业绩总结 - Hess公司2022年第二季度净收入为6.67亿美元，相较于2021年第二季度的净亏损7300万美元，增长约109.1%[2] - 每股摊薄净收入为2.15美元，而2021年第二季度为每股亏损0.24美元[2] - 2022年第二季度调整后净收入为6.67亿美元，相较于2021年第二季度的7400万美元，增长约801.4%[3] - 2022年第二季度销售和其他营业收入为29.55亿美元，较2021年同期的15.79亿美元增长87%[26] - 2022年上半年净收入为12.46亿美元，较2021年上半年增长63.5%[29] - 2022年上半年调整后净收入为10.71亿美元，较2021年上半年增长226.5%[29] 用户数据 - 2022年第二季度全球油气生产为322 MBOEPD，相较于2021年第二季度的328 MBOEPD下降约1.8%[21] - 在美国的生产为169 MBOEPD，较2021年第二季度的211 MBOEPD下降约19.9%[22] - 在圭亚那的生产为67 MBOEPD，较2021年第二季度的26 MBOEPD增长约157.7%[22] 成本与支出 - 2022年第二季度的总成本和费用为19.06亿美元，较2021年同期的13.16亿美元增长45%[26] - 2022年第二季度的现金成本为每桶油当量13.90美元，较2021年同期的11.63美元增长19%[26] - 2022年第二季度E&P资本和勘探支出为6.22亿美元，较2021年同期的4.29亿美元增长45%[23] - 2022年上半年运营成本和费用为33.66亿美元，较2021年上半年增长28.0%[29] 未来展望 - 2022年全年的生产指导为每日约320千桶油当量（MBOEPD），第三季度指导为330-335 MBOEPD[36] - Bakken地区的生产指导为每日150-155 MBOEPD，第三季度指导为155-160 MBOEPD[36] - 2022年E&P资本和勘探支出预计约为27亿美元[36] 负面信息 - 2022年第二季度的中游部门收入为6500万美元，较2021年第二季度的7600万美元下降约14.5%[9] - 2022年第二季度的总可比收益影响项目为负147百万美元，主要与2021年第二季度的西三角洲79/86油田的放弃义务相关[4] 其他信息 - 2022年上半年E&P债务为56.05亿美元，较2021年上半年下降0.1%[32] - E&P债务与调整后EBITDAX的比率为1.2倍，较2021年上半年下降25.0%[32] - 2022年第二季度的EBITDA为2.41亿美元，较2021年同期的2.29亿美元增长5%[26]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为6.67亿美元，第一季度为4.17亿美元，调整后为4.04亿美元 [59] - E&P第二季度净收入为7.23亿美元，第一季度为4.6亿美元；第二季度E&P销售因产量少约50万桶，税后收入减少约1500万美元 [60][61] - Midstream第二季度净收入为6500万美元，第一季度为7200万美元；第二季度和第一季度EBITDA均为2.41亿美元 [61] - 季度末，除Midstream外，现金及现金等价物为21.6亿美元，总流动性为57.3亿美元，债务和融资租赁义务总计56.1亿美元 [62] - 第二季度向股东返还现金总额达3.06亿美元，包括股息；经营活动提供的净现金在第二季度为14.6亿美元，第一季度为9.52亿美元 [64] - 第二季度E&P资本和勘探支出为6.22亿美元，第一季度为5.8亿美元 [65] 各条业务线数据和关键指标变化 E&P业务 - 第二季度E&P销售因产量少约50万桶，税后收入减少约1500万美元 [61] - 第三季度开始使用此前产生的圭亚那净经营亏损结转余额，将产生当期所得税负债 [67] - 第三季度圭亚那净产量指导为9 - 9.5万桶/日，含约7000桶/日的税桶；全年指导约7.5万桶/日，含约6000桶/日的税桶 [68] - 第三季度和第四季度预计从圭亚那销售8100万桶原油 [69] - 第二季度E&P现金成本含利比亚为13.9美元/桶油当量，不含为14.56美元/桶油当量；预计第三季度不含利比亚为14 - 14.5美元/桶油当量，全年为13.5 - 14美元/桶油当量 [69] - 第二季度DD&A费用含利比亚为11.79美元/桶油当量，不含为12.34美元/桶油当量；预计第三季度不含利比亚为13 - 13.5美元/桶油当量，全年为12.5 - 13美元/桶油当量 [70] - 预计第三季度勘探费用（不含干井成本）为3500 - 4000万美元，全年为1.6 - 1.7亿美元 [71] - 预计第三季度E&P所得税不含利比亚为1.7 - 1.8亿美元，全年为5.4 - 5.5亿美元 [72] - 预计第三、四季度非现金期权溢价摊销约1.65亿美元 [73] - 预计第三季度E&P资本和勘探支出约7.5亿美元，全年约27亿美元 [73] Midstream业务 - 预计第三季度Midstream业务归属于Hess的净收入为6000 - 6500万美元，全年指导范围为2.65 - 2.75亿美元不变 [74] 公司业务 - 预计第三季度公司费用约4000万美元，全年为1.35 - 1.45亿美元 [74] - 预计第三季度利息费用约8500万美元，全年为3.45 - 3.5亿美元 [75] 各个市场数据和关键指标变化 - 布伦特原油价格从峰值120美元/桶降至最低95美元/桶，目前约105美元/桶；购买实物布伦特原油需支付至少几美元/桶的现金溢价 [8] - 全球石油需求呈V型复苏，已恢复到约1亿桶/日的疫情前水平；全球石油供应呈U型复苏，连续7个季度全球石油库存下降，目前比疫情前水平约少4亿桶 [10][11] - 预计下半年全球石油需求将增加100 - 150万桶/日，全球石油供应几乎没有剩余产能 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是实现高资源增长、低成本供应和行业领先的现金流增长，同时保持环境、社会和治理绩效及披露的行业领先地位 [14] - 投资高回报、低成本机会，构建以圭亚那、巴肯、墨西哥湾深水和东南亚为重点的平衡投资组合，未来5年可实现超10%的年盈利性产量增长 [15] - 圭亚那是公司战略关键，预计2027年至少有6艘浮式生产储油卸油船（FPSO），总产能超100万桶/日，最多10艘FPSO开发该区块资源 [21] - 计划继续增加定期股息，使其对收益型投资者有吸引力且在低油价环境下可持续；随着自由现金流增加，股票回购将占资本回报的比例越来越大 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 金融市场和石油市场面临需求冲击和供应冲击，全球经济在2020年停滞，约2年恢复；预计下半年全球石油市场将更紧张 [9][12] - 公司成功执行战略，有能力为股东创造价值，随着投资组合自由现金流增加，将继续投资以增加公司内在价值并通过股息和股票回购增加资本回报 [14][32] - 巴肯资产正从上半年恶劣天气影响中恢复，预计未来季度产量稳定增长；墨西哥湾有积极钻探成果和大量机会；马来西亚持续产生稳定产量和现金流；圭亚那在各方面取得非凡成功 [57] 其他重要信息 - 周一发布第25份年度可持续发展报告，体现对可持续发展和透明度的长期承诺；5月连续第15年入选100家最佳企业公民名单，是2022年唯一上榜能源公司 [29][30] - 本月初宣布与圭亚那政府和西奈山医疗系统开展多年国家医疗保健倡议，为圭亚那人民提供负担得起的高质量医疗服务 [30] - 6月穆迪将公司高级无担保评级从BA1上调至BAA3，三大主要信用评级机构均将公司评为投资级 [66] - 7月用新的32.5亿美元循环信贷工具取代将于2024年5月到期的35亿美元循环信贷工具，新工具于2027年7月到期 [67] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待2023年股票回购的节奏 - 公司资本回报框架基于年度自由现金流，计划返还高达75%；2022年剩余授权将在年内完成，因大宗商品价格有利，可能超过75%；2023年将遵循75%框架，若价格有利可更多 [79][80][81] 问题2: 2023年资本支出（CapEx）情况如何 - 巴肯因增加第四台钻机和活动阶段调整，预计至少增加1.5亿美元；圭亚那因开发多个项目，将增加数亿美元；墨西哥湾因Huron井成功和基础设施相关工作，支出将增加；同时需考虑行业通胀影响 [84][86][87] 问题3: 是否已确定与埃克森美孚购买FPSO的选项 - 尚未最终确定时间，预计2024年初有一艘，目前仍处于早期阶段 [89][90] 问题4: 巴肯达到20万桶/日产量的时间表是否有变化 - 巴肯已重回正轨，预计第三、四季度产量各增长10%，2023年第四台钻机开始发挥作用，预计2024年达到20万桶/日 [93] 问题5: 