自由现金流中性，原计划则需接近50美元的WTI油价 [20] - 公司拥有40亿美元的循环信贷额度，到期日为2024年3月并有一年延期选项，因信用评级下调，为北海弃置义务提供信用证，使信贷额度可用性减少8亿美元 [21] - 过去两年公司通过还款和再融资消除了近期到期窗口内16亿美元的债务，未来三年仅剩余9.37亿美元的债券到期，若使用循环信贷偿还，仍将有23亿美元的剩余流动性 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度调整后产量低于最新指引，二叠纪盆地报告的天然气产量受部分天然气处理厂商业安排影响，每日约减少2400万立方英尺，二叠纪石油产量也因油价下跌活动迅速减少而低于指引 [18] - 公司营销组织在第一季度通过买卖产品在购买油气业务上获利2200万美元，主要因Waha与休斯顿船舶航道之间的价差 [71] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期目标包括保守预算、积极管理成本结构以确保自由现金流生成、优先减少债务以加强资产负债表，维持平衡多元化投资组合，继续为长期回报而非产量增长进行投资，在二叠纪建立经济库存并保持选择权，在埃及和北海灵活调整活动以保持自由现金流生成，通过勘探提升投资组合 [13] - 公司近期在苏里南近海的勘探成功是战略范例，58号区块仍是公司明确的优先事项 [14] - 面对当前危机，公司采取系列措施，包括减少埃及和北海活动、取消美国所有钻探和完井活动，使2020年上游资本预算减少6.5亿美元，较2019年下降近55%；削减90%股息，每年节省3.4亿美元现金流；实施更深层次成本削减措施，预计年化成本节约从一个月前的1.5亿美元增至3亿美元；进行全面价格敏感性分析和运营评估，有计划地关闭和削减产量 [10][11][12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球经济和能源行业受COVID - 19严重影响，公司首要任务是保障员工和运营所在社区的健康安全，长期保存多元化资产基础的内在价值和选择权 [8] - 2020年剩余时间存在诸多不确定性，最重要的是石油需求复苏的时间和幅度，公司最佳行动方案是积极降低成本结构、保护资产负债表和管理运营以保存现金流 [14] - 公司多元化全球投资组合使其能够根据市场条件变化优化资本配置，在低油价环境下，国际资本投资回报率高于美国 [14] - 公司已采取必要措施管理现金流和保护资产负债表，有充足流动性度过难关，条件允许时将灵活增加活动 [15] 其他重要信息 - 公司在关闭油井时采取了系统方法，涉及运营、生产和油藏工程师、土地团队、营销和规划团队等，预计5月至6月关闭油井数量可能增加，关闭油井时会进行化学处理以保护资产完整性，预计未来可重新上线 [30][31][32] - 公司利用油井关闭机会进行干扰测试，以更好地了解非常规油藏的井间距和井位布置 [34] - 公司在成本削减方面取得进展，预计年化成本节约增至3亿美元以上，大部分为永久性成本削减，包括总部职能和技术职能的G&A相关成本、现场员工和承包商减少、供应链优化等 [37][38][39] - 公司在苏里南近海的勘探取得积极进展，已在两个区域发现油气，目前正在与合作伙伴制定评估计划，预计本月底提交给苏里南政府 [43][44] - 埃及业务勘探成功率达94%，公司在该地区仍有大量待钻探目标，且产量分成合同（PSC）在当前低油价环境下为公司提供了成本回收和内置对冲的优势 [52][53][55] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 二叠纪盆地传统垂直井与页岩油产量轨迹及不经济井情况 - 二叠纪盆地约三分之一的石油产量来自传统垂直井，其基础递减率约为10%，另外三分之二为非常规油，由于活动节奏放缓，非常规油递减率略低 [28] - 公司已关闭约2500口井，平均日产约3桶油和150桶水，关闭过程系统且考虑资产完整性，预计未来可重新上线，5 - 6月关闭井数量可能增加，同时公司降低了修井钻机数量并收紧经济标准 [30][31] 问题2: 苏里南近海勘探发现的后续学习成果及评估计划 - 公司对苏里南近海勘探成果感到兴奋，已在两个区域发现油气，证明存在活跃的油气系统，目前正在钻探的Kwaskwasi井是另一个独立特征，公司正在与合作伙伴制定Maka和Sapakara的评估计划，本月底将提交给苏里南政府 [43][44] 问题3: 滚动减产是否仅针对二叠纪2500口垂直井 - 目前约2500口井关闭，所有油田将以滚动方式处理，公司采取系统方法，旨在保护油井并获取更多信息，6月关闭井数量可能增加 [46][47] 问题4: 苏里南评估计划提交时间及特征情况 - 公司需在发现后24小时内发出通知，30天内提交正式发现报告，本月底将提交首个评估计划，政府有30天回应时间，公司和合作伙伴正在进行大量工作以获取更多信息 [49] - 发现的特征规模大且有多层储层，令人满意 [51] 问题5: 埃及业务在低油价环境下的未来计划及PSC对产量支持情况 - 埃及业务是公司在国际业务中缩减资本最少的地区，也是未来优先投入资本的地区，该地区有600万英亩土地和多个盆地，与二叠纪不同的是有常规岩石和多层储层 [53][54] - PSC在低油价环境下为公司提供成本回收和内置对冲优势，公司在第一季度调整后的产量因价格波动而增加，预计第二季度也会如此，但公司暂不提供具体增幅数据 [57][58][60] 问题6: 永久成本削减在美与国际的分配及迄今节省情况 - 成本节约主要与G&A相关，分布广泛，包括公司层面，运营方面美国节省最多，如关闭圣安东尼奥办公室和减少二叠纪盆地费用，北海和埃及也有一定削减，且埃及还有进一步削减成本的空间 [64][65][66] - 目前已确定约3亿美元的可持续成本削减，其中G&A削减超过三分之二，此外还有一些成本将被推迟 [67] 问题7: 购买油气业务未来展望 - 本季度首次将购买油气业务单独列示，因其对损益表影响重大，主要是由于签订了长途管道运输合同，营销组织通过在盆地内或沿管道购买和销售产品来管理风险，第一季度获利2200万美元，主要因Waha与休斯顿船舶航道之间的价差 [69][70][71] 问题8: 处理合同对2400万立方英尺/日产量影响的未来情况 - 该合同对经济无影响，气体处理商以实物形式收取部分天然气作为电力成本支付，因会计规则公司不能将其报告为产量，但不影响财务状况，产量波动与天然气价格相关，未来可能再次出现类似情况 [73][74][77] 问题9: 二叠纪盆地重新启动活动的油价触发点 - 公司重新开工将更加谨慎和系统，优先考虑债务、股息，继续维持勘探和评估计划，苏里南和埃及项目优先，之后再考虑二叠纪和北海，二叠纪非常规油区大部分土地无租赁义务，重新开工主要取决于时机和现金流管理 [80][81] 问题10: 未来三年偿还债务所需的平均油价及自由现金流轨迹 - 公司2020年在当前资本计划下，WTI油价约30美元时可实现自由现金流中性，公司此前表示油价每变动1美元，现金流变动约5000 - 6000万美元，可据此估算偿还9.37亿美元债务所需油价 [83][84] 问题11: 埃及和北海的维护资本及二叠纪油井数量考虑 - 通常埃及和北海共需约7 - 8亿美元维护资本，今年略有减少，埃及业务高等级库存取得良好成果，且有一些有利的井连接时机，情况有所改善 [87] - 二叠纪盆地70口油井数量是项目进行中的结果，因先关闭完井团队导致，目前只剩最后一口井，重新开工时约有15口井可带来产量提升 [89] 问题12: 各地区维持生产模式的价格指标及苏里南未来信息报告和FID决策受油价影响情况 - 公司原预算围绕50美元WTI油价略有增长，目前30美元可实现现金流，但二叠纪产量低于维护水平会下降，国际业务相对平稳，维持产量和产生自由现金流的价格在两者之间 [93] - 苏里南评估计划将与合作伙伴共同制定和执行，目前未宣布具体内容，有几年时间进行评估和做出FID决策，当前油价环境对FID决策影响不大，因从发现到投产约需4 - 5年，且合作伙伴和公司均全力投入 [95][97] 问题13: 天然气价格变化对二叠纪资本分配的影响及公司套期保值策略变化 - 天然气项目需在资本重新投入时参与竞争，其经济性取决于产品相对交易情况和长期前景，目前天然气井比纯油井更具经济性 [100] - 公司套期保值策略无哲学性变化，近期增加套期保值是为应对短期价格波动和下行风险，公司认为最佳套期保值是活动灵活性，同时公司投资组合中有埃及和未来苏里南项目等自然套期保值因素，一般倾向避免金融套期保值 [102][103][104]

业绩总结 - 2020年美国日均生产预计为270-285 MBOE/D，国际日均生产预计为190-200 MBOE/D，总调整后生产预计为403-422 MBOE/D[31] - 2020年第一季度美国的总调整生产量为435 Mboe/d，其中国内生产为295 Mboe/d，国际生产为140 Mboe/d[32] - Permian油田的日产量预计为100 Mbo/d，Alpine High的日产量预计在90到94 Mboe/d之间[32] 用户数据 - 2019年在北海的钻探成功率为100%，共10口井[18] - 在苏里南的Block 58，确认了Maka Central-1的重大油气发现，油气层厚度达到123米（404英尺）[25] 