业绩总结 - Hess公司2021年第二季度净收入为-7300万美元，相较于2020年第二季度的-3.2亿美元有所改善[2] - 2021年第二季度调整后净收入为7400万美元，较2020年第二季度的-3.2亿美元显著提升[3] - 2021年第二季度总收入为1,593百万美元，较2020年同期的842百万美元增长了89%[27] - 2021年上半年总收入和非经营收入为35.17亿美元，较2020年上半年增长了约59.5%[29] - 2021年上半年调整后净收入为4.30亿美元，较2020年上半年的调整后净收入（-3.69亿美元）大幅改善[30] 用户数据 - 2021年第二季度全球石油和天然气生产为328 MBOEPD，较2020年第二季度的334 MBOEPD略有下降[21] - 2021年第二季度在美国的总生产为211 MBOEPD，较2020年第二季度的262 MBOEPD下降[21] - 2021年第二季度在圭亚那的生产为26 MBOEPD，较2020年第二季度的22 MBOEPD有所增加[21] - Bakken净生产在2021年第二季度为159 MBOEPD，总计14.5 MMBOE[34] - 2021年第二季度的天然气生产为159 MMCFPD[41] 成本与支出 - 2021年第二季度单位生产成本为23.18美元/桶油当量，较2020年同期的24.26美元/桶油当量有所下降[26] - 2021年第二季度现金成本为11.63美元/桶油当量，较2020年同期的8.81美元/桶油当量有所上升[26] - 2021年第二季度资本和勘探支出为6.00亿美元，较2020年第二季度的5.25亿美元有所增加[22] - 2021年第二季度探索与生产部门的资本和勘探支出为1,350百万美元，相较于2020年同期的503百万美元增长了168%[23] - 2021年第二季度的总成本和费用为27.76亿美元，较2020年上半年的25.97亿美元增加了约6.9%[30] 未来展望与策略 - 2021年第二季度因未来放弃义务的估计而计提了1.47亿美元的费用[4] - 2021年第二季度的折旧、减值和摊销费用为344百万美元，较2020年同期的470百万美元下降了27%[27] - Midstream部门的调整后收入为2.75亿美元，扣除MVC短缺费用后为2.94亿美元[34] - Hess在Midstream的约46%股权贡献了1.26亿美元的收入[34] - 2021年第二季度Hess运营的井数为13口，累计生产井数为1565口[51] 其他信息 - 2021年第二季度的总关税相关收入为1.88亿美元，单位成本为每BOE 12.97美元[34] - 2021年第二季度Hess运营的平均井成本为580万美元，其中钻井成本为240万美元，完井成本为340万美元[55] - 2021年第二季度Hess的总净面积为458,000英亩[57] - 2021年第二季度Hess的外部运营占比为8%[48]

Hess Corporation (NYSE:HES) Q2 2021 Earnings Conference Call July 28, 2021 10:00 AM ET Corporate Participants Jay Wilson - VP, Investor Relations John Hess - Chief Executive Officer Greg Hill - Chief Operating Officer John Rielly - Chief Financial Officer Conference Call Participants Ryan Todd - Piper Sandler Arun Jayaram - JPMorgan David Deckelbaum - Cowen Roger Read - Wells Fargo Paul Cheng - Scotiabank Doug Leggate - Bank of America Neil Mehta - Goldman Sachs Paul Sankey - Sankey Research Bob Brackett - ...

业绩总结 - Hess Corporation在2021年3月31日的现金为18.6亿美元，总流动性为55亿美元[7] - 2021年E&P资本和勘探预算设定为19亿美元，其中超过80%将用于圭亚那和巴肯地区[7] - 2021年，Hess Corporation的现金单位生产成本预计将减少约20%，降至每桶约11.50美元[17] - 2021年，Hess的净资本支出为6.5亿美元，主要用于开发和维护现有资产[59] 用户数据 - 在圭亚那，Hess Corporation已发现的可回收资源约为90亿桶油当量，仍有数十亿桶的勘探潜力[8] - 盖亚纳Stabroek区发现的可回收资源约为9亿桶油当量（BBOE）[19] - Hess在Bakken地区的净可采资源约为22亿桶油当量（BBOE），其中18亿桶油当量尚未生产[59] 未来展望 - 预计到2027年，Stabroek区将至少有6个浮式生产储油卸油装置（FPSOs）[20] - 2020年至2023年，Hess Corporation的现金流量从运营的复合年增长率预计为20%[11] - Hess的现金流从运营（CFFO）年复合增长率（CAGR）预计为38%，领先同行[65] 新产品和新技术研发 - Liza Phase 1的日产量为120千桶油当量（MBO/D），Liza Phase 2和Payara的日产量均为220千桶油当量，预计分别在2022年和2024年首次投产[20] - Liza Phase 1的总开发成本从44亿美元减少至35亿美元，下降约20%[19] 市场扩张和并购 - Hess Corporation在2021年将优先考虑债务减少和资本回报给股东[11] - Hess在Bakken地区的日产量为155-160千桶油当量（MBOED），资本支出为4.5亿美元[59] 负面信息 - Hess Corporation在2014年至2020年间，减少了运营温室气体排放强度约40%[14] 其他新策略和有价值的信息 - Hess Corporation对150 MBOD的产量进行了对冲，WTI油价为55美元/桶，布伦特油价为60美元/桶[10] - 2021年，Hess Corporation的钻井和完井成本预计将平均为每口井约580万美元[7]