能否提供Huron井的更多信息及是否为潜在枢纽开发项目 - 该井钻探至28900英尺，发现优质油藏，计划进行评估侧钻；因该井，公司看到北绿峡谷地区有更多勘探前景且有竞争租赁权；不公布钻探前估计，井仍在评估中 [96][97][98] 问题6: 经济衰退担忧对公司决策和预算有何影响 - 巴肯基本项目不变，将继续使用4台钻机；圭亚那计划不变，但受成本通胀影响；墨西哥湾会关注钻机费率和插槽，仍希望进行评估和基础设施相关工作；董事会将对明年预算进行压力测试，为衰退做准备 [102][103][110] 问题7: 今年推至明年的活动规模有多大 - 约9 - 10口井钻探、5口左右井投产及一些小型基础设施项目推至明年，总计约4000万美元 [113][114] 问题8: 墨西哥湾中期计划及扩大业务的意愿如何 - 墨西哥湾是重要现金来源和增长平台，目标是通过回接机会增加持续生产现金流并选择性追求枢纽级勘探机会；未来几年计划每年钻约2口井 [120][121][122] 问题9: 按每年钻几口井的计划，墨西哥湾产量中期走势如何 - 未来几年目标是保持产量平稳，通过加密井和基础设施勘探井实现；长期来看，若枢纽级勘探项目成功，产量有望增长 [125][126] 问题10: 如何定义有竞争力的股息及增长时间表 - 目标是使股息具有可持续性，并相对于标准普尔股息收益率有意义的溢价，以吸引收益型投资者；随着巴肯和圭亚那产量增长带来自由现金流增加，将继续增加股息，但股票回购占比将更大 [128][129][131] 问题11: 价格实现与金融市场价格的差异及能否实现更高价格 - 过去两个月，实物布伦特原油买家支付的价格比期货市场高出几美元/桶；若俄罗斯出口减少，实物溢价可能上升 [133][134][135] 问题12: 如何看待美国天然气市场及套期保值情况 - 欧洲天然气市场受俄罗斯供应中断影响，价格高且冬季供应紧张；美国因页岩气和国内生产相对受影响较小，但冬季也将保持紧张；2023年及以后暂无套期保值，将在年底或明年初使用看跌期权设定底价 [138][139][141] 问题13: 圭亚那新发现的钻探测试情况及资源目标提升可能性 - Seabob和Kiru - Kiru发现将增加已宣布的110亿桶总可采烃类资源；Yarrow和Banjo井将进一步确定东南部内海石油机会，之后将进行相关测试 [146][147] 问题14: 2023年美国本土48州和墨西哥湾的通胀情况如何 - 公司在陆上和海上都面临钢材价格、劳动力成本和钻机费率上升压力；巴肯钻探和完井成本预计2023年将高于今年的630万美元/井；将努力通过效率提升和供应商合作缓解影响，具体数字年底公布 [150][151][153] 问题15: Liza Phase 1瓶颈消除工作的投资及能否应用于未来项目 - 达到14万桶/日新产能的投资极小，主要是管道更改；未来Phase II和Payara可能有额外瓶颈消除潜力，但更大规模的FPSO需视情况而定，且每个项目情况不同 [157][158][159] 问题16: 圭亚那开发对定期股息的影响及能否与同行区分 - 公司打算每年适度增加股息，使其具有可持续性和意义 [161] 问题17: 考虑通胀因素，巴肯20万桶/日产量目标是否合适及钻机计划是否变化 - 巴肯有2100多个钻探地点在60美元/桶WTI价格下有高回报，当前油价下回报更佳；20万桶/日是最佳产量水平，可充分利用基础设施，增量回报高；将保持4台钻机，该产量水平可维持近十年并产生大量自由现金流 [164][165][166]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2022年3月31日，公司总资产为197.98亿美元，较2021年12月31日的205.15亿美元下降3.5%[9] - 2022年第一季度，公司总营收和非运营收入为23.71亿美元，较2021年同期的19.19亿美元增长23.5%[11] - 2022年第一季度，公司净利润为5.05亿美元，较2021年同期的3.36亿美元增长50.3%[11] - 2022年第一季度，公司经营活动净现金流为 - 1.56亿美元，而2021年同期为5.91亿美元[16] - 2022年第一季度，公司投资活动净现金流为 - 5.22亿美元，较2021年同期的 - 3.85亿美元下降35.6%[16] - 2022年第一季度，公司融资活动净现金流为 - 6.65亿美元，较2021年同期的 - 0.79亿美元下降741.8%[16] - 截至2022年3月31日，公司现金及现金等价物为13.7亿美元，较2021年12月31日的27.13亿美元下降49.5%[9] - 2022年第一季度，公司普通股每股股息为0.375美元，较2021年同期的0.25美元增长50%[11] - 截至2022年3月31日，公司存货为2.43亿美元，较2021年12月31日的2.23亿美元增长9%[9][23] - 2022年第一季度总销售和其他运营收入为23.13亿美元，2021年同期为18.98亿美元[36] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，合同负债均为2400万美元，无合同资产[37] - 2022年第一季度净定期福利成本（收入）为 - 2100万美元，2021年同期为 - 600万美元，2022年预计向基金养老金计划缴款约4500万美元[38][39] - 2022年第一季度归属于Hess Corporation的净收入为4.17亿美元，2021年同期为2.52亿美元[41] - 2022年第一季度，公司净收入为4.17亿美元，调整后净收入为4.04亿美元[75] - 2022年第一季度，公司每股基本净收入为1.35美元，摊薄后为1.34美元[82] - 2022年第一季度全球日均净产量为29.7万桶油当量，2021年同期为33.3万桶油当量；原油和天然气液体占总产量的比例从2021年的69%降至2022年的68%[96] - 2022年第一季度较低的销售volumes使税后收益比2021年同期减少约2.6亿美元；全球销售volumes从2021年的3444.9万桶油当量降至2022年的2576.9万桶油当量[101] - 2022年第一季度营销费用高于2021年同期，主要因第三方原油采购volumes增加和采购价格上涨；2021年第一季度营销费用包含1.73亿美元的原油存储成本[103] - 2022年第一季度现金运营成本增加，主要因圭亚那Liza二期项目2月投产和原油价格上涨带来的生产和severance税增加[104] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用低于2021年同期，主要因产量volumes降低和2021年末探明储量增加导致的费率降低[106] - 2022年第一季度公司、利息及其他费用税后总计为1.15亿美元，2021年同期为1.31亿美元，2022年第二季度公司费用预计约为3000万美元，全年预计在1.2亿至1.3亿美元之间，利息费用第二季度预计在8500万至9000万美元之间，全年预计在3.45亿至3.55亿美元之间[115] - 2022年第一季度结果包括与出售物业相关的税前收益2200万美元和与前下游业务诉讼相关的费用900万美元[116] - 截至2022年3月31日，现金及现金等价物为27.13亿美元，长期债务的当期部分为5.17亿美元，总债务为84.58亿美元，总权益为70.48亿美元，债务与资本比率为40.2%[118] - 2022年第一季度经营活动净现金使用为1.56亿美元，2021年同期为提供5.91亿美元；投资活动净现金使用为5.22亿美元，2021年同期为3.85亿美元；融资活动净现金使用为6.65亿美元，2021年同期为7900万美元[122] - 2022年第一季度物业、厂房及设备增加5.46亿美元，较2021年同期增加1.61亿美元，主要因圭亚那、巴肯、马来西亚和JDA的钻探和开发活动增加[123] - 2022年第一季度偿还了10亿美元定期贷款中剩余的5亿美元，普通股股息支付为1.19亿美元，2021年同期为8000万美元[123] - 截至2022年3月31日，公司现金及现金等价物（不包括中游业务）为13.7亿美元，总流动性约为49.4亿美元，公司计划将高达75%的年度调整后自由现金流返还给股东[125] 公司业务线数据关键指标变化 - 2022年第一季度，勘探与生产业务第三方销售及其他营业收入为23.13亿美元，净利润为4.6亿美元；中游业务第三方销售及其他营业收入为0，净利润为0.72亿美元[52] - 2021年第一季度，勘探与生产业务第三方销售及其他营业收入为18.98亿美元，净利润为3.08亿美元；中游业务第三方销售及其他营业收入为0，净利润为0.75亿美元[52] - 2022年第一季度勘探与生产业务总营收和非营业收入为23.46亿美元，2021年同期为19.14亿美元；净收入为4.6亿美元，2021年同期为3.08亿美元[90] - 2022年第一季度E&P净收入为4.6亿美元，平均实现原油售价为86.75美元/桶[77] - 