未来展望 - 2020年计划每年在苏里南及其他勘探项目上投资约2亿美元[8] - 预计2020年Permian油生产将维持在97-101 MBO/D[31] 新产品和新技术研发 - 在埃及，计划通过新特许权和地震勘探测试高影响力的油气前景[16] 财务策略 - 计划在未来四年内减少债务约9.35亿美元[8] - 每股维持1美元的股息，当前收益率约为3.5%[8] - 预计通过组织重组实现每年至少1.5亿美元的节省[9] 成本和费用 - 上游资本投资指导为16亿至19亿美元，其中美国约占55%，国际约占45%[31] - 上游资本投资预计低于4.9亿美元[32] - 上游租赁运营费用预计为每桶油当量8.25美元[32] - 收集、处理和传输费用预计为7500万美元[32] - 每桶油当量的折旧、摊销和减值费用预计为13.50美元[32] - 现金勘探成本预计为3000万美元[32] - 一般和行政费用预计为1.2亿美元[32] - 北海当前税费预计为6000万美元[32] - 北海已支付现金税费预计为5000万美元[32]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第四季度，公司按照公认会计原则报告的合并净亏损为30亿美元，即每股摊薄普通股亏损7.89美元，其中包括与阿尔卑斯高地相关的14亿美元非现金减值、13亿美元阿特拉斯中游资产减值以及5.28亿美元阿尔卑斯高地未探明租赁资产减值，剔除这些及其他较小项目后，调整后收益为3100万美元，即每股0.08美元 [20] - 2019年全年，公司上游资本投资低于24亿美元的全年预算，每个季度均低于6亿美元；全年持续支付3.76亿美元股息，现金投资回报率达到19%，偿还1.5亿美元债务，并对部分长期债务进行再融资，延长到期期限并降低平均借款利率 [21] - 预计2020年每桶油当量的折旧、损耗和摊销（DD&A）约为13.50美元，主要因第四季度减值费用所致 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 2019年第四季度，二叠纪盆地的石油产量超过指引，平均季度产量创公司历史新高；2020年计划减少运营钻机数量，实现低个位数至中个位数的石油增长率 [9] 阿尔卑斯高地 - 2019年下半年，关键间距和着陆区测试的延长流动数据显示多井开发垫的表现令人失望，第四季度撤走剩余钻机并推迟部分完井计划；2020年第一季度产量略低于2019年第四季度的9.5万桶油当量/天，预计年底降至5 - 6万桶油当量/天；天然气和NGL产量同比下降 [10][25] 埃及 - 2019年第四季度，毛产量与第三季度基本持平，调整后产量受一次性成本回收结算影响；钻探结果良好，为2020年奠定基础，预计年中开始测试新老区块的高影响石油前景 [11] 北海 - 2019年第三季度季节性平台维护和11月新发现投产之后，产量显著增加；Garten 2井推迟至2020年第一季度投产，将推动产量进一步增长；预计2020年产量仍将不稳定 [11][60] 苏里南 - 2019年第四季度在58区块钻探第一口井Maka Central 1号，并于1月宣布重大石油发现；目前正与合作伙伴道达尔制定评估计划，预计未来几个月提交给国有石油公司Staatsolie；1月Noble Sam Croft钻井船转移至第二个勘探目标Sapakara West，该井按计划钻进至桑托阶层段 [12][13] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来几年优先为苏里南项目提供资金，部分原本用于其他短期增长机会的资金将转向该项目，短期内产量增长将放缓，但长期潜力巨大 [14] - 战略重点围绕保留超过股息的自由现金流以减少债务，优先考虑长期回报而非增长，积极管理成本结构，并推进苏里南的勘探和评估活动 [14] - 2020年资本预算为16 - 19亿美元，以应对以50美元/桶WTI油价为中心的不确定价格环境；阿尔卑斯高地获得的资金极少或无，部分资本从二叠纪石油项目转移至埃及 [15][16] - 实施公司重组计划，调整技术、运营和企业支持职能的规模和组织架构，预计每年节省至少1.5亿美元的间接费用和运营成本 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年是进步与挑战并存的一年，主要挑战与阿尔卑斯高地有关，进步体现在推进ESG倡议、实现资本支出削减和现金回报目标、优化投资组合和加强资产负债表等方面 [7] - 公司差异化的资产组合和严谨的方法使其有信心继续提高回报，并在股价表现上优于同行 [13] - 