业绩总结 - Hess Corporation在2021年3月31日的现金为18.6亿美元，总流动性为55亿美元[7] - 2021年E&P资本和勘探预算设定为19亿美元，其中超过80%将用于圭亚那和巴肯地区[7] - 2021年，Hess Corporation的钻探和完井成本预计将平均为每口井约580万美元[7] - 2021年，Hess Corporation的现金成本预计将减少约20%，降至每桶约11.50美元[18] - 2021年，Hess Corporation在巴肯地区的产量预计为155-160 MBOD[18] 用户数据 - 在圭亚那的18个发现中，已交付的可回收资源约为90亿桶油当量，且仍有数十亿桶的勘探潜力[8] - 圆石区块的总发现可回收资源约为9亿桶油当量（BBOE）[27] - Bakken地区的净可采资源约为22亿桶油当量（BBOE），其中约18亿桶尚未生产[36] 未来展望 - 预计未来自由现金流的主要部分将用于债务减少、股息增加和机会性股票回购[12] - 2020年至2023年，Hess Corporation的现金流量年复合增长率预计将达到30%[10] - 预计到2027年，圆石区块至少将有6个FPSO投入使用[28] 新产品和新技术研发 - Liza Phase 1的总开发成本从44亿美元减少至35亿美元，下降约20.5%[27] - Liza Phase 2和Payara的首次投产时间分别为2022年和2024年[29] - Payara项目的FPSO油容量为220万桶[29] 市场扩张和并购 - 2021年Guyana的净生产能力达到600万桶油当量/天（MBOED）[30] - 2021年Guyana的净资本支出为1.65亿美元[30] 负面信息 - Hess Corporation对150 MBOD的产量进行了对冲，WTI的对冲价格为55美元/桶，布伦特的对冲价格为60美元/桶[10]

业绩总结 - Hess Corporation在2021年E&P资本和勘探预算设定为19亿美元，其中超过80%将用于圭亚那和巴肯地区[7] - 2021年，Hess Corporation的现金成本预计将减少约20%，降至每桶11.50美元[18] - Hess Corporation在2021年将大部分未来自由现金流分配用于债务减少、股息增加和机会性股票回购[10] 用户数据 - 在圭亚那的18个发现中，已交付的可回收资源约为90亿桶油当量，仍有数十亿桶的勘探潜力[8] - Hess在Guyana的低成本油气开发将推动行业领先的现金流增长和财务回报[43] - 2021年Guyana的净生产能力为220万桶油当量/天（MBOED）[30] 未来展望 - 2020年至2023年，Hess Corporation的现金流量年复合增长率（CFFO CAGR）预计将驱动行业领先的现金流增长[10] - Hess的现金流从运营（CFFO）在2020年至2023年期间的复合年增长率（CAGR）预计为38%[42] - 预计Liza Phase 2和Payara的首次投产时间分别为2022年和2024年[27] 新产品和新技术研发 - 圭亚那的Liza Phase 1、Liza Phase 2和Payara开发的盈亏平衡油价分别为约35美元/桶、25美元/桶和32美元/桶[8] - Liza Phase 1的总开发成本从44亿美元减少至35亿美元，下降约20.5%[27] 市场扩张和并购 - Hess Corporation在巴肯地区的产量预计在2021年为155-160 MBOD[18] - Bakken的净可采资源约为22亿桶油当量（BBOE），其中约18亿桶尚未生产[36] - Bakken的2021年资本支出设定为4.5亿美元，预计每口井的钻探和完井成本平均约为58万美元[36] 负面信息 - 2021年，Hess Corporation对150 MBOD的产量进行了对冲，WTI油价为55美元/桶，布伦特油价为60美元/桶[10] - 2021年，Hess Corporation的钻探和完井成本预计平均为每口井约580万美元[7]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年3月31日，公司总资产为189.51亿美元，较2020年12月31日的188.21亿美元增长0.7%[9] - 2021年第一季度，公司总营收和非运营收入为19.19亿美元，较2020年同期的13.69亿美元增长40.1%[11] - 2021年第一季度，公司净利润为3.36亿美元，而2020年同期净亏损23.66亿美元[11] - 2021年第一季度，归属于公司的净利润为2.52亿美元，而2020年同期净亏损24.33亿美元[11] - 2021年第一季度，公司经营活动产生的净现金为5.91亿美元，较2020年同期的4.45亿美元增长32.8%[14] - 2021年第一季度，公司投资活动使用的净现金为3.85亿美元，较2020年同期的8.18亿美元减少53%[14] - 2021年第一季度，公司融资活动使用的净现金为0.79亿美元，而2020年同期提供净现金9.08亿美元[14] - 截至2021年3月31日，公司现金及现金等价物为18.66亿美元，较2020年12月31日的17.39亿美元增长7.3%[9] - 截至2021年3月31日，公司存货为2.19亿美元，较2020年12月31日的3.78亿美元减少42.1%[9] - 2021年第一季度公司总应计负债为12.54亿美元，2020年12月31日为12.51亿美元[31] - 2021年第一季度公司总销售和其他营业收入为18.98亿美元，2020年同期为13.54亿美元[33] - 2021年第一季度公司净定期养老金成本为 - 600万美元，2020年同期为 - 100万美元，2021年预计向养老金计划缴款约400万美元[38][39] - 2021年第一季度公司归属于Hess Corporation的净收入为2.52亿美元，2020年同期为亏损24.33亿美元[40] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为5.91亿美元，2020年同期为4.45亿美元；资本支出为3.03亿美元，2020年同期为6.66亿美元[74] - 