2022年第一季度中游业务销售及其他营业收入为3.12亿美元，2021年同期为2.89亿美元，净收入归属于公司的部分为7200万美元，2021年同期为7500万美元，2022年第二季度预计在6000万至6500万美元之间，全年预计在2.65亿至2.75亿美元之间[111][113] 公司资产相关数据变化 - 截至2022年3月31日，公司待确定探明储量的资本化探井成本为8.01亿美元，较年初的6.81亿美元增加1.2亿美元[24] - 截至2022年3月31日，资本化超一年的勘探井成本为4.67亿美元，其中圭亚那约占90%，联合开发区约占8%，马来西亚约占2%[25][26][27] Hess Midstream LP相关数据 - 2022年3月31日，Hess Midstream LP负债总计26.68亿美元（2021年12月31日为26.94亿美元），可用于偿债的资产包括现金及现金等价物300万美元（2021年12月31日为200万美元）、账面价值为31.18亿美元的物业、厂房及设备（2021年12月31日为31.25亿美元）以及对Little Missouri 4天然气处理厂9700万美元的权益法投资（2021年12月31日为1.02亿美元）[29] - 2022年3月31日止三个月，合并收益表中运营成本和费用包含的处理费为500万美元（2021年为700万美元）[30] - 2021年3月，Hess Midstream完成690万A类股的承销公开发行，Hess获得净收益7000万美元，额外实收资本和非控股权益分别增加5600万美元和4100万美元[31] 公司债务与融资相关 - 2022年2月，公司偿还了此前定于2023年3月到期的10亿美元定期贷款中剩余的5亿美元[33] - 2022年3月31日，公司长期债务账面价值为79.56亿美元，公允价值为88.01亿美元[64] - 2022年4月，公司因两项Hess Midstream股权交易获得3.46亿美元收益，所有权从43.5%降至41.0%[65][71] - 2022年第一季度末，公司偿还10亿美元定期贷款中剩余的5亿美元，并宣布普通股股息增加50%[72] - 2022年3月31日，公司合并长期债务账面价值为79.56亿美元，公允价值为88.01亿美元，利率15%的增减将使债务公允价值分别减少或增加约4.2亿美元或4.4亿美元[137] - 截至2022年3月31日，HESM Opco有14亿美元的高级有担保银团信贷安排将于2024年12月16日到期，包括10亿美元的五年期循环信贷安排和4亿美元的五年期定期贷款A安排[132] - 2022年3月31日，HESM Opco的循环信贷安排下提取了1.05亿美元借款，定期贷款A安排下提取了3.85亿美元借款（不包括递延发行成本）[134] - 五年期定期贷款A安排的借款利率一般为伦敦银行同业拆借利率加1.55% - 2.50%的适用利差，五年期银团循环信贷安排的适用利差为1.275% - 2.000%[132] - 信贷安排要求HESM Opco在每个财季最后一天前四个财季的总债务与EBITDA比率不超过5.00:1.00（某些收购后的特定期间为5.50:1.00），在获得投资级信用评级之前，有担保债务与EBITDA比率不超过4.00:1.00[134] 公司衍生品合约相关 - 2022年3月31日，未到期金融风险管理衍生品合约中，原油对冲合约为4130万桶，外汇远期合约为1.56亿美元，利率互换合约为1亿美元[56] - 2021年12月31日，未到期金融风险管理衍生品合约中，原油对冲合约为5480万桶，外汇远期合约为1.45亿美元，利率互换合约为1亿美元[56] - 2022年第一季度，公司花费3.25亿美元购买WTI和布伦特看涨期权，去除价格区间上限[56] - 2022年3月31日，指定为套期工具的衍生品合约中，原油看跌期权公允价值为6400万美元，利率互换公允价值为 - 200万美元[58] - 2021年12月31日，指定为套期工具的衍生品合约中，原油区间期权公允价值为1.55亿美元，利率互换公允价值为200万美元[58] - 2022年第一季度，原油套期合约使销售及其他营业收入减少9200万美元，利率互换公允价值变动减少400万美元，外汇衍生品合约净收益为400万美元[61][62][63] - 2022年第一季度原油套期保值活动净亏损9200万美元，2021年同期为5100万美元；2022年剩余时间，公司已对9万桶/日的WTI原油和6万桶/日的布伦特原油进行套期保值[94] - 2022年3月31日，公司有名义金额总计1.56亿美元的未到期外汇合约，美元汇率10%的强弱变化预计分别带来约1500万美元的损益[136] - 2022年3月31日，公司有平均每月底价为每桶60美元的WTI看跌期权9万桶/日，以及平均每月底价为每桶65美元的布伦特看跌期权6万桶/日，假设WTI和布伦特原油期货价格10%的涨跌将使这些衍生品公允价值分别减少或增加约1500万美元和2000万美元[138] 公司生产与产量相关 - 2022年，公司油气净产量预计在32.5 - 33万桶油当量/日的低端[73] - Liza Destiny FPSO产能从12万桶/日扩大至超14万桶/日，Liza Unity FPSO预计第三季度达22万桶/日产能[78] - Payara项目预计2023年末首次生产，产能22万桶/日；Yellowtail预计2025年首次生产，产能25万桶/日[79] - 预计2022年第二季度净产量（不包括利比亚）约为31万桶油当量/日，全年产量处于32.5 - 33万桶油当量/日区间低端[97] 公司费用相关预测 - 2022年，公司E&P资本和勘探支出指导约为26亿美元，可能增加1 - 1.8亿美元[74] - 预计2022年第二季度中游关税费用在2.9 - 3亿美元之间，全年在11.9 - 12.15亿美元之间[105] - 2022年第一季度勘探费用为4300万美元，2021年同期为3300万美元，2022年第二季度预计在3500万至4000万美元之间，全年预计在1.7亿至1.8亿美元之间[109] - 2022年第一季度E&P所得税费用为1.92亿美元，2021年同期为1.2亿美元，2022年第二季度预计在1.35亿至1.4亿美元之间，全年预计在4.6亿至4.7亿美元之间[110] 公司信用评级相关 - 2022年3月，标准普尔评级服务公司确认公司信用评级为BBB - ，展望稳定；2021年8月，惠誉评级确认公司BBB - 信用评级，并将展望从稳定上调为正面；2021年11月，穆迪投资者服务公司确认公司信用评级为Ba1（低于投资级），并将展望从稳定上调为正面[130] 公司内部控制相关 - 公司首席执行官和首席财务官认为截至2022年3月31日，公司的披露控制和程序有效[145] - 截至2022年3月31日的季度内，未发现对财务报告内部控制有重大影响或可能有重大影响的变化[146] 公司诉讼与环境修复相关 - 公司面临与甲基叔丁基醚（MTBE）相关的诉讼，多数案件已和解，宾夕法尼亚州和马里兰州的两起案件仍在审理中[43] - 2016年起，EPA选定疏浚和覆盖法修复下帕塞伊克河，预计成本约18.2亿美元[45] - EPA最初估计修复纽约布鲁克林高万纳斯运河超级基金场地的成本为5.06亿美元，最终成本仍不确定[46]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度净收入为4.17亿美元，而2021年第四季度为2.65亿美元；调整后，第一季度净收入为4.04亿美元，排除了影响收益可比性的1300万美元项目 [52] - 第一季度E&P净收入为4.6亿美元，2021年第四季度为3.09亿美元；E&P销售因产量未达预期减少了94.5万桶，税后收入减少约4000万美元 [53][54] - 第一季度中游业务净收入为7200万美元，2021年第四季度为7400万美元；中游业务EBITDA在第一季度为2.41亿美元，上一季度为2.46亿美元 [54] - 第一季度末，不包括中游业务，现金及现金等价物为13.7亿美元，总流动性为49.4亿美元，债务和融资租赁义务总计56.1亿美元；4月，公司通过出售股份和单位获得3.46亿美元净收益，调整后现金余额约为17亿美元 [55] - 2022年第一季度，经营活动提供的现金流量在营运资金变动前为9.52亿美元，2021年第四季度为8.86亿美元；第一季度营运资产和负债变动使经营活动现金流量减少11亿美元 [56] - 第一季度E&P和中游业务资本支出总计5.8亿美元；2月偿还了剩余5亿美元的10亿美元定期贷款，杠杆率为1.6倍E&P债务与EBITDAX之比，目标是到2024年降至1倍以下 [57] 各条业务线数据和关键指标变化 E&P业务 - 第一季度公司净产量平均为27.6万桶油当量/日（不包括利比亚），高于3月修订后的指导范围上限；第二季度预计平均约31万桶油当量/日，较上季度增长12%；2022年全年预计处于32.5 - 33万桶油当量/日指导范围低端 [34][35] - 