尽管价格环境疲软，但公司致力于通过灵活调整资本计划来实现债务削减目标 [23] 其他重要信息 - 公司为应对阿尔卑斯高地产量增长预期，曾签订约10亿立方英尺/天的长期天然气运输合同，目前正采取措施减少这些承诺，已消除约3.1亿立方英尺/天的照付不议义务，还有部分正在进行中 [22] - 公司重组计划预计在2020年上半年基本完成技术职能的重新设计，企业支持职能和现场运营的工作可能持续到2020年大部分时间；2019年已确认2800万美元的一次性成本，占第四季度交易、重组和分离成本3300万美元的大部分，其余成本将在2020年确认 [22][23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 苏里南Sapakara West井目前的情况以及Maka Central评估的预期时间和相关参数 - 公司通常不评论钻井期间的具体情况，但表示钻至坎帕阶层段的情况令人鼓舞，正前往桑托阶层段，计划进行裸眼测井、流体采样、取芯和压力测试等；Maka Central评估计划正与合作伙伴道达尔紧密合作，需按时间线提交给Staatsolie，目前无法提供更多信息 [30][32] 问题2: 是否常规对地层水进行流体采样以及2亿美元勘探预算的分配 - 通常不会常规对地层水进行流体采样，具体取决于井的情况；勘探预算大部分将用于苏里南，非常规方面也有一些项目在关注和推进 [36][38] 问题3: 减少阿尔卑斯高地承诺的具体情况以及对该地区的未来规划 - 公司有多个从二叠纪盆地输送天然气的合同安排，减少承诺是为降低长期风险，已与交易对手签订合同，将最多3.1亿立方英尺/天的运输义务转移，但短期内仍有一定暴露；阿尔卑斯高地目前约有24万英亩土地，其中约20万英亩将在未来三年到期，若NGL市场回到2018年末水平，部分项目可能具有经济性，但在公司投资组合中的竞争力有待考量 [40][46] 问题4: 埃及资产的库存情况以及二叠纪现金利润率是否包含阿尔卑斯高地 - 埃及拥有超过620万英亩土地，新的地震分析和勘探活动使库存从过去的六个月增加到数年，有许多高潜力项目值得测试；二叠纪现金利润率包含阿尔卑斯高地，由于公司重组，数据将按此方式报告，后续可由Gary提供更详细信息 [49][52] 问题5: Garten井的净产量以及公司在埃及的资产收购意愿 - Garten井的净产量为100%；公司通常不评论资产收购和处置活动，目前的计划和市场环境下不会进行大规模的现金收购，但可能会有创造性的合作机会 [55][57] 问题6: 苏里南第四口勘探井的决策时间和后续步骤以及北海石油产量的预期轨迹 - 目前使用的Noble Sam Croft钻井船有两个钻井选项，很可能会进行第四口井的钻探，但尚未做出决定；若选择钻探，将依次完成当前井、第三口井和第四口井，然后释放钻井船，Maka评估计划将使用不同的钻井船和时间线；北海第一季度产量因Garten 2井投产而强劲，全年产量仍将不稳定，因为还有更多井待钻和其他前景待开发 [58][60] 问题7: Sapakara井的钻探和分析时间以及新墨西哥州的库存深度 - 公司通常不评论钻井期间的具体时间，但表示钻至桑托阶层段后将进行评估，会尽快提供相关信息；公司在二叠纪盆地的非常规库存主要集中在南部米德兰盆地，新墨西哥州的特拉华盆地也有较深的库存，但整体上南部米德兰盆地的库存更多 [63][65] 问题8: 道达尔报告的每桶2美元收购成本对苏里南潜在资源规模的参考意义以及评估计划的内容和实现首油的时间 - 这是道达尔的表述，公司不做进一步解读；评估计划需遵循特许权协议规定的时间线，包括发现声明、提交发现通知、提交评估计划和开发过程等，公司和合作伙伴将根据评估结果尽快推进，以加速开发进程 [69][71] 问题9: 公司是否有资产变现计划以及阿尔卑斯高地已钻井和在线井的数量 - 公司认为目前的投资组合平衡良好，过去几年已进行了一些资产剥离，目前没有重大资产需要立即变现，但会持续关注小范围的资产交易；阿尔卑斯高地已钻井数量约为200多口，在线井数量约为200口 [74][76] 问题10: 油价变化对二叠纪多区开发间距的影响以及北海的停机时间和钻机运行计划 - 公司在2016 - 2017年已对二叠纪的开发进行了深入研究和规划，目前的开发计划稳定，油价变化不会影响开发方法，但可能会导致资本投入进一步放缓；北海通常在第三季度进行平台维护，今年的钻机运行计划与以往类似，Garten 2井投产推迟是由于天气原因 [80][84] 问题11: 2021年能否在类似16亿美元资本预算下维持产量以及苏里南资本支出的资金来源 - 公司从五年到十年的时间框架考虑维护资本，在45 - 48美元/桶WTI油价范围内可支付股息、维持石油产量且无自由现金流留存；2020年16 - 19亿美元的资本预算中，16亿美元对应46 - 47美元/桶WTI油价，可维持产量，19亿美元对应53 - 55美元/桶WTI油价，可实现低个位数至中个位数的石油增长并留存1.5 - 2亿美元自由现金流用于偿还债务；苏里南的勘探活动由公司和道达尔按50/50比例出资，评估和开发阶段道达尔承担每1美元中的0.875美元，公司承担0.125美元，公司计划在未来四年内用运营现金流为其提供资金 [88][93] 问题12: 1.5亿美元成本节约计划在间接费用和运营成本之间的分配以及2020年可能产生的前期费用 - 大部分节约将来自间接费用，公司有信心在今年晚些时候达到目标运行率；2019年第四季度已确认2800万美元的前期费用，占损益表中相关项目3300万美元的大部分，2020年将按季度确认剩余费用，具体金额尚未估计 [97][99] 问题13: 2020年第四季度的现金成本相对于第一季度的变化以及阿尔卑斯高地的年产量下降率 - 公司目前仅提供了第一季度的成本指导，后续将根据成本控制计划和项目进展提供更多信息；阿尔卑斯高地今年不进行新的完井作业，第一年的年产量下降率约为30%，后续几年将逐渐缓和 [102][104] 问题14: 1.5亿美元重组节约在损益表和资本成本之间的分配、二叠纪钻机在米德兰和特拉华盆地的分配以及北海未来五年是否仍为核心资产 - 目前没有对1.5亿美元重组节约在损益表和资本成本之间的分配进行估计；二叠纪2020年的5 - 6台钻机中，约60%用于南部米德兰盆地，40%用于特拉华盆地；北海目前的生产情况稳定，未来几年的前景良好，公司将继续投入资本进行维护和优化，不会进行大规模的资产收购，但该地区仍有很大的发展潜力 [107][110][113] 问题15: 公司的长期增长前景以及二叠纪石油项目的节奏 - 公司的长期增长前景取决于油价走势，16亿美元的资本预算接近维持模式，19亿美元的资本预算将实现一定的增长；公司将优先支付股息、为苏里南项目提供资金和偿还债务；二叠纪的石油项目是一个稳定的计划，自2017年年中以来一直保持平稳 [116][121] 问题16: Maka井和Sapakara井的设计是否相同以及若Block 58后续勘探成功是否会测试Block 53 - Maka井是Block 58的第一口井，在设计上有一定的学习过程，Sapakara井会根据地震数据和经验进行优化；公司在Block 53拥有45%的工作权益，认为该区块有潜力，未来会进行讨论和决策 [124][126]

业绩总结 - 2019年第四季度报告的生产量为487 Mboe/d，调整后的生产量为430 Mboe/d，超出指导范围418-425 Mboe/d[7] - 2019年第四季度的净现金流为7.78亿美元，全年为28.67亿美元[7] - 2019年第四季度的调整后EBITDAX为10.93亿美元，全年为40.46亿美元[7] - 2019年第四季度的每股收益为-7.89美元，调整后每股收益为0.08美元[7] - 2019年全年调整后每股收益为0.00美元[7] - 2019年净收入为(3,553)百万美元，稀释每股收益为(9.43)美元[60] - 2019年现金流量为2,867百万美元，较2018年下降[66] 生产与投资 - 2019年第四季度的上游资本投资为5.90亿美元，全年为23.66亿美元，同比减少23%[9] - 2020年上游资本预算预计在16亿至19亿美元之间，基于50美元WTI平均油价[12] - 2019年第四季度的油气财产支出为5.48亿美元，全年为25.29亿美元[7] - 2019年第四季度的油气财产总成本为548百万美元，较2018年同期的907百万美元下降了39.5%[70] - 2019年全年油气财产总成本为2,529百万美元，较2018年的3,454百万美元下降了26.8%[70] - 2019年第四季度的上游资本投资总额为590百万美元，较2018年同期的815百万美元下降了27.6%[70] - 2019年全年上游资本投资为2,366百万美元，较2018年的3,086百万美元下降了23.3%[70] 未来展望 - 2020年美国日均生产指导为270-285 MBOE/D，国际日均生产指导为190-200 MBOE/D[41] - 2020年总调整生产指导为403-422 MBOE/D，Permian油生产指导为97-101 MBO/D[41] - 2020年第一季度美国日均生产指导为295 MBOE/D，国际调整后总生产为140 MBOE/D[42] - 2020年第一季度上游资本投资预计低于4.9亿美元[42] 研发与发现 - 2019年第四季度Permian油生产为10.3万桶/日[9] - 