2021年第一季度净收入为2.52亿美元，2020年同期净亏损24.33亿美元[76] - 2021年第一季度调整后归属于公司的净收入为2.52亿美元，2020年同期为亏损1.82亿美元[89] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为5.91亿美元，2020年同期为4.45亿美元；调整后经营活动提供的净现金为8.15亿美元，2020年同期为5.02亿美元[89] - 2021年第一季度全球日均净产量为33.3万桶油当量，2020年同期为34.9万桶油当量[101] - 2021年第一季度全球销售净产量为3.4449万桶油当量，2020年同期为3.0419万桶油当量[107] - 2021年第一季度营销费用高于2020年同期，主要因购买量的基准原油价格上涨及出售420万桶原油成本增加；现金运营成本下降约5%；中游关税费用增加[109][110][111] - 2021年第一季度每桶油当量现金运营成本为9.81美元，2020年同期为9.70美元；DD&A为11.83美元，2020年同期为16.44美元；总生产单位成本为21.64美元，2020年同期为26.14美元[113] - 2021年第一季度勘探费用为3300万美元，2020年同期为1.89亿美元；排除干井费用后，2021年第二季度勘探费用预计在4000万 - 4500万美元，全年预计在1.7亿 - 1.8亿美元[116][117] - 排除影响收益可比性的项目和利比亚业务后，2021年第一季度勘探与生产所得税费用为4000万美元，2020年同期为900万美元；2021年第二季度预计在2500万 - 3000万美元，全年预计在1.05亿 - 1.15亿美元[118] - 2021年第一季度公司、利息及其他费用税后总计1.31亿美元，2020年同期为1.23亿美元；2021年第二季度公司费用预计在3000万 - 3500万美元，利息费用预计在9500万 - 1亿美元；全年公司费用预计在1.3亿 - 1.4亿美元，利息费用预计在3.8亿 - 3.9亿美元[125][126] - 截至2021年3月31日，现金及现金等价物为18.66亿美元，2020年12月31日为17.39亿美元；总债务为82.86亿美元，2020年12月31日为82.96亿美元；债务资本化比率为46.6%，2020年12月31日为47.5%[129] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为5.91亿美元，2020年同期为4.45亿美元；投资活动使用的净现金为3.85亿美元，2020年同期为8.18亿美元；融资活动使用的净现金为7900万美元，2020年同期为9.08亿美元[132] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为5.91亿美元，2020年同期为4.45亿美元；资本支出为3.03亿美元，2020年同期为6.66亿美元[138] 公司业务资产出售与交易 - 2020年12月31日，原油库存中有1.64亿美元与420万桶原油相关，这些原油于2021年第一季度出售[23] - 2021年3月公司签订协议出售丹麦业务权益，总对价1.5亿美元，生效日期为2021年1月1日[25] - 2021年3月公司公开发售345万股Hess Midstream LP的A类股份，获得净收益7000万美元，交易后公司在Hess Midstream LP的合并基础上拥有约46%的权益[29] - 2021年4月30日，公司完成出售巴肯地区非战略地块权益，总对价3.12亿美元，有效日期为3月1日[64] - 2021年3月，公司公开发售345万股Hess Midstream LP A类股，获得净收益7000万美元；达成出售丹麦资产协议，总价1.5亿美元；4月30日完成出售巴肯地区非战略区块权益，总价3.12亿美元[73] - 2021年4月30日，公司完成出售Bakken地区非战略区块权益，总对价3.12亿美元；预计2021年第三季度收到出售丹麦权益的1.5亿美元款项[137] 公司业务相关诉讼与成本 - 公司面临与甲基叔丁基醚（MTBE）相关的诉讼，目前有三起未决案件，分别由宾夕法尼亚州、罗德岛州和马里兰州提起[43] - 2016年3月4日，EPA对下帕塞伊克河下游8英里发布决策记录，选择的补救措施估计成本为13.8亿美元[44] - 2014年3月，公司收到EPA行政命令，对纽约布鲁克林高万纳斯运河超级基金场地进行补救设计，EPA最初估计成本为5.06亿美元[45] 公司各业务线数据关键指标变化 - 2021年第一季度末，公司勘探与生产业务销售及其他营业收入为18.98亿美元，净利润为3.08亿美元；中游业务销售及其他营业收入为2.89亿美元，净利润为0.75亿美元[52] - 2020年第一季度末，公司勘探与生产业务销售及其他营业收入为13.54亿美元，净亏损为23.71亿美元；中游业务销售及其他营业收入为2.91亿美元，净利润为0.61亿美元[52] - 2021年第一季度E&P净收入为3.08亿美元，2020年同期净亏损23.71亿美元；除利比亚外，总净产量平均为31.5万桶油当量/日，2020年同期为34.4万桶油当量/日[77] - 2021年第一季度巴肯油页岩区净产量平均为15.8万桶油当量/日，2020年同期为19万桶油当量/日；预计第二季度平均约15.5万桶油当量/日，全年在15.5 - 16万桶油当量/日[78] - 2021年第一季度墨西哥湾净产量平均为5.6万桶油当量/日，2020年同期为7.4万桶油当量/日；圭亚那近海Stabroek区块Liza一期开发净产量平均为3.1万桶/日，2020年同期为1.5万桶/日[80] - 2021年第一季度，中游业务税后收入为7500万美元，2020年同期为6100万美元[85] - 2021年第一季度勘探与生产业务净收入为3.08亿美元，2020年同期为亏损23.71亿美元[94] - 2021年第一季度较高的实现销售价格使税后业绩比2020年同期增加约2.7亿美元[97] - 2021年第一季度原油套期保值活动净亏损5100万美元，2020年同期净收益6400万美元[98] - 