巴肯地区第一季度净产量平均为15.2万桶油当量/日，高于修订后的指导值；第二季度预计平均在14 - 14.5万桶油当量/日，全年预计接近16 - 16.5万桶油当量/日指导范围底部；预计下半年产量将增加，第四季度达到17.5 - 18万桶油当量/日 [35][37][38] - 墨西哥湾第一季度净产量平均为3万桶油当量/日，符合指导范围；第二季度预计维持约3万桶油当量/日；2022年全年预计平均在3 - 3.5万桶油当量/日 [39][40] - 东南亚第一季度净产量为6.4万桶油当量/日，符合指导；第二季度和2022年全年预计平均约6.5万桶油当量/日 [44] - 圭亚那第一季度净产量平均为3万桶/日，处于指导范围高端；第二季度预计平均在7 - 7.5万桶/日，第四季度预计增至8.5 - 9万桶/日；2022年全年指导范围维持在6.5 - 7万桶/日不变 [45][46] 中游业务 - 预计第二季度中游业务归属于Hess的净收入在6000 - 6500万美元之间，全年预计在2.65 - 2.75亿美元之间，低于之前指导范围，反映了4月中游资本交易的影响 [66] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球石油市场在俄乌冲突前就已趋紧，连续7个季度全球石油库存下降，3月底全球石油库存比疫情前水平低逾4亿桶 [9] - 国际能源署认为，未来10年全球每年石油和天然气投资至少需4500亿美元才能满足需求，2020年为3000亿美元，去年为3400亿美元 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是实现高回报资源增长、低成本供应和行业领先的现金流增长，同时保持环境、社会和治理绩效及披露方面的行业领先地位，为股东创造长期价值 [11] - 公司构建了以巴肯、墨西哥湾深水、东南亚和圭亚那为重点的平衡投资组合，未来5年可实现每年超10%的高利润产量增长 [12] - 圭亚那的4个获批石油开发项目布伦特原油盈亏平衡价格在25 - 35美元/桶之间，预计到2026年公司投资组合盈亏平衡价格将降至约45美元/桶 [13] - 基于65美元/桶的布伦特原油价格，预计2021 - 2026年公司现金流将以每年约25%的速度增长，超过营收增长速度的两倍 [13] - 未来几年公司资产负债表将继续增强，预计债务与EBITDAX之比将从2022年的低于2倍降至2024年的低于1倍 [14] - 公司财务优先事项包括：进行严格的资本分配，仅投资高回报、低成本机会；保持投资级信用评级和强大的现金状况及资产负债表；将高达75%的年度自由现金流返还给股东 [14] - 为管理油价波动，公司对2022年15万桶/日的石油产量进行了套期保值，包括9万桶/日的60美元/桶WTI看跌期权和6万桶/日的65美元/桶布伦特看跌期权；3月取消了之前的100美元WTI和105美元布伦特看涨期权 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄乌冲突使能源安全成为焦点，凸显了石油和天然气对全球经济的关键重要性，全球面临结构性石油供应短缺，需要更多行业投资来解决 [9][10] - 公司在圭亚那的项目取得重要进展，多个开发项目提前或按计划推进，勘探也有新发现，预计未来产量将大幅增长 [19][20][23] - 巴肯地区受天气和成本通胀影响，第一季度和全年产量指导下调，但预计第二季度末将恢复正常运营，下半年产量将增加 [32][35][37] - 公司面临成本通胀压力，但通过精益制造、战略合作伙伴关系和技术驱动的成本效率提升来缓解，预计2022年资本计划将额外增加约3% - 4%的成本通胀 [33] - 尽管面临短期天气和成本通胀问题，但公司长期前景光明，独特的战略和优质的投资组合使其能够为股东创造差异化价值 [50] 其他重要信息 - 2月，圭亚那Liza Phase 2石油开发项目成功启动，满负荷运行时，在65美元布伦特原油价格下，每年将增加10亿美元的净运营现金流 [15] - 2月偿还了剩余5亿美元的10亿美元定期贷款，3月将定期季度股息提高了50% [15] - 公司在可持续发展方面表现出色，1月在多元化、公平和包容方面获得认可，在2022年人权运动公司平等指数中获得100%的高分，并连续第三年入选彭博性别平等指数 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司对2027年圭亚那产量的指导与运营商埃克森美孚的说法存在差异的原因是什么？ - 公司坚持之前给出的指导，即到2027年产能将超过100万桶/日，认为这是一个保守的数字，埃克森美孚将在其电话会议上对此进行说明 [70][71] 问题2：取消套期保值上限对公司在美国支付现金税的时间有何影响？ - 从现金税支付角度来看，时间范围没有改变，公司预计未来5年或更长时间内不会支付现金税，因为美国净运营亏损超过160亿美元 [72] 问题3：Payara项目提前开发对预算有何影响？ - 该项目采用EPC合同，许多成本已锁定，虽有通胀压力，但埃克森美孚通过提高效率抵消了大部分成本增加，目前2022年资本预算没有因Payara项目提前启动而增加 [76][77] 问题4：2023年资本支出的方向如何？ - 2022年考虑到约3% - 4%的通胀（8000 - 1亿美元）和可能增加的第四台钻机（最多1亿美元），资本预算约为28亿美元；2023年，Payara项目提前将加速现金流增长，资本支出可能会增加，包括巴肯地区可能增加约1亿美元，圭亚那可能增加数亿美元，但现金流增长将远超资本支出增加 [78][79][80] 问题5：能否假设2023年通胀将使核心资本增加5% - 10%（约2亿美元）？ - 目前难以预测2023年的通胀情况，2022年下半年才开始感受到通胀影响，且公司通过多种方式控制成本，许多圭亚那项目合同价格已锁定，现在谈论2023年通胀还为时过早 [83][84] 问题6：公司在美国业务何时开始记录所得税？ - 从现金税角度，未来5年或短期内不会产生现金税；随着美国价格上涨和收入增加，公司有全额估值备抵来抵消净运营亏损，未来某个时间点释放估值备抵时将记录一笔大额收益并增加权益，使用净运营亏损时将记录递延所得税费用，但具体时间尚不确定 [86] 问题7：Yellowtail项目成本低于预期的原因是什么？ - 该项目成本略高是因为规模更大，包括油处理能力增加3万桶/日、更多的井和海底歧管等，但并非主要受通胀影响，项目具有世界级经济效益，盈亏平衡价格为29美元/桶，可开发9.25亿桶储量 [88][89][91] 问题8：巴肯地区的天气问题对公司和行业有何影响，对全年有何影响？ - 恶劣天气导致公司下调了第二季度和全年巴肯地区产量指导，但这是暂时的，公司有应对经验，预计本季度内将完全恢复，第四季度产量将达到17.5 - 18万桶/日，较第一季度增长15% [92][93][94] 问题9：公司如何分配股息增加和股票回购，开始股票回购的关键因素是什么，如何避免投资者对股票回购周期性的担忧？ - 基于65美元/桶的布伦特原油价格，公司未来5年现金流将以每年约25%的速度增长，公司将根据市场情况和现金流增长情况，认真考虑今年开始股票回购；公司计划继续提高定期股息，使其对收益型投资者有吸引力且在低油价环境下可持续；随着自由现金流增加，股票回购将在资本返还中占比增加，公司将尽量在股价下跌时进行回购，同时承诺每年将75%的自由现金流返还给股东 [97][98][99] 问题10：圭亚那新发现的结果与预期相比如何，对高品位油与含烃油层的看法如何？ - 公司对新发现结果非常满意，Barreleye、Lukanani和Patwa等井的结果显示了圭亚那油气储量的巨大规模，这些发现使预计可采油气总量增加到约110亿桶油当量，具体开发时间和方式将取决于评估钻探结果和开发研究 [101][102][103] 问题11：在巴肯地区增加第四台钻机的关键因素是什么，与圭亚那政府的监管和财政关系如何？ - 增加第四台钻机预计不会遇到瓶颈或问题，公司正在与承包商和供应商积极沟通；增加钻机的原因是高油价和全球对石油的需求，以及优化盆地内基础设施、提高产量至约20万桶/日并产生大量自由现金流；公司与圭亚那政府保持着良好的合作关系，政府批准了Yellowtail项目，并希望公司加快开发石油资源以促进国家繁荣 [105][106][108] 问题12：目前不启动巴肯地区第四台钻机的原因是什么，现金运营成本方面的通胀压力如何？ - 不启动第四台钻机主要是出于运营考虑，最佳的场地建设时间是在冰融之后，公司希望及时建设场地并开始钻探；现金运营成本的增加主要是由生产税驱动的，通胀影响已包含在成本中 [112][113] 问题13：长期现金成本降至9美元/桶油当量的目标是否假设了通缩或运营改善，Yellowtail项目开采的9.25亿桶油是否来自附近油田？ - 长期现金成本下降主要是由于圭亚那项目产量增加，并非假设通缩或运营改善；Yellowtail项目除了开采Yellowtail油田，还将连接Redtail发现；预计所有FPSO项目的生产平台期将比典型深水开发项目更长，但具体情况会有所不同 [115][118][120]