2019年第四季度埃及的Kadesh – Aqsa 1X井的初始产量约为7000 Boe/d，其中29%为凝析油[24] - Block 58的Maka Central-1井在上白垩纪砂岩中确认了显著的石油发现，油气凝析层厚度为123米（404英尺）[35] 其他信息 - 2019年运营活动提供的现金流为778百万美元，变化前的现金流为1,318百万美元[66] - 2019年公司在埃及的现金流为323百万美元，变化前的现金流为1,318百万美元[66] - 2019年资产减值损失为3,568百万美元，调整后每股收益为0.00美元[60] - 2019年交易、重组及分离成本为50百万美元，调整后每股收益为0.11美元[60] - 2019年非控股权益影响为(271)百万美元，税务影响为57百万美元[60]

业绩总结 - 2019年第三季度全球报告生产为450,644 BOE/D，其中美国生产为265,910 BOE/D，国际生产为184,734 BOE/D[11][12] - 2019年第四季度美国的日均生产量预计为286 - 290 Mboe/d[24] - 国际日均生产量预计为132 - 135 Mboe/d[24] - 总调整后生产量预计为418 - 425 Mboe/d[24] - 2019年美国的日均生产量为270 - 280 Mboe/d[25] - 2019年国际日均生产量为195 - 196 Mboe/d[25] 用户数据 - 2019年在北海的钻探成功率为100%，共完成10口井的钻探[19] - 在埃及，阿帕奇是该国最大的石油生产商，保持了六年以上的稳定生产[17] - 在苏里南的区块58，已发现超过60亿桶可回收资源[21] 未来展望 - 计划在2020年实现正的自由现金流，支付股息后仍能保持现金流[8] - 预计在2020年实现适度的油气生产增长[8] 新产品和新技术研发 - 上游租赁运营费用预计为每BOE $8.00[24] - 现金勘探成本预计为3000万美元[24] - 一般和行政费用预计为1亿美元[24] 市场扩张和并购 - 在阿帕奇的组织重组中，目标是每年节省至少1.5亿美元[10] - 计划在未来增加对投资者的回报，包括减少债务、支付股息和股票回购[22] 负面信息 - 北海当前税费预计为5500万美元[24] - 北海现金税费预计为7200万美元[24] 其他新策略和有价值的信息 - 2019年上游资本投资预算预计将比2018年减少10%至20%，2018年上游资本投资为24亿美元[8] - 2019年第三季度，阿帕奇在美国的平均钻机数量为10台[12]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第三季度，公司按照公认会计原则报告的合并净亏损为1.7亿美元，即每股摊薄普通股亏损0.45美元，调整后亏损为1.08亿美元，即每股0.29美元 [22] - 第三季度油气和NGL实现价格走弱，天然气价格略有上涨但总体仍很低，除折旧、损耗和摊销（DD&A）外，所有主要费用项目均符合或低于季度指引，DD&A升至每桶油当量17.30美元，全年DD&A上调至每桶油当量15.25美元 [23][24] - 基于当前期货价格，预计2020年上游资本预算将比今年的24亿美元减少10% - 20%，以产生有机自由现金流，覆盖股息并启动多年债务削减计划 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 美国业务 - 第三季度美国产量总计26.6万桶油当量/日，在二叠纪盆地，米德兰盆地继续钻探高产能油井，如Azalea的11口井和Reagan县的5口井；特拉华盆地钻了5口井，平均每口成本低于530万美元 [16][17][18] - 阿尔卑斯高地第三季度有15口井投产，但Blackfoot Barnett井垫表现不佳，公司让该井垫浸泡约60天后，气产量和凝析油产量有所提升，目前正在评估 [18][19][54] 国际业务 - 国际调整后产量为12.5万桶油当量/日，略高于预期 [19] - 埃及方面，East Bahariya地区的Cobra - 2井日产约3000桶油，正在钻第三口井并计划今年晚些时候钻第四口井；Matruh盆地的Biruni - 1X井日产5000桶油、600万立方英尺天然气和228桶凝析油；Shushan盆地的Anti - 1X井日产4700万立方英尺天然气和1700桶凝析油 [19][20] - 北海地区，第三季度产量受年度检修影响，预计第四季度产量将大幅反弹，今年钻探活动非常成功，Garten - 2井预计年底投产，Storr开发的第一口井计划下月开始初始生产 [20][21] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 行业需产生更多自由现金流并更稳定地返还给投资者，同时注重减排，公司主要目标是实现有竞争力的风险调整回报、提高自由现金流收益率、推进可持续发展计划 [8] - 公司采取了一系列措施适应低商品价格环境，包括精简投资组合、改进资本分配流程、降低总部成本，还启动了组织结构和运营的全面重新设计，目标是每年节省至少1.5亿美元 [9] - 2020年资本规划正在进行中，预计上游资本预算减少10% - 20%，大部分二叠纪资本将投向米德兰和特拉华盆地的含油项目，埃及将评估增加投资的潜力，北海保持活动水平稳定 [10] - 苏里南方面，2020年将用Nobel Sam Croft钻机钻Block 58的第二和第三口井，有第四口井的选择权，公司将继续监测商品基本面并评估多种资本分配情景 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 自2014年以来的低油气价格环境被市场视为结构性的，短期内难以改善，投资者对美国生产商过度资本投资感到沮丧，能源行业不受青睐 [7][8] - 公司认为自身多元化投资组合具有灵活性，国际资产能产生强劲稳定的自由现金流，各地区有良好的有机勘探机会，苏里南海上项目有潜在变革性 [14][15] - 尽管天然气和NGL价格环境会使阿尔卑斯高地发展放缓，但公司有多元化投资组合，可将资本投向更多含油机会，未来将注重长期回报，平衡自由现金流和适度增长 [26] 其他重要信息 - 电话会议可能讨论非GAAP财务指标，其与最直接可比的GAAP财务指标的差异调节可在公司网站补充信息中找到，调整后的产量数据排除了埃及的非控股权益和埃及的税收桶 [5] - 第三季度GCX天然气管道和Shin Oak NGL管道投入使用，公司可获得有吸引力的营销利润 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2020年的适度增长意味着什么 - 公司表示目前处于规划过程中，还没有明确的适度增长定义 [26][27] 问题2: 苏里南区块的目标类型、是否为产气区及开钻具体问题 - 公司称Block 58有七种不同的油气藏类型，Maka - 1 Central井将针对其中两种白垩纪的类型，认为该区域处于含油窗口 [28][29] 问题3: 近期管理层变动及苏里南项目价格能力相关问题 - 公司表示2015年获得苏里南区块，与现任管理层无关，管理层变动是出于公司长期愿景和组织变革的考虑，与苏里南项目无关 [30][31] 问题4: 2020年资本分配区域比例变化及苏里南另外两口井成本 - 公司称阿尔卑斯高地资本支出将减少，苏里南勘探支出可能增加，会使国际业务占比上升；苏里南另外两口井成本与第一口井相近，具体取决于作业情况 [32][33][35] 问题5: 苏里南项目成功或失败对资本分配策略的影响及陆上库存成本和勘探进展 - 公司认为无论苏里南项目结果如何，公司投资组合都有多样性和可选性；若成功，可能引入合作伙伴；目前陆上勘探暂无更新，成本有升有降，Cline井表现良好 [37][38][42] 问题6: Market Central井深度及目标层位、未提及中新世的原因、适度石油产量增长与天然气产量关系 - 公司表示该井测试的两个目标层位在白垩纪；已对所有油气藏类型进行了全面评估；将强调适度的石油项目 [44][45][49] 问题7: 苏里南后续两口井的规划及阿尔卑斯高地Blackfoot井垫浸泡情况 - 公司称已获批九口井，将根据第一口井的数据决定后续井的位置；Blackfoot井垫浸泡是为了解决产能问题，目前气产量和凝析油产量有所提升，正在评估 [50][51][54] 问题8: 埃及2020年维持产量的维护资本支出及近期勘探对未来天然气开发的影响 - 公司称更关注项目分配，新的三维地震数据显示前景库存有望改善，埃及石油产量有增长潜力；公司有大量基础设施，若发现天然气仍具经济性 [56][57][59] 问题9: Maka Central井目前情况及组织倡议相关情况 - 公司表示该井正在钻进浅层目标，未发现意外情况；组织倡议旨在节省1.5亿美元，提高规划和资本分配效率，优化资源开发和运营，减少重复和冗余，促进技术应用 [60][61][63] 问题10: 基于Lower Cline测试结果是否增加活动及阿尔卑斯高地即将到来的租赁要求 - 公司称目前的库存规划不受影响，但会考虑将测试结果纳入未来井垫规划；正在制定计划以确定为保持选择权需要保留的土地面积 [64][65][67] 问题11: 2020年阿尔卑斯高地产量情况、所需的天然气和NGL价格、埃及第三季度原油产量下降原因 - 