预计非现金看跌期权溢价摊销将使2021年第二季度业绩减少6400万美元，全年业绩减少约2.45亿美元[99] - 预计2021年第二季度和全年净产量（不包括利比亚）在29 - 29.5万桶油当量/日之间[103] - 2021年第一季度中游业务净收入归属于公司的部分为7500万美元，2020年同期为6100万美元；排除影响收益可比性的项目后，2021年第二季度预计在6000万 - 7000万美元，全年预计在2.8亿 - 2.9亿美元[123][124] - 2021年第一季度勘探与生产的物业、厂房及设备增加额为3.58亿美元，2020年同期为7.4亿美元；中游业务的物业、厂房及设备增加额为2700万美元，2020年同期为7800万美元[135] 公司金融衍生品相关情况 - 截至2021年3月31日，未到期金融风险管理衍生品合约中，原油看跌期权名义数量为4130万桶，外汇远期合约名义金额为1.21亿美元，利率互换合约名义金额为1亿美元[55] - 2021年第一季度，公司完成2020年运输和存储在两艘超大型油轮上的420万桶巴肯原油销售，原油套期保值合约净亏损400万美元[58] - 2021年第一季度，原油套期保值合约使销售及其他营业收入减少5100万美元，2020年第一季度增加6400万美元[60] - 截至2021年3月31日，与未到期原油价格套期保值合约相关的累计其他综合收益（损失）中的税前递延损失为4700万美元[60] - 2021年3月31日，公司有1.21亿美元的外汇合约；美元汇率上涨或下跌10%，预计损失或收益均小于500万美元[152] - 2021年3月31日，公司长期债务账面价值为82.86亿美元，公允价值为93.81亿美元；利率上升或下降15%，债务公允价值将分别减少或增加约4.05亿美元或4.2亿美元[153] - 2021年3月31日，假设WTI和布伦特原油期货价格上涨或下跌10%，衍生品工具公允价值将分别减少约5000万美元或增加约1.1亿美元[154] 公司业务预算与产量预计 - 2021年勘探与生产（E&P）资本和勘探支出预算为19亿美元，超80%分配至圭亚那和巴肯地区[72] - 2021年除利比亚外，油气产量预计在29 - 29.5万桶油当量/日，剩余时间内已对冲12万桶/日WTI（55美元看跌期权）和3万桶/日布伦特（60美元看跌期权）[72] - 2021年（不包括利比亚）油气产量预计在29 - 29.5万桶油当量/日[136] - 2021年剩余时间，公司已对12万桶/日的产量进行了55美元/桶的WTI看跌期权套期保值，对3万桶/日的产量进行了60美元/桶的布伦特看跌期权套期保值[136] 公司信贷安排与协议 - 2021年4月13日，公司修订35亿美元循环信贷安排，将到期日延长一年至2024年5月[65] - 2021年4月13日，公司将35亿美元循环信贷安排到期日延长一年至2024年5月[136][143] - 2021年4月13日，赫斯公司等多方签订延期和修订协议[167] 公司报告相关情况 - 报告需遵循相关规则进行认证，如Rule 13a - 14(a)、Rule 15d - 14(a)等[167] - 公司2021年第一季度10 - Q季度报告封面采用内联XBRL格式[167] - 报告于2021年5月6日由首席执行官约翰·B·赫斯和执行副总裁兼首席财务官约翰·P·里利代表公司签署[170] 公司内部控制情况 - 截至2021年3月31日，公司披露控制和程序有效，且本季度财务报告内部控制无重大变化[161][162] 公司长期激励计划 - 2017年长期激励计划下，截至2023年12月31日的三年期绩效奖励协议[167]

业绩总结 - Hess公司2021年第一季度净收入为2.52亿美元，相较于2020年第一季度的净亏损24.33亿美元实现显著改善[2] - 调整后的净收入为2.52亿美元，相较于2020年第一季度的调整净亏损1.82亿美元[4] - 每股稀释净收益为0.82美元，2020年第一季度为每股净亏损8.00美元[2] - 2021年第一季度的总收入和非营业收入为19.19亿美元，较2020年同期的13.69亿美元增长了40%[25] - 2021年第一季度的EBITDA为2.25亿美元，较2020年第一季度的1.93亿美元增长了17%[24][27] - 2021年第一季度的总成本和费用为14.60亿美元，较2020年第一季度的14.83亿美元有所减少[25] 用户数据 - 2021年第一季度全球油气产量为333 MBOEPD，相较于2020年第一季度的349 MBOEPD减少[20] - 在北达科他州的产量为158 MBOEPD，较2020年第一季度的190 MBOEPD减少[20] - 在圭亚那的产量为31 MBOEPD，较2020年第一季度的15 MBOEPD增加[20] - 2021年第一季度的生产量为3000万桶油当量，较2020年第一季度的3180万桶油当量有所下降[24][27] 资本支出与成本 - 2021年第一季度的资本和勘探支出为7.50亿美元，较2020年第一季度的6.75亿美元增加[23] - 2021年第一季度的现金成本为每桶油当量9.81美元，较2020年第一季度的9.70美元略有上升[24][27] - 2021年第一季度的折旧、耗竭和摊销费用为3.96亿美元，较2020年第一季度的5.61亿美元有所下降[25][27] - 2021年第一季度的资本支出为3.09亿美元，低于指导范围的5亿美元[30] 中游部门表现 - 2021年第一季度中游部门净收入为7500万美元，较2020年第一季度的6100万美元有所增加[18] - 中游收入为2.89亿美元，较2020年同期的2.91亿美元基本持平[34] 其他信息 - 2021年第一季度的利息支出为9400万美元，较2020年第一季度的8800万美元有所增加[12] - 2021年Bakken地区的总净生产量为158 MBOEPD，其中油气占84 MBBLPD，NGL占49 MBBLPD，天然气占151 MMCFPD[46] - 2021年Hess运营的井的平均钻井成本为每口井2.5百万美元，完井成本为每口井3.4百万美元，总成本为每口井5.9百万美元[65] - 