业绩总结 - Hess公司2022年第一季度净收入为4.17亿美元，相较于2021年第一季度的2.52亿美元增长了65.5%[2] - 每股摊薄净收入为1.34美元，较2021年第一季度的0.82美元增长了63.4%[2] - 调整后的净收入为4.04亿美元，相较于2021年第一季度的2.52亿美元增长了60.3%[3] - 2022年第一季度总收入为23.49亿美元，较2021年第一季度的19.19亿美元增长22%[21][22] - 调整后的净收入为4.92亿美元，相较于2021年第一季度的2.52亿美元增长95%[21][22] - 2022年第一季度的总成本和费用为16.60亿美元，较2021年第一季度的14.60亿美元增长14%[21][22] - 2022年第一季度的EBITDA为2.41亿美元，2021年同期为2.25亿美元[21][22] 用户数据 - 2022年第一季度Hess公司的美国总产量为1.82百万桶油当量/天，较2021年第一季度的2.14百万桶油当量/天下降了15%[15] - 2022年第一季度Hess公司在圭亚那的产量为3万桶油当量/天，较2021年第一季度的3.1万桶油当量/天下降了3.2%[15] - 2022年第一季度的生产量为2670万桶油当量，2021年同期为3000万桶油当量[21][22] 资本支出与成本 - 2022年第一季度的资本和勘探支出为5.8亿美元，较2021年的3.09亿美元增长了87.4%[19] - 2022年第一季度的现金成本为每桶油当量13.79美元，2021年同期为每桶油当量9.81美元[21][22] - 2022年第一季度的市场营销费用为6.82亿美元，2021年同期为5.18亿美元[21][22] - 2022年第一季度的折旧、耗竭和摊销费用为3.37亿美元，2021年同期为3.96亿美元[21][22] 财务状况 - 2022年第一季度Hess公司的总债务为79.56亿美元，较2021年第四季度的84.58亿美元下降6%[24] - E&P债务为56.10亿美元，较2021年第四季度的61.13亿美元下降8%[24] - E&P债务与调整后EBITDAX的比率为1.6倍，较2021年第四季度的1.8倍有所改善[24] 未来展望 - 2022年第一季度Hess的总生产量为27.6百万桶油当量/天，低于指导范围的310千桶油当量/天[29] - 2022年第一季度Hess的现金成本为每桶油当量14.54美元，接近指导范围的15.00-15.50美元[29] - 2022年第一季度Hess的勘探费用为4300万美元，超出指导范围的3500-4000万美元[29] - 2022年第一季度Hess的资本和勘探支出为5.8亿美元，低于指导范围的7.5亿美元[29] - Hess的中游净收入为7200万美元，位于指导范围的6000-6500万美元之内[29] 其他信息 - Hess运营的Bakken井在2021年累计生产井数为1,599口[51] - 2021年Hess运营的Bakken井每季度平均钻井天数为12天[51] - 2022年Hess运营的Bakken井平均钻井成本为每口井270万美元[54] - 2022年Hess运营的Bakken井平均完井成本为每口井330万美元[54]

业绩总结 - Hess Corporation预计到2026年年均生产增长超过10%[6] - 2022年开始所有资产均可产生可持续自由现金流[8] - 2021年现金流量约为27亿美元，计划偿还剩余的5亿美元定期贷款[21] - 自由现金流为90百万美元，预计2026年将达到约2,800百万至3,100百万美元[51] - 2021年运营活动提供的净现金为1,956百万美元，资本支出为1,866百万美元[51] 用户数据与市场展望 - 预计到2026年，现金成本将下降约25%至每桶9美元[12] - 预计到2026年，投资组合的盈亏平衡价格约为每桶45美元[13] - 预计到2024年，E&P债务与EBITDAX比率将低于1倍[12] - 预计到2026年，现金流量来自运营的年均增长率为25%[19] - 2020年至2040年，全球能源需求预计增长20%[23] 新产品与技术研发 - 在圭亚那的开发项目预计可实现超过100亿桶油当量的可回收资源[9] - Guyana的Stabroek区块发现的可回收资源超过10亿桶油当量(BBOE)，并且仍有数十亿桶的勘探潜力[28] - Liza Phase 1的开发成本从44亿美元降低至35亿美元，Liza Phase 2的盈亏平衡点为每桶布伦特油价约25美元[29] - Payara项目的盈亏平衡点为每桶布伦特油价约32美元，预计2024年实现首油[33] - 预计2024年和2025年，Yellowtail项目将分别实现首油[29] 市场扩张与并购 - Hess在Stabroek区块的权益为30%，与ExxonMobil和Nexen共同开发[27] - Stabroek区块预计在2027年可实现至少6个浮式生产储油装置(FPSOs)的潜力[32] - Liza Phase 1和Phase 2的日产量分别为120 MBO/D和220 MBO/D，Payara项目也计划达到220 MBO/D的日产量[32] - Guyana的油气开发具有卓越的储层质量和低开发成本，吸引了全球投资者的关注[28] - 公司在低成本圭亚那油田开发中处于独特位置，推动行业领先的现金流增长和财务回报[48] 负面信息与其他策略 - 公司无法准确提供E&P债务与EBITDAX的预测净收入（损失）[50] - 公司致力于通过增加股息和股票回购来提高现金回报[48] - 公司在ESG表现和披露方面被公认为领导者[48] - 随着圭亚那开发的进展，公司具有低盈亏平衡点的优势[48] - 公司组合定位于提供强劲的财务回报、生产增长和自由现金流[48]

圭亚那斯塔布罗克区块业务情况 - 公司在圭亚那斯塔布罗克区块权益为30%，Liza一期2019年12月投产，产能约120,000桶/日[30] - Liza二期2022年2月投产，预计2022年晚些时候达到约220,000桶/日产能[30] - Payara项目2020年三季度获批，预计2024年投产，产能约220,000桶/日[30] - Yellowtail项目2021年四季度提交圭亚那政府审批，获批后预计2025年投产，产能约250,000桶/日[30] - 公司计划2027年在斯塔布罗克区块拥有6艘FPSO，总产能超100万桶/日，潜在最多可部署10艘[30] - 圭亚那斯塔布罗克区块（公司占30%权益）面积约660万英亩，预计到2027年前六个浮式生产储油卸油装置（FPSO）总产能超100万桶/日，2022年Liza一期产能将增至超14万桶/日，Liza二期预计2022年晚些时候达到22万桶/日产能[42][43] - 2021年公司在斯塔布罗克区块钻了多口勘探和评估井，如Uaru - 2井遇120英尺优质含油砂岩储层，Longtail - 3井遇230英尺净产层等，2022年一季度Fangtooth - 1井遇164英尺净产层，Lau Lau - 1井遇315英尺净产层，2022年计划钻约12口勘探和评估井[45][46][47][53][54][55] - 公司在圭亚那斯塔布罗克区块权益为30%，预计2027年六个浮式生产储油卸油装置（FPSO）总产能超100万总桶/日，最多可用十个FPSO开发已发现可采资源[30][42] - 圭亚那斯塔布罗克区块面积约660万英亩，Liza一期产能约12万桶/日，2022年预计增至超14万桶/日；Liza二期预计2022年达到约22万桶/日产能[42][43] - 帕亚拉油田开发已获批，预计2024年首次生产，产能达22万桶/日，计划建设10个钻井中心共41口井[44] - 黄尾项目预计产能为25万桶/日，预计2025年首次投产[45] - 2022年计划在斯塔布罗克区块钻约12口勘探和评估井[55] Hess Midstream LP权益情况 - 截至2021年12月31日，公司对Hess Midstream LP的合并所有权权益约为43.5%[31] - 2021年底公司对Hess Midstream LP的合并所有权权益约为43.5%，为巴肯页岩区提供收费服务[31] - 2015年公司将HIP 50%股权出售给GIP获约26亿美元，2017年HIP完成IPO，2019年Hess Midstream Partners收购HIP，公司获3.01亿美元现金和约1.15亿股HESM Opco B类股，2021年一系列交易后，公众股东持股约13%，公司和GIP各持股约43.5%[73][74][75][76] - 2015年7月1日，公司将HIP 50%的股份出售给GIP，售价约26亿美元[73] - 2017年4月10日，HIP完成首次公开募股，出售1699.7万个普通股单位，占子公司30.5%有限合伙权益，净收益约3.655亿美元[74] - 2019年12月16日，Hess Midstream Partners收购HIP，公司获得3.01亿美元现金和1.15亿个HESM