公司称2月会给出更明确的计划，产量不会大幅下降；将根据基础设施和价格情况评估；埃及产量下降是由于Qasr和Berenice油田的自然递减 [68][69][73] 问题12: 阿尔卑斯高地与价格相关的储量减记情况、年末是否有额外减记及与Altus的最低产量承诺 - 公司称第三季度价格调整主要针对二叠纪盆地的天然气和NGL，年末若期货价格维持现状，可能会有额外价格调整；与Altus没有最低产量承诺，只有土地奉献 [76][77][80] 问题13: 2020年美国和国际资本支出分配比例及英国产量增长情况 - 公司称总体资本支出将下降，阿尔卑斯高地富气钻探减少，北海活动基本持平，埃及持平或略有增长，美国含油项目支出略高，2月会给出更详细计划；北海项目前景乐观，有增长动力 [81][82][84] 问题14: 阿尔卑斯高地活动减少后Altus的未来资本支出和结构调整选项及埃及实现长期增长的条件 - 公司建议参加Altus下午1点的电话会议获取相关信息；埃及实现增长更多取决于库存和机会，新技术和新三维地震数据带来了良好的前景 [85][86][88] 问题15: 埃及当前资本效率、新增资本生产力及阿尔卑斯高地资本支出与商品价格的关系 - 公司称埃及投资节奏合适，有较大的发展潜力，新库存有望提高生产力；阿尔卑斯高地的资本分配将基于增量经济前景 [90][91][93] 问题16: Mako井作为首口测试井的原因、是否为了降低其他井风险及阿尔卑斯高地经济竞争的商品价格水平 - 公司称该井位于区块内且能测试两种目标类型，所以选为首口井；勘探首井存在风险评估和学习过程；将根据四个井垫的评估结果和增量经济情况确定阿尔卑斯高地的经济竞争价格 [94][95][99]

业绩总结 - 2019年第三季度报告的生产量为451 Mboe/d，调整后的生产量为391 Mboe/d，超出指导范围373-383 Mboe/d[7] - 第三季度的净现金来自经营活动为6.35亿美元，调整后的EBITDAX为9.05亿美元[7] - 第三季度的每股收益为-0.45美元，调整后的每股收益为-0.29美元[7] - 2019年第三季度的净收入为（74）百万美元，稀释每股收益为（0.45）美元[52] - 调整后的非GAAP收益为（60）百万美元，稀释每股收益为（0.29）美元[52] - 2019年第三季度的经营活动提供的净现金为635百万美元，较2018年同期的1,006百万美元下降[61] - 2019年第三季度的资本支出为590百万美元，较2018年同期的832百万美元下降[65] 用户数据 - 报告的日产量为53,800 BOE/D，其中82%为石油，15%为天然气，3%为NGL[32] - 2019年第三季度埃及的总生产量为321,937 Boe/d，报告生产量为130,917 Boe/d[47] - 2019年第三季度的调整后生产量为301,296 Boe/d，较第二季度的321,937 Boe/d有所下降[47] 未来展望 - 预计2019年第四季度的Permian油生产指导为约10 Mbo/d，低于之前的指导范围[11] - Alpine High的第四季度生产指导减少5%，预计将达到约120 Mboe/d[13] - 预计2019年第四季度美国日产量为286-290 Mboe/d，国际日产量为132-135 Mboe/d，总调整日产量为418-425 Mboe/d[37] - 预计2020年预算将比2019年减少10%-20%[9] 新产品和新技术研发 - Cobra-2井在Cobra油田的流量为3000 BOPD，Matruh Basin的Biruni-1X井测试流量为5000 BOPD[25] - BK-7井在北海的30天平均产量为11,700 Boe/d，工作权益为59%[31] 资本投资与支出 - 上游资本投资为5.90亿美元，预计2019年上游资本投资预算约为24亿美元[9] - 2019年第三季度的油气资产支出为6.46亿美元[7] - 2019年第三季度的上游资本投资总额为590百万美元，其中美国投资占72%[44] - 2019年第三季度的上游租赁运营费用为每BOE 8.55美元[38] - 2019年第三季度的总债务为16,569百万美元，其中短期债务为8,157百万美元，长期债务为8,412百万美元[62] - 2019年第三季度的现金及现金等价物为593百万美元，净债务为8,249百万美元[62] 负面信息 - 2019年第三季度的资产减值损失为21百万美元，税后影响为16百万美元[52] - 2019年第三季度的未实现衍生工具损失为（14）百万美元，税后影响为（12）百万美元[52] - 2019年第三季度的调整后EBITDAX为（60）百万美元[55]