2021年Bakken地区的钻井数量为11口井，完井数量为10口井，投产数量为4口井[56][57][58]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度净收入为2.52亿美元，而2020年第四季度调整后净亏损为1.76亿美元（不包括资产出售税后收益7900万美元） [50] - 2021年第一季度勘探与生产（E&P）净收入为3.08亿美元，上一季度调整后净亏损为1.18亿美元；各项因素使第一季度收益增加4.26亿美元 [51] - 2021年第一季度中游业务净收入为7500万美元，上一季度为6200万美元；中游业务未计非控股权益的息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为2.25亿美元，上一季度为1.98亿美元 [53] - 第一季度末，不包括中游业务，现金及现金等价物约为18.6亿美元，总流动性为55亿美元，债务及融资租赁义务总计66亿美元 [54] - 2021年第一季度运营活动提供的净现金在营运资金变动前为8.15亿美元，上一季度为5.32亿美元；营运资金变动后为5.91亿美元，上一季度为4.86亿美元 [55] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P） - 2021年第一季度公司整体净产量平均为31.5万桶油当量/日（不包括利比亚），符合指引 [27] - 巴肯地区第一季度净产量平均为15.8万桶油当量/日，低于约17万桶油当量/日的指引；预计第二季度平均约为15.5万桶油当量/日，全年在15.5 - 16万桶油当量/日之间，预计年底产量在17 - 17.5万桶油当量/日之间 [28][33] - 墨西哥湾深水区域第一季度净产量平均为5.6万桶油当量/日；预计第二季度平均约为5万桶油当量/日，全年平均约为4.5万桶油当量/日 [34] - 泰国湾第一季度净产量为6.4万桶油当量/日；预计第二季度和全年净产量平均约为6万桶油当量/日 [35] - 圭亚那Liza一期第一季度平均产量为12.1万桶油/日（归属于赫斯的净产量为3.1万桶油/日）；预计第二季度净产量平均在2 - 2.5万桶油/日之间，全年平均约为3万桶油/日 [36][37] 中游业务 - 预计2021年第二季度中游业务归属于赫斯的净收入在6000 - 7000万美元之间，全年指引在2.8 - 2.9亿美元之间保持不变 [63] 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 - 公司战略是增长资源基础、保持低成本供应并维持现金流增长，投资高回报、低成本机会，构建短周期和长周期资产平衡的差异化投资组合，以圭亚那为增长引擎，巴肯、墨西哥湾和东南亚为现金引擎 [11] - 随着圭亚那多个低成本石油开发阶段上线，预计到本十年中期将使投资组合的布伦特原油盈亏平衡价格降至每桶40美元以下；产生的自由现金流将优先用于偿还债务，然后通过增加股息和机会性股票回购向股东返还现金 [12] - 2021年维持19亿美元的严格资本和勘探预算，超80%的资本支出分配到圭亚那和巴肯地区 [14] - 2021年对12万桶/日的石油进行了每桶55美元的西德克萨斯中质原油（WTI）看跌期权套期保值，对3万桶/日的石油进行了每桶60美元的布伦特原油看跌期权套期保值 [15] - 近期宣布两项资产出售，预计分别在第三季度和未来几周完成，可提前实现资产价值 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管今年以来油价有所回升，但公司优先事项仍是保存现金、维持运营能力和保护资产的长期价值 [13] - 圭亚那具有低成本供应和行业领先的财务回报，是公司的首要任务；在Stabroek区块有巨大的勘探潜力，多个开发项目进展顺利，将推动公司产量和现金流增长 [18] - 公司在可持续发展方面处于行业领先地位，支持巴黎协定目标和2050年实现净零排放的全球目标，已设定积极的温室气体减排目标并取得显著进展 [23] 其他重要信息 - 2021年第一季度，公司从Hess Midstream LP的A类股票公开发行中获得7000万美元净收益 [17] - 巴肯地区因极端天气和天然气液体（NGL）价格上涨导致产量下降，但NGL价格上涨带来了更高的净收入和现金流 [27] - Liza一期因闪蒸气体压缩机排气消音器轻微泄漏，产量在4月中旬受限，预计约三个月后维修完成，产量将恢复或超过铭牌产能；计划在第四季度进行生产优化工作，进一步提高产能 [19][38] - Liza二期预计2022年初实现首油，产能为22万桶油/日；Payara油田预计2024年实现首油，产能为22万桶油/日；Yellowtail项目预计2025年实现首油，前提是获得政府批准和项目制裁 [20][42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何考虑超额现金的最优分配以及何时向股东加速回报 - 随着Liza二期上线，公司现金流将显著增长，债务与EBITDA比率将降至2倍以下；首先会偿还10亿美元定期贷款，之后增加股息，随着现金流持续增长，将进行机会性股票回购 [67][68][69] 问题2: 如何看待圭亚那资源在长期石油需求风险下的价值以及项目推进策略 - 即使在国际能源署的可持续发展情景下，到2040年石油和天然气仍将占能源结构的46%；公司凭借低成本供应和不断增长的资源，能够提供可持续和行业领先的现金流增长和财务回报；圭亚那项目回报快，将逐年推进开发，带来价值 [70][71][72] 问题3: Liza一期的瓶颈消除项目进展以及闪蒸气体压缩机维修对其的影响，以及更换压缩机的情况 - 闪蒸气体压缩机预计三个月内修复，之后产量将恢复到12万桶/日以上；瓶颈消除项目将在第四季度进行，届时还将安装重新设计的闪蒸气体压缩机，预计停机14天 [76][77][78] 问题4: 油价改善对FPSO购买与租赁决策的时间安排有何影响 - 埃克森美孚正在与SBM进行商业讨论，油价本身对此决策没有影响，预计今年晚些时候会有相关信息并提供指引 [79] 问题5: Payara项目从2022年年中FPSO完工到2024年首油的原因 - Payara项目有广泛的钻井和海底管道、立管和脐带缆（SURF）计划，SURF工作需要三个开放水域季节，项目仍有应急计划，有望在2024年提前投产 [81] 问题6: 巴肯地区在POP合同中损失NGL产量后仍能维持年底产量指引的原因 - POP合同对产量有影响，但全年各季度影响不同；新井表现良好，随着第二台钻机的使用，产量将在第三和第四季度提升，有助于实现年底产量目标 [83][84] 问题7: 圭亚那Uaru - 2井新发现区域的商业性、是否在其他区域出现以及今年是否计划在其他地方测试 - Uaru - 2井结果良好，显示Uaru储层面积大；新发现的较深区域在坎帕阶下部，对区块其他部分有参考意义，但在该位置不如其他18个发现显著；评估结果令人鼓舞，储层特征和油质良好 [88][89][90] 问题8: 即将投产的22万桶/日产能的FPSO是否有瓶颈消除机会 - 可以假设所有FPSO都有瓶颈消除潜力，通常在设施达到铭牌产能并运行一年后，根据动态数据确定瓶颈位置，进行优化以提高产能 [93][94] 问题9: 净债务与EBITDA比率低于2的长期预期以及是否有净债务目标 - 设定2倍为上限，随着每个FPSO上线，EBITDA将增加，债务与EBITDA比率将降至1以下；短期目标是2倍，之后希望保持在1以下，通过自由现金流降低债务，将多余现金返还给股东 [96][97][98] 问题10: 第一季度营运资金大量使用现金，第二季度有何指引 - 第一季度营运资金增加2.2亿美元主要是应收账款增加1.5亿美元和应付账款减少7000万美元；有两项非经常性项目相互抵消；第二季度应收账款应趋于平衡，预计应付账款持平，不预测有资金流出 [101][102][104] 问题11: 巴肯地区中期产量目标是否仍是20万桶/日，以及Liza一期瓶颈消除的关键环节 - 巴肯地区的主要作用是作为现金引擎，是否增加钻机将取决于公司回报和现金流需求；如果下半年油价保持强劲，考虑在第四季度增加第三台钻机，中期目标是恢复到20万桶/日，可能需要第四台钻机；Liza一期瓶颈消除项目正在进行工程设计，主要是管道更改等以减少摩擦 [105][106][108] 问题12: 圭亚那今年剩余时间和明年上半年钻探计划的关键问题 - 今年勘探评估计划的三个目标：评估现有发现以确定第五和第六艘FPSO的位置；继续勘探坎帕阶以填补前景区域；在桑托阶进行更深层钻探以增加可采资源 [113][114][115] 问题13: 巴肯地区是否还有类似可剥离的资产，以及墨西哥湾在维持产量方面的情况 - 已出售的巴肯地区资产是一次性机会，其余大部分库存是高回报位置，是公司重要的现金流来源；墨西哥湾是重要的现金引擎和高回报机会平台，有库存可维持产量短期稳定，还有一些高回报机会和勘探区块，投资将取决于公司回报和现金流需求 [123][126][127] 问题14: 巴肯地区过去三年每口井资本支出改善是否与井的情况可比，以及净运营亏损（NOL）和税率变化对其利用的影响 - 过去三年巴肯地区钻的井类型相同，成本下降是由于精益制造和技术进步；目前关于税收政策细节不足，公司有大量净运营亏损结转，可减轻税率增加或折旧方法变化的影响 [133][135][138] 问题15: 在Stabroek区块东南部勘探时，是否有同时钻探坎帕阶和桑托阶的机会，以及未来勘探是否有重大风险前景可能改变开发计划 - 桑托阶位于整个Liza复合体之下，需要更多钻探来了解；今年将通过加深坎帕阶勘探井和独立桑托阶钻探来获取更多信息；该区块仍有显著的勘探前景，合作伙伴埃克森美孚认为有潜力使已发现资源翻倍 [140][142][144] 问题16: 圭亚那资产对现金回报策略的影响，以及FPSO部署时间表是否有加速因素 - 百分比公式更适用于页岩生产商，公司有可持续和行业领先的现金流增长，优先偿还定期贷款，之后大部分自由现金流将返还给股东；今年的勘探评估计划旨在确定第五和第六艘FPSO的位置，目标是每年部署一艘，目前按此节奏推进 [146][147][149] 问题17: 上半年针对桑托阶钻探的井有哪些，以及是否有专门的桑托阶测试 - 上半年Longtail - 3井和Whiptail井将有延伸至桑托阶的部分；至少会有一次专门针对桑托阶的测试 [151][152][153] 问题18: 埃克森美孚所说的勘探计划使储量翻倍是否包括桑托阶 - 包括桑托阶 [154]

公司业务布局 - 公司是全球勘探与生产公司，生产业务主要位于美国、圭亚那、马来西亚/泰国联合开发区、马来西亚和丹麦，勘探活动主要在圭亚那近海、美国墨西哥湾、苏里南近海和加拿大[30] 圭亚那斯塔布罗克区块项目情况 - 圭亚那近海斯塔布罗克区块（公司占30%权益）已宣布18个重大发现[30] - 莉莎一期开发项目于2019年12月实现首次生产，2020年12月达到约12万桶/日的铭牌产能[30] - 莉莎二期开发项目于2019年第二季度获批，预计2022年初实现首次生产，产能约22万桶/日[30] - 帕亚拉开发项目于2020年第三季度获批，预计2024年实现首次生产，产能约22万桶/日[30] - 斯塔布罗克区块已发现资源预计可支撑多达10艘浮式生产储油卸油船，前5艘到2026年总产量将超75万桶/日[30] - 圭亚那Stabroek区块（公司占30%）面积约660万英亩，预计到2026年，前5艘浮式生产储油卸油船（FPSO）的总产量将超过75万桶/日[44] - 2020年，公司在Stabroek区块钻探了Uaru、Yellowtail和Redtail等勘探和评价井，分别遇到约94英尺、69英尺和232英尺的优质含油砂岩储层[47][48] - 公司在圭亚那斯塔布罗克区块（持股30%）宣布了18项重大发现，预计到2026年，前5座浮式生产储卸油装置（FPSO）产量将超75万桶/日[30][44][45] - 圭亚那斯塔布罗克区块的莉莎一期开发项目于2019年12月开始产油，2020年12月达到12万桶/日的铭牌产能；莉莎二期开发项目预计2022年初投产，产能约为22万桶/日[30][45] - 2020 - 2021年在Stabroek区块钻多口勘探和评估井，如Uaru - 1井遇约94英尺优质含油砂岩储层[47] - Payara油田预计2024年首次投产，产能达22万桶/日，公司净开发成本约18亿美元[46] 中游运营部门情况 - 截至2020年12月31日，公司中游运营部门持有Hess Midstream LP 47%的合并所有权权益[31] - 