Opco B类新发行单位，交易后公众股东持股6%，公司和GIP各持股47%[75] - 2021年3月和10月，Hess Midstream完成两次承销公开发行，分别出售690万和860万个A类股；8月，HESM Opco以7.5亿美元回购3125万个B类单位，公司获净收益3.75亿美元，交易后公众股东持股约13%，公司和GIP各持股约43.5%[76] 原油价格及储量情况 - 2021年末确定已探明储量时使用的西德克萨斯中质原油（WTI）价格为每桶66.34美元（2020年：39.77美元），布伦特原油价格为每桶68.92美元（2020年：43.43美元）[32] - 2021年末公司总探明已开发和未开发储量为13.09亿桶油当量（2020年：11.7亿桶油当量），其中未开发储量占比41%（2020年：30%）[32][33] - 2021年末，产量分成合同下持有的已探明储量占公司原油储量的26%和天然气储量的36%（2020年：分别为28%和48%）[33] - 2021年12月31日确定已探明储量时，西德克萨斯中质原油（WTI）价格为66.34美元/桶（2020年：39.77美元），布伦特原油价格为68.92美元/桶（2020年：43.43美元）[32] - 2021年12月31日公司总已探明开发和未开发储量为13.09亿桶油当量（2020年：11.7亿桶），已探明未开发储量占比41%（2020年：30%）[32][33] - 2021年生产分成合同下的已探明储量占原油储量的26%（2020年：28%），占天然气储量的36%（2020年：48%）[33] 产量情况 - 2021年全球原油、天然气凝析液和天然气净产量分别为5960.2万桶、1940.6万桶和21558.9万立方英尺，油当量总计1.149亿桶（2020年：1.213亿桶；2019年：1.135亿桶）[35] - 2021年全球原油、天然气凝析液和天然气净产量分别为5960.2万桶、1940.6万桶和21558.9万立方英尺，油当量为1.149亿桶[36] - 2021年利比亚陆上瓦哈特许权区净产量平均为2万桶油当量/日（2020年：0.4万桶油当量/日；2019年：2.1万桶油当量/日），2020年1月至10月因不可抗力停产[59] - 2021年利比亚瓦哈特许权区净产量平均为2万桶油当量/日，2020年为4000桶油当量/日，2019年为2.1万桶油当量/日[59] 北达科他州巴肯地区业务情况 - 2021年公司在北达科他州巴肯地区持有约46.2万净英亩土地，平均日产量15.6万桶油当量，当年钻了63口井并投产51口井，2022年计划运营3台钻机，钻约90口井并投产约85口井[39] - 2021年底公司在北达科他州巴肯持有约46.2万净英亩土地，净产量平均为15.6万桶油当量/日，2022年计划运营3台钻机，钻约90口井并投产约85口井[39] 墨西哥湾业务情况 - 2021年末公司在墨西哥湾持有约6.1万净开发英亩土地和约26.7万净未开发英亩土地，其中约10.5万英亩租约将在未来三年内到期，2022年2月开始在休伦勘探前景区钻井[40] - 2021年底公司在墨西哥湾持有约6.1万净开发英亩和26.7万净未开发英亩土地，其中约10.5万英亩租约将在未来三年到期[40] 其他地区业务权益及计划 - 2021年公司增持圭亚那凯厄图尔区块5%参与权益，总权益增至20%，正在进行地震评估和下一口勘探井规划[56] - 公司在苏里南42号和59号区块各持有33%非运营参与权益，运营商计划2022和2023年各钻一口勘探井，59号区块运营商正在解读2D地震数据并完成3D地震勘测[60] - 公司在加拿大纽芬兰近海三个勘探许可证中持有25%非运营参与权益，运营商计划2023年钻一口勘探井[61] - 2022年马来西亚/泰国联合开发区计划钻约4口开发井，马来西亚计划钻约5口开发井[57][58] - 2021年公司在凯厄图尔区块额外获得5%参与权益，使总权益增至20%[56] 销售承诺情况 - 公司天然气和NGL生产有长期固定最低销售量承诺，泰国湾JDA项目2025年前每年约700亿立方英尺，2026 - 2027年每年约300亿立方英尺，马来西亚半岛近海项目2024年前每年约550亿立方英尺，总承诺量约5200亿立方英尺天然气，巴肯地区有多项最低交付承诺，合同剩余期总承诺约9000万桶油当量[62] - 公司天然气和NGL生产有长期固定最低销售量承诺，预计总产量约为5200亿立方英尺天然气，巴肯地区总承诺量约为90万桶油当量[62] 原油售价及成本情况 - 2021年美国北达科他州原油每桶平均售价（含套期保值）为55.57美元，全球为60.08美元；平均生产成本美国北达科他州为25.87美元，全球为17.91美元[64] - 2021年美国北达科他州原油每桶平均售价（含套期保值）为55.57美元，2020年为42.63美元，2019年为53.19美元[64] - 2021年全球每桶原油平均生产成本为17.91美元，2020年为15.19美元，2019年为14.93美元[64] 土地情况 - 2021年底公司未开发土地总面积为2150.5万英亩，净面积为601.4万英亩，其中65%主要在苏里南、加拿大和圭亚那，预计未来三年到期[68][69] - 2021年底公司已开发土地总面积为1098.9万英亩，净面积为156.8万英亩，有生产井4027口（毛井）和1453口（净井）[70] - 截至2021年12月31日，公司净未开发土地面积为601.4万英亩，其中65%预计未来三年到期[68][69] - 截至2021年12月31日，公司净开发土地面积为156.8万英亩，生产井中油井净数为1453口，气井净数为64口[70] 钻井情况 - 2021年公司完成净勘探井3口，净开发井54口[71] - 2021年底公司正在钻探的井总数为136口（毛井）和28口（净井）[72] - 2021 - 2019年完成的净勘探井分别为3口、2口、3口，净开发井分别为54口、101口、147口[71] - 2021年12月31日，正在钻探的油井总数为136口，净井数为28口[72] 中游资产情况 - 2021年底中游资产包括北达科他州约1350英里天然气和NGL集输管道，当前容量达4.5亿立方英尺/日，以及约550英里原油集输管道，当前容量达24万桶/日[77] - 2020年12月30日，公司行使续约选择权，将部分商业协议期限延长至2033年12月31日[78] - 2020年，Tioga天然气厂完成扩建，处理能力从250mmcfd提升至400mmcfd，新增处理能力于2021年第四季度投入使用，总处理能力于2022年2月达到400mmcfd[82] - 公司在Little Missouri 4天然气处理厂拥有50%权益，有权使用该厂一半的处理能力，该厂处理能力约为200mmcfd[82] - 2021年12月31日，天然气收集和压缩系统管道约1350英里，当前容量达4.5亿立方英尺/天；原油收集系统管道约550英里，当前容量达24万桶/天[77] - 2020年，Tioga天然气厂扩建工程完成，从2.5亿立方英尺/天扩至4亿立方英尺/天，新增处理能力于2021年第四季度投入使用，总处理能力于2022年2月实现[82] 保险情况 - 公司财产物理损坏和突发意外污染事件相关责任保险，第一层级4亿美元由行业互助保险集团提供，超过4亿美元阈值后，保险价值最高可达5.35亿美元，较2020年12月31日减少主要因2021年8月出售丹麦权益[86] - 公司第三方一般责任和突发意外污染保险最高可达8.5亿美元，标准联合经营协议下按参与权益比例承担[86] - 财产物理损坏和突发意外污染事件的保险，第一层级4亿美元由行业互助保险集团提供，超过4亿美元部分最高可达5.35亿美元；第三方综合责任险和突发意外污染险最高可达8.5亿美元[86] 环境相关费用 - 2021年公司花费约1600万美元用于环境修复[90] - 2021年，公司因Fieldwood Energy LLC破产计划，对墨西哥湾西部三角洲油田七份租约的弃置义务确认1.47亿美元费用[90] - 2021年公司花费约1600万美元用于环境修复，因墨西哥湾西部三角洲油田七份租约的弃置义务确认了1.47亿美元费用[90] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司全球员工总数为1545人[92] - 2021年，公司员工中女性占比增加1%，少数族裔占比增加2%，高管和专业人员层面改善显著[98] - 2021年8月，公司聘请DEI负责人制定长期战略[98] - 2021年美国及国际女性高管和高级官员占比16%，2020年为13%，2019年为16%；美国本土少数族裔员工高管和高级官员占比2021年为19%，2020年为13%，2019年为13%[99] - 公司每年通过特定行业调查对薪酬计划进行基准测试，并进行年度审查以解决薪酬不平等问题[100] - 截至2021年12月31日，公司全球员工总数为1545人，其中美国1400人、马来西亚和JDA 142人、利比亚3人[92][93] - 2021年公司员工中女性占比从2020年的26%提升至27%，少数族裔占比从22%提升至24%[98]