中游运营部门主要在北达科他州威利斯顿盆地的巴肯页岩区提供基于费用的服务[31] - 2020年底，公司对Hess Midstream LP的合并所有权权益为47%，主要在北达科他州威利斯顿盆地的巴肯页岩区提供收费服务[31] 原油价格指标变化 - 2020年12月31日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39.77美元（2019年：55.73美元），布伦特原油价格为每桶43.43美元（2019年：62.54美元）[32] - 2020年美国北达科他州原油每桶平均售价（含套期保值）42.63美元，2019年为53.19美元，2018年为56.90美元[59] - 2020年全球原油每桶平均售价（含套期保值）44.28美元，2019年为56.77美元，2018年为60.77美元[59] - 2020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39.77美元/桶（2019年：55.73美元/桶），布伦特原油价格为43.43美元/桶（2019年：62.54美元/桶）[32] 已探明储量指标变化 - 2020年12月31日，公司总已探明开发和未开发储量中，美国为117000万桶油当量（2019年：119700万桶油当量），圭亚那为21800万桶油当量（2019年：8700万桶油当量）等[32] - 2020年12月31日，按油当量计算，已探明未开发储量占公司总已探明储量的30%（2019年：38%）；产量分成合同下持有的已探明储量分别占公司原油储量的28%和天然气储量的48%（2019年：分别为12%和43%）[34] - 2020年12月31日，公司总已探明开发和未开发储量为11.7亿桶油当量（2019年：11.97亿桶油当量），其中已探明未开发储量占比30%（2019年：38%）[32][34] 产量指标变化 - 2020年全球原油、天然气凝析液和天然气净产量分别为65110千桶、22392千桶和202929千立方英尺（2019年分别为61634千桶、17092千桶和208649千立方英尺）[36] - 2020年公司在北达科他州巴肯地区持有约53.2万净英亩土地，平均净产量为19.3万桶油当量/日；2020年将分段压裂井的平均成本从每口井680万美元降至620万美元[39] - 2021年公司计划在北达科他州运营2台钻机，钻探约55口井并投产约45口井，预计全年平均净产量约为17万桶油当量/日；Tioga天然气厂计划停产约45天进行维护和扩建，预计将使2021年平均净产量减少约7500桶油当量/日[40] - 2020年11月，公司以4.82亿美元的净收益出售了其在深水中部墨西哥湾Shenzi油田28%的工作权益，2020年该油田的净产量份额为9000桶油当量/日[43] - 2020年，利比亚陆上Waha特许权区的净产量平均为4000桶油当量/日（2019年：21000桶油当量/日，2018年：20000桶油当量/日）；2020年12月31日，公司在利比亚的净投资约为8500万美元[54] - 2020年，公司全球原油、天然气凝析液和天然气净产量为1.21亿桶油当量（2019年：1.14亿桶油当量；2018年：1.01亿桶油当量）[36] - 2020年底，公司在巴肯持有约53.2万净英亩土地，2020年平均净产量为19.3万桶油当量/日，2020年将封堵射孔井的平均成本从2019年的680万美元/井降至620万美元/井[39] - 2021年，公司计划在巴肯运营2台钻机，钻约55口井并投产约45口井，预计全年平均净产量约为17万桶油当量/日[40] - 2020年11月，公司出售了墨西哥湾深水区申齐油田28%的工作权益，净收益为4.82亿美元，2020年该油田净产量份额为9000桶油当量/日[43] - 2020年利比亚陆上Waha特许权区净产量平均4000桶油当量/日，2019年为21000桶油当量/日，2018年为20000桶油当量/日[54] 天然气销售承诺情况 - 公司天然气销售承诺方面，泰国湾JDA项目2025年前每年约800亿立方英尺，2026 - 2027年每年约400亿立方英尺；马来西亚半岛近海项目2024年前每年约550亿立方英尺；总承诺产量约7100亿立方英尺；巴肯地区天然气和NGL总承诺约1亿桶油当量[57] - 泰国湾JDA有天然气年度最低净销售承诺，2025年前约800亿立方英尺/年，2026 - 2027年约400亿立方英尺/年[57] 天然气价格指标变化 - 2020年美国北达科他州天然气每百万立方英尺平均售价1.27美元，2019年为1.59美元，2018年为2.42美元[59] - 2020年全球天然气每百万立方英尺平均售价2.98美元，2019年为3.90美元，2018年为4.18美元[59] - 2020年全球天然气平均售价为2.98美元/千立方英尺，2019年为3.90美元/千立方英尺，2018年为4.18美元/千立方英尺[59] 生产成本指标变化 - 2020年全球每桶油当量平均生产成本15.19美元，2019年为14.93美元，2018年为15.73美元[59] - 2020年全球平均每桶油当量生产（开采）成本为15.19美元，2019年为14.93美元，2018年为15.73美元[59] 未开发面积情况 - 截至2020年12月31日，公司未开发总面积为2.1972亿英亩，净面积为6098万英亩，其中59%的净未开发面积预计未来三年到期[63][64] - 2020年末公司净未开发面积为609.8万英亩，其中59%预计未来三年到期[63][64] 公司股权交易情况 - 2015年7月1日，公司将HIP 50%股权出售给GIP，获得约26亿美元[68] - 2019年12月16日，Hess Midstream Partners收购HIP，公司获得3.01亿美元现金和约1.15亿股新发行的HESM Opco B类股[71] - 2015年7月1日，公司将Hess Infrastructure Partners LP 50%股权出售给GIP，售价约26亿美元[68] - 2017年4月10日，HIP完成首次公开募股，发行1699.7万股普通股，占子公司Hess Midstream Partners LP 30.5%有限合伙权益，净收益约3.655亿美元[69] - 2019年3月1日，HIP以2.25亿美元现金收购Hess现有巴肯水服务业务，交易产生税后收益7800万美元[70] - 2019年3月22日，HIP和Hess Midstream Partners以约9000万美元现金收购原油和天然气集输资产，未来可能有最高1000万美元或有付款[70] - 2019年12月16日，Hess Midstream Partners收购HIP，Hess获3.01亿美元现金和约1.15亿股新发行的HESM Opco B类股，收购后Hess Midstream A类股公众股东占合并实体6%，Hess和GIP各占47%[71] 管道及设施情况 - 截至2020年12月31日，天然气集输和压缩系统约1350英里管道，当前容量达4.5亿立方英尺/天，压缩容量约3.1亿立方英尺/天，2020年增加约7000万立方英尺/天[72] - 原油集输系统约550英里管道，当前容量达24万桶/天，Hawkeye Oil Facility贡献约7.5万桶/天[74] - 2020年，Tioga天然气处理厂完成扩建，预计2021年新增1.5亿立方英尺/天处理能力，总处理能力达4亿立方英尺/天[77] - 截至2020年12月31日，五座水处理和处置设施投入使用，总容量7万桶/天，第三方运营的十二座设施许可处置容量约17万桶/天[77] - 截至2020年12月31日，公司有5座水处理和处置设施投入使用，总处理能力为7万桶/天[77] - 第三方运营的12座水处理和处置设施的总许可处置能力约为17万桶/天[77] 保险情况 - 保险方面，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12.7亿美元[83] - 公司为第三方提供的一般责任和突发意外污染保险最高可达8.5亿美元[83] - 保险方面，财产物理损坏和突发意外污染第一方保险，前4亿美元由行业互助保险集团提供，超过部分最高达12.7亿美元，第三方责任保险最高达8.5亿美元[83] 环境修复支出情况 - 2020年公司在环境修复方面支出约1500万美元[87] - 2020年公司花费约1500万美元用于环境修复[87] 员工情况 - 截至2020年12月31日，公司全球员工总数为1621人[89] - 2020年公司维持或改善了初级和中级管理人员及专业人员的多元化状况[94] - 2020年公司高管和高级管理人员中女性占比13%，美国本土员工中少数族裔占比13%[95] - 2020年公司初级和中级管理人员中女性占比23%，美国本土员工中少数族裔占比20%[95] - 截至2020年12月31日，公司全球员工总数为1621人，其中美国1405人、JDA地区140人、其他地区76人[89][90] - 2020年公司各级岗位女性占比分别为：高管和高级官员13%、中基层管理人员23%、专业人员32%、其他人员17%，总体占比26%[95] - 2020年美国本土员工中少数族裔占比分别为：高管和高级官员13%、中基层管理人员20%、专业人员27%、其他人员16%，总体占比22%[95] 公司政策情况 - 公司制定年度激励计划，适用于包括高管在内的所有员工[96] - 公司出台政策，确保因新冠疫情影响工作的员工薪酬和福利不受负面影响[97] 公司高管情况 - 截至2021年3月1日，公司首席执行官John B. Hess年龄66岁，1983年成为高管，1995年起担任首席执行官[98] - 公司总裁兼首席运营官Gregory P. Hill年龄59岁，2009年成为高管，2014年起担任首席运营官[98] - 公司执行副总裁、总法律顾问等职务的Timothy B. Goodell年龄63岁，2009年成为高管，2009年起担任总法律顾问[98] - 公司执行副总裁兼首席财务官John P. Rielly年龄58岁，2002年成为高管，2004年起担任首席财务官[98] - 公司高级副总裁、技术和服务负责人Richard Lynch年龄63岁，2018年成为高管，2018年起担任该职务[98] - 公司高级副总裁、全球生产负责人Gerbert Schoonman年龄55岁，2020年成为高管，2020年1月起担任该职务[98] - 公司高级副总裁、人力资源和办公室管理负责人Andrew Slentz年龄59岁，2016年成为高管，2016年4月起负责人力资源[98] - 公司首席执行官John B

业绩总结 - Hess Corporation截至2020年9月30日的现金为13亿美元，总流动性为48亿美元[7] - 2020年E&P资本和勘探预算减少40%，降至18亿美元[20] - 2020年现金成本减少2.75亿美元，降幅为0%[22] - 2020年实现了超过30%的现金成本降低，单位成本降至每桶10美元以下[46] 用户数据 - 盖亚纳的18个发现已交付约90亿桶可回收资源，仍有数十亿桶的勘探潜力[7] - Bakken的净可采资源约为24亿桶油当量（BBOE），其中约21亿桶尚未生产[60] - Bakken的平均2020年初期产量（IP180）约为110千桶油当量（MBO）[60] 未来展望 - 预计到2026年，整体生产能力将超过750千桶油当量（MBOD）[52] - 未来大部分自由现金流将用于债务减少、增加股息和机会性股票回购[28] 新产品和新技术研发 - Liza Phase 1的日产能力为120千桶油当量（MBO/D），Liza Phase 2和Payara的日产能力均为220千桶油当量（MBO/D）[52] - Liza Phase 1的总开发成本从44亿美元减少至35亿美元，下降约20.5%[49] 市场扩张和并购 - 盖亚纳Stabroek区块的总可回收资源约为90亿桶油当量（BBOE）[49] - 盖亚纳的油田开发被认为是行业领先的低成本项目，具有显著的现金流增长潜力[69] 负面信息 - 2020年计划维持Bakken地区的单钻机作业，直到WTI油价达到约50美元/桶[7] - 2020年Bakken的资本支出减少超过50%，降至约6.8亿美元[60] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在低油价环境中优先考虑现金保留和核心运营能力的维护[6] - 公司优先考虑债务减少和向股东返还资本，随着自由现金流的增长[69]