业绩总结 - Hess公司2021年第四季度净收入为2.65亿美元，相较于2020年第四季度的净亏损9700万美元实现了显著改善[2] - 探索与生产部门在2021年第四季度的净收入为3.09亿美元，而2020年第四季度为净亏损1.18亿美元，增长幅度为约362%[3] - 2021年第四季度每股稀释净收益为0.85美元，而2020年第四季度为每股净亏损0.32美元[2] - 2021年第四季度整体总收入和非营业收入为2,255百万美元，较2020年同期的1,338百万美元增长了68.5%[30] - 2021年全年销售和其他营业收入为7,473百万美元，较2020年的4,973百万美元增长了50.4%[31] - 2021年全年调整后的净收入为1,008百万美元，较2020年的(118)百万美元显著改善[31] 用户数据 - 2021年第四季度美国的石油和天然气总产量为316 MBOEPD，相较于2020年第四季度的284 MBOEPD增长了约11%[21] - 2021年第四季度，Hess公司在圭亚那的产量为31000桶，相较于2020年第四季度的26000桶增长了约19%[21] - 2021年第四季度，Hess公司在马来西亚和JDA的产量为66000桶，相较于2020年第四季度的50000桶增长了约32%[22] 成本与支出 - 2021年第四季度的资本和勘探支出为5.93亿美元，较2020年的3.71亿美元增长了约60%[25] - 2021年第四季度的总成本和费用为1,687百万美元，较2020年同期的1,372百万美元增长了23.0%[30] - 2021年第四季度现金成本为每桶油当量11.55美元，较2020年同期的9.91美元增长了16.6%[31] - 2021年第四季度生产成本为每桶油当量24.37美元，较2020年同期的26.44美元下降了7.8%[28] 未来展望 - 2022年全年的生产指导为每日33万至34万桶油当量（MBOEPD）[36] - 2022年第一季度的生产指导为每日27.5万至28.5万桶油当量（MBOEPD）[36] - 2022年全年的现金成本预计为每桶油当量11.50至12.50美元[36] - 2022年全年的勘探费用预计为1.7亿至1.8亿美元[36] - 2022年全年的中游关税预计为11.9亿至12.15亿美元[36] 其他信息 - 2021年巴肯地区的净生产为每日15.6万桶油当量（MBOEPD）[51] - 2021年Hess公司平均钻井成本为每口井2.4百万美元，完成成本为3.4百万美元，总成本为5.8百万美元[59] - 截至2021年4季度，Hess公司的净土地面积为462,000英亩[61]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度净收入为2.65亿美元，第三季度为1.15亿美元；调整后第三季度净收入为8600万美元，排除了出售丹麦权益的2900万美元税后收益 [34] - 2021年第四季度E&P净收入为3.09亿美元，第三季度调整后净收入为1.49亿美元；第四季度收益总体增加1.6亿美元，主要因销售 volume 增加和售价提高 [35] - 2021年第四季度Midstream净收入为7400万美元，上一季度为6100万美元；第四季度Midstream EBITDA（不计非控股权益）为2.46亿美元，上一季度为2.03亿美元 [36] - 2021年第四季度末，不包括Midstream，现金及现金等价物为27.1亿美元，总流动性为63亿美元，债务和融资租赁义务总计61亿美元 [36] - 2021年第四季度，运营活动提供的净现金（不计营运资金变动）为8.86亿美元，第三季度为6.31亿美元；计入运营资产和负债变动后，第四季度为8.99亿美元，第三季度为6.15亿美元 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 E&P业务 - 2021年第四季度E&P销售 volume 比产量多约69万桶，增加税后收入约1700万美元 [35] - 预计2022年第一季度E&P现金成本（不计利比亚）在每桶油当量13.5 - 14美元，全年在11.5 - 12.5美元 [39] - 预计2022年第一季度DD&A费用（不计利比亚）在每桶油当量11.5 - 12美元，全年在11.5 - 12.5美元；预计2022年第一季度E&P单位运营成本（不计利比亚）在每桶油当量25 - 26美元，全年在23 - 25美元 [40] - 预计2022年第一季度勘探费用（不计干井成本）在4000 - 4500万美元，全年在1.7 - 1.8亿美元 [41] - 预计2022年第一季度E&P所得税费用（不计利比亚）在4000 - 4500万美元，全年在3 - 3.1亿美元 [41] - 2022年已购买9万桶/日WTI collar，平均月底价60美元/桶，平均月顶价100美元/桶；还签订了6万桶/日Brent collar，平均月底价65美元/桶，平均月顶价105美元/桶；预计非现金期权溢价摊销每季度减少结果约5500万美元，全年约2.25亿美元 [42] - 预计2022年E&P资本和勘探支出第一季度约6.5亿美元，全年约26亿美元 [44] Midstream业务 - 预计2022年第一季度Midstream净收入归属于Hess部分在6500 - 7000万美元，全年在2.75 - 2.85亿美元 [44] 公司业务 - 预计2022年第一季度公司费用在3500 - 4000万美元，全年在1.2 - 1.3亿美元 [44] - 预计2022年第一季度利息费用在9000 - 9500万美元，全年在3.5 - 3.6亿美元 [44] 各个市场数据和关键指标变化 巴肯地区 - 2021年第四季度和全年净产量分别为15.9万桶/日和15.6万桶/日，符合指引 [20] - 2022年计划运营3个钻机，预计钻约90口总运营井，投产约85口新井；第一季度计划钻约22口井，投产10口新井，其余时间预计每季度平均投产25口井 [20] - 2021年巴肯地区每口井的钻井和完井成本平均为580万美元，比2020年低40万美元或6%；2022年预计通过精益制造和技术驱动的效率提升完全抵消预期通胀，成本与去年持平 [21] - 预计2022年巴肯地区净产量平均在16.5 - 17万桶/日，比2021年增长6% - 9%；第一季度净产量预计在15.5 - 16万桶/日，第四季度预计在17.5 - 18万桶/日 [21] 墨西哥湾深海地区 - 2021年第四季度净产量平均为3.9万桶/日，全年为4.5万桶/日，符合指引 [22] - 2022年将在暂停两年后恢复钻井作业，计划在壳牌运营的Llano油田钻1口回接井，在Hess运营的Huron prospect钻1口勘探井 [23] - 预计2022年墨西哥湾净产量平均约3.5万桶/日，第一季度预计在3 - 3.5万桶/日 [25] 东南亚地区 - 2021年第四季度和全年净产量分别为6.6万桶/日和6.1万桶/日，符合指引 [25] - 预计2022年东南亚地区净产量平均约6.5万桶/日，第一季度预计在6 - 6.5万桶/日 [25] 圭亚那地区 - 2021年第四季度和全年净产量分别为3.1万桶/日和3万桶/日，符合指引 [26] - 预计2022年圭亚那地区净产量平均在6.5 - 7万桶/日，第一季度预计在2.5 - 3万桶/日，第四季度预计在8.5 - 9万桶/日 [26] - 2022年计划在Stabroek Block钻约12口勘探和评估井 [27] - 2022年开发活动包括Liza Phase 2和Payara项目的钻井，Yellowtail项目在获得政府批准后将开始初始开发钻井活动 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年是公司战略执行的转折点，从投资模式转向资本回报模式，同时仍能投资业务增长；战略是实现高回报资源增长、低成本供应、行业领先的现金流增长，同时保持环境、社会和治理共识披露的行业领先地位 [6] - 预计2022年四个核心资产（巴肯、墨西哥湾深海、东南亚和圭亚那）将产生自由现金流 [7] - 到2026年，现金成本预计下降约25%至每桶油当量9美元，投资组合盈亏平衡油价将降至每桶布伦特45美元；预计到2026年，基于布伦特油价65美元/桶，现金流将以25%的复合年增长率增长 [8] - 2022年资本和勘探预算为26亿美元，约80%将分配给圭亚那和巴肯 [11] - 在圭亚那Stabroek Block，预计到2027年至少有6艘浮式生产储油卸油船（FPSO），生产能力超过100万桶/日，最多可使用10艘FPSO开发该区块的发现资源；三个已批准的石油开发项目布伦特盈亏平衡油价在25 - 35美元/桶 [11] - 公司将继续在圭亚那进行积极的勘探和评估计划，2022年计划在Stabroek Block钻约12口井 [13] - 在巴肯地区，2022年计划运营3个钻机，以产生大量自由现金流、降低单位现金成本和优化基础设施 [14] - 在墨西哥湾，2022年将钻Huron - 1勘探井和Llano油田的回接井；在东南亚，将投资钻井和设施 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 国际能源署的最新《世界能源展望》提供了多种情景，以应对未来20年全球能源供应增长约20%和到2050年实现净零排放的双重挑战；在所有情景中，未来几十年仍需要石油和天然气，且需要更多投资，包括可再生能源和石油天然气领域 [10] - 预计全球石油和天然气投资在未来10年每年约4500亿美元，2020年为3000亿美元，2021年为3400亿美元；投资者和石油天然气公司需要保持资本纪律，同时增加对石油和天然气的投资，以确保能源转型的可承受性、公正性和安全性 [10] - 公司对市场持建设性看法，需求方面，全球石油需求因Omicron出现暂时挫折，但预计未来一个月左右将恢复到疫情前的1亿桶/日水平，到2022年底预计达到1.02亿桶/日；供应方面，呈U型复苏，页岩油增长较温和，OPEC+增产有纪律，全球石油库存较疫情前减少约2亿桶，预计油价将发出投资增加的信号 [75][76][77] 其他重要信息 - 公司董事会和高级领导层为2025年设定了积极的温室气体减排目标，最近支持了世界银行到2030年实现零常规燃烧的倡议，并设定了到2025年底消除运营中常规燃烧的目标 [16] - 2021年公司在环境、社会和治理绩效和披露方面被认可为行业领导者，12月连续第13年在CDP年度全球气候分析中获得领先地位，11月连续第12年入选北美道琼斯可持续发展指数 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何考虑基础股息增长轨迹以及股票回购的催化剂 - 公司表示Liza Phase 2投产后，将偿还5亿美元定期贷款并开始增加基础股息，届时将公布资本回报框架；计划使股息相对于标准普尔500指数股息收益率有显著溢价；随着现金流增长，将通过进一步增加股息和加速股票回购将大部分自由现金流返还给股东 [48] 问题2: 关于利比亚支付的4.7亿美元所得税和特许权使用费的情况及2022年展望 - 这些税费与Waha特许权生产有关，此前应利比亚当局指示扣留，近期按指示支付；未来将按月支付正常的生产税费，这些税费在2021年已计入收益和运营现金流 [49] - 公司仍在等待政府对出售利比亚权益给Total和ConocoPhillips的最终批准 [50] 问题3: 公司如何考虑正式的资本分配回报框架 - 公司将出台明确的框架，说明如何分配资本以及返还多少自由现金流；框架会有一定灵活性，但明确承诺将大部分自由现金流返还给股东，通过增加股息和加速股票回购 [55][56] 问题4: 圭亚那Yellowtail项目与Payara项目的比较以及2022年勘探计划的目标 - 2022年勘探计划目标一是探索新机会，约三分之二为勘探井，三分之一为评估井，将测试深浅层区域；二是评估现有发现以确定开发顺序 [58] - Yellowtail项目是Stabroek Block迄今为止最大的项目，将开发近10亿桶石油，日产能25万桶，比Payara项目规模更大，井更多，具有世界级经济效益和更低的盈亏平衡成本 [59][60] 问题5: 从长期来看，墨西哥湾是否会保留在投资组合中 - 墨西哥湾对公司仍是重要的现金引擎和增长平台，公司在深海钻井和项目交付方面处于行业前四分之一水平；目标是通过回接和选择性追求高回报勘探机会维持现金中心、持续生产和现金流；公司一直在重建墨西哥湾投资组合，该地区具有良好回报，是核心保留区域 [65] 问题6: 公司认为合适的债务水平是多少，在现金回报框架中降低债务的优先级如何 - Liza Phase 2投产后将偿还剩余5亿美元定期贷款，2024年到期的3亿美元债务也将偿还；若布伦特油价65美元/桶，随着Payara等项目投产，公司杠杆率将降至债务与EBITDAX之比低于1倍；公司对当前债务水平满意，低杠杆下无需过早偿还债务，未来将通过增加股息和股票回购向股东返还更多现金 [67] 问题7: Liza 2启动的关键问题以及Payara项目建设情况 - Liza 2启动时将有19口井可用，立管连接和调试工作接近完成，按计划第一季度投产；Payara项目目前完成约66%，进度略超前，预计2024年投产 [71][72] 问题8: 公司如何考虑最优套期保值策略以及对石油宏观市场的看法 - 套期保值策略与过去一致，为投资圭亚那项目提供显著价格保护；2022年对9万桶/日WTI和6万桶/日Brent进行套期保值，设置了较高的上限价格以降低成本，同时保留油价上涨时的额外现金流；未对所有石油产量进行套期保值，未套期保值的NGL和天然气产量也将受益于高价 [74] - 公司对市场持建设性看法，需求方面，全球石油需求因Omicron暂时受挫，预计未来一个月左右恢复到疫情前水平，到2022年底达到1.02亿桶/日；供应方面，呈U型复苏，页岩油增长较温和，OPEC+增产有纪律，全球石油库存较疫情前减少约2亿桶，预计油价将发出投资增加的信号 [75][76][77] 问题9: Fangtooth等井的油气比、渗透率、油质与页岩层的对比情况 - Fangtooth井油质良好，证实了Stabroek Block的深层勘探潜力；未来几个月将完成该井分析并规划评估活动，确定最佳开发方法；一般认为深层区域将通过独立开发和回接到现有FPSO的方式开发；目前无法提供油气比、渗透率等对比数据，需进一步分析和评估 [83][84] 问题10: 第四季度圭亚那的合同单位成本以及公司选择股票回购而非可变股息的原因 - 圭亚那Liza Phase 1现金成本目前每桶低于12美元，生产优化完成后将降低；Liza Phase 2全面投产后现金成本每桶10美元，购买FPSO后将降至7 - 8美元；到第四季度，公司整体现金成本将降至每桶约11美元 [86][87] - 公司认为可变股息不利于创造长期价值，加强基础股息和持续的股票回购是更好的方式；Liza Phase 2投产后将偿还债务并增加基础股息，未来股息增加和股票回购将根据市场情况和现金流增长而定 [89] 问题11: 圭亚那FPSO回购时间以及成本数据的分母情况 - 成本数据将在财务报表中按公司在圭亚那的权益产量的净现金成本报告；运营商ExxonMobil仍在与SBN讨论FPSO购买日期，2022年和2023年预计无购买计划 [91] 问题12: 储备报告中净增加主要来自巴肯的原因 - 巴肯地区储备增加包括性能提升和因价格上涨将更多井纳入五年计划两方面因素 [99] 问题13: 随着自由现金流增长，公司何时达到投资级以及投资级带来的好处 - 随着现金流和自由现金流增长，公司债务指标将显著改善，目标是实现债务与EBITDAX之比低于1倍；无法确定评级机构的具体时间，但预计随着现金流改善将达到投资级并提升评级；公司战略是保持强大的资产负债表，为资源增长和股东回报提供资金 [101] 问题14: 油价对巴肯地区增加第四台钻机时间的影响 - 巴肯地区在投资组合中的作用是现金引擎，增加第四台钻机的决策取决于公司现金流需求和回报；若油价维持在较高水平，预计明年增加第四台钻机，可使产量达到20万桶/日并维持近十年，此时可充分利用基础设施，在60 - 65美元油价下可产生约10亿美元自由现金流 [107] 问题15: 公司在海上环境中看到的服务或材料成本情况 - 海上也存在通胀，但公司大部分海上投资组合由圭亚那项目驱动，目前开发项目受EPC合同保护，可免受成本增加影响；ExxonMobil的设计建造策略提高了效率；墨西哥湾钻Huron井的钻机日费率为25.5万美元，相对较低 [108] 问题16: Payara项目的限速步骤以及未来开发项目的情况 - Payara项目有三个海上安装阶段，因安装期间有海流问题，需增加一定的应急措施；项目目前完成约66%，进度略超前，预计2024年投产 [113] 问题17: 圭亚那一艘钻井船一年可钻的开发井数量 - 没有通用的经验法则，每个开发项目的水平井长度和所开采的储层不同，情况各异 [115] 问题18: 今年勘探计划中最有信息价值的数据点以及目标地层的依据 - 今年勘探计划的目标是继续进行上Campanian勘探，更

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 Form 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarter ended September 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 1-1204 HESS CORPORATION (Exact Name of Registrant as Specified in Its Charter) DELAWARE (State or Other Jurisdiction of Incorporation or Organizatio ...