业绩总结 - Hess公司2021年第三季度净收入为1.15亿美元，相较于2020年第三季度的净亏损2.43亿美元有所改善[2] - 每股摊薄净收入为0.37美元，而2020年第三季度每股摊薄净亏损为0.80美元[2] - 调整后净收入为8600万美元，相较于2020年第三季度的调整后净亏损2.16亿美元显著改善[4] - 2021年第三季度的EBITDA为2.03亿美元[25] - 2021年截至9月30日的九个月内，公司的调整后净收入为6.52亿美元[27] 用户数据 - 2021年第三季度全球石油和天然气生产为284 MBOEPD，相较于2020年第三季度的321 MBOEPD下降[21] - 在北达科他州的生产量为148 MBOEPD，较2020年第三季度的198 MBOEPD下降50 MBOEPD[21] - 在圭亚那的生产量为32 MBOEPD，较2020年第三季度的19 MBOEPD增长13 MBOEPD[21] - 在马来西亚及JDA的生产量保持在50 MBOEPD，与2020年持平[21] 未来展望 - 2021年全年的生产指导（不包括利比亚）预计为295千桶油当量/天，第三季度实际为265千桶油当量/天[32] - 2021年第三季度的现金成本预计为每桶油当量12.00至12.50美元，实际为每桶油当量13.45美元[32] 新产品和新技术研发 - 2021年第三季度E&P资本和勘探支出为4.98亿美元，较2020年第三季度的3.31亿美元增长了50.4%[22] - 2021年第三季度圭亚那的E&P资本和勘探支出为2.64亿美元，较2020年第三季度的1.60亿美元增长了65%[22] 市场扩张和并购 - 2021年第三季度的中游部门收入为6100万美元，相较于2020年第三季度的5600万美元有所增长[18] - 2021年第三季度的中游关税收入为304百万美元，调整后的中游段收入为272百万美元[33] 负面信息 - 2021年第三季度的全球石油和天然气生产量下降，显示出生产减少的影响[21] - 2021年截至9月30日的E&P资本和勘探支出为12.36亿美元，较2020年同期的14.15亿美元下降了5.6%[23] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第三季度的销售和其他经营收入为1.78亿美元，较2020年第三季度持平[25] - 2021年第三季度的生产成本为每桶24.53美元[25] - Hess在2021年第四季度的净土地面积为458,000英亩[45]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度净收入为1.15亿美元，而第二季度净亏损7300万美元；调整后，第三季度净收入为8600万美元，第二季度为7400万美元，第三季度收益包括出售丹麦权益的税后收益2900万美元 [44] - 第三季度末，不包括中游业务，现金及现金等价物为24.1亿美元，总流动性为60亿美元（包括可用承诺信贷额度），债务和融资租赁义务总计61亿美元 [49] - 第三季度经营活动提供的净现金在营运资金变动前为6.31亿美元，变动后为6.15亿美元；第二季度分别为6.59亿美元和7.85亿美元 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P） - 调整后，2021年第三季度净收入为1.49亿美元，上一季度为1.22亿美元；原油、NGL和天然气实现售价提高使收益增加1.1亿美元，销量降低使收益减少1.47亿美元，其他因素综合使第三季度收益增加2700万美元 [45] - 第三季度销量低于第二季度，主要因墨西哥湾飓风停机、马来西亚计划维护停机和提名减少以及巴肯地区Tioga天然气厂维护周转导致销量下降 [46] - 圭亚那第三季度出售三批100万桶原油货物，上一季度为两批；第三季度E&P销量较产量少约17.5万桶，对本季度税后结果影响不大 [47] 中游业务 - 2021年第三季度净收入为6100万美元，上一季度为7600万美元；第三季度结果包括Tioga天然气厂维护周转成本 [48] - 第三季度中游业务EBITDA（扣除非控股权益前）为2.03亿美元，上一季度为2.29亿美元 [48] 各个市场数据和关键指标变化 巴肯地区 - 第三季度净产量平均为14.8万桶油当量/日，高于约14.5万桶油当量/日的指引；预计第四季度净产量平均在15.5 - 16万桶油当量/日，2021年全年预计平均约15.5万桶油当量/日 [27] - 第三季度钻了18口井，投产19口新井；预计第四季度钻约19口井，投产约18口新井；2021年全年预计钻约65口井，投产约50口新井 [28] 墨西哥湾 - 第三季度净产量平均为3.2万桶油当量/日，低于3.5 - 4万桶油当量/日的指引范围；预计第四季度净产量平均在4 - 4.5万桶油当量/日，2021年全年预计约4.5万桶油当量/日 [30][31] 东南亚 - 第三季度净产量为5万桶油当量/日，符合5 - 5.5万桶油当量/日的指引；预计第四季度净产量平均约6.5万桶油当量/日，2021年全年预计约6万桶油当量/日 [32] 圭亚那 - 第三季度Liza一期综合体原油总产量平均为12.4万桶/日，公司净产量为3.2万桶/日；预计第四季度和2021年全年Liza一期净产量平均约3万桶/日 [33][34] - Liza二期开发预计2022年初投产，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，产能约25万桶油/日 [18][19][20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是扩大资源基础、降低供应成本、维持现金流增长，同时实现行业领先的环境、社会和治理绩效与披露 [12] - 通过投资高回报、低成本机会，构建了短周期和长周期资产平衡的差异化投资组合，巴肯、墨西哥湾和东南亚是现金引擎，圭亚那是增长引擎 [13] - 预计到2027年，Stabroek区块至少有6艘FPSO，日产原油超100万桶，最多有10艘FPSO开发该区块已发现资源 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 气候变化是21世纪最大的科学挑战，世界需在未来20年将全球能源供应增长约20%，并在2050年实现净零排放；未来几十年仍需石油和天然气，预计未来10年全球油气投资每年至少4000亿美元，去年为3000亿美元，今年估计为3400亿美元 [9][11] - 公司有望在本十年末实现强劲持久的现金流增长，2020 - 2023年现金流预计复合年增长率为42%，比同行高50%，位居标普500指数前5% [14] - 公司保持财务实力和风险管理，偿还债务并出售资产增强了现金和流动性状况；Liza二期投产和债务减少预计使债务与EBITDAX比率低于2，并考虑增加对股东的现金回报 [15] 其他重要信息 - 公司在MSCI ESG评级中获得2021年AAA评级，此前连续10年获得AA评级，表明公司在管理特定行业ESG风险方面领先同行 [21] - 2022年公司购买了WTI和布伦特原油的领口期权，WTI领口期权为9万桶/日，底价60美元/桶，顶价90美元/桶；布伦特领口期权为6万桶/日，底价65美元/桶，顶价95美元/桶，成本1.61亿美元，将在2022年摊销 [56] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Liza二期从船只到达Stabroek区块到首油预计需要多久 - 公司表示目前坚定地朝着2022年初投产的目标推进，但无法给出更明确的时间 [62] 问题2: 如何看待未来项目阶段的通胀压力 - 前三个阶段受现有EPC合同保护，可免受成本增加影响；ExxonMobil采用“设计一个，建造多个”策略提高效率；Yellowtail项目最终成本需待项目获批后公布，即使成本增加，由于PSC的高效性，对项目整体回报影响不大，预计盈亏平衡油价在25 - 32美元/桶 [64][65] 问题3: 如何看待2022年的支出轨迹，以及Yellowtail项目成本是否会达到120亿美元 - 2022年巴肯地区因增加钻机和非运营合资井投票增加，预计资本支出增加约2.5亿美元；圭亚那开发支出预计约10亿美元，较今年增加约2.5亿美元；墨西哥湾和东南亚预计增加约2亿美元；Liza二期投产后预计带来10亿美元额外现金流；Yellowtail项目FTP已提交政府，成本较高但资源量大，财务回报出色，盈亏平衡成本在25 - 32美元/桶，具体成本待FTP获批后公布 [68][69][72] 问题4: 如何看待FPSO的生产优化 - 对于此类规模的开发项目，预计产能提升范围在10% - 20%，且通常只需较低投资，由于PSC的快速成本回收机制，这些优化措施盈利能力强 [74] 问题5: Liza一期的优化工作推迟到第一季度的原因 - 推迟是为了让运营商在船只停机时同时进行其他计划的维护和检查工作，提高效率 [76][80] 问题6: 圭亚那天然气资源的开发计划和时间表 - 天然气发电项目处于设计阶段，完成后将在获批后分享项目细节；长期天然气解决方案正在研究中，未来五年甚至更长时间内无需担忧，天然气用于油藏压力维护可提高采收率，具有增强石油回收效果 [81] 问题7: 净债务与EBITDA比率低于2倍后，如何看待现金回报股东的方式和比例 - 公司战略是先增加股息，随着各FPSO投产带来更多自由现金流，将逐步增加股息，并考虑进行机会性股票回购 [83] 问题8: 净债务与EBITDA比率的最终目标是多少 - 公司希望比率低于1倍，随着各FPSO投产，EBITDA大幅增加，比率将很快降至1倍以下 [85] 问题9: 达到巴肯地区最优产量后，出售中游资产是否合理 - 公司对中游投资满意，中游业务为E&P资产增加了差异化价值，提供了向高价值市场输送的选择，有助于提高天然气捕获率和降低燃烧率；此前的股权出售是为了增加流通股和优化资本结构；公司和GIP致力于最大化Hess Midstream的长期价值 [88][89] 问题10: 为何采用领口期权策略进行套期保值 - 套期保值策略与过去一致，旨在为股东提供显著的下行保护，同时保留大部分上行空间；使用高顶价领口期权降低了项目成本，且公司仍有机会从高于套期保值底价的油价中获得额外现金流；公司未对天然气、NGL和部分石油产量进行套期保值 [93][94] 问题11: 巴肯地区在何种油价下会从自由现金流策略转向增长策略 - 巴肯地区的主要作用是作为现金引擎，增加钻机的决策将取决于回报和公司现金流状况；在60美元/桶的WTI油价下，有2200个未来开发地点；公司希望将巴肯地区产量提高到20万桶/日以最大化自由现金流，根据市场情况，可能在明年年底考虑增加第四台钻机；最多运行4台钻机可使巴肯地区产量达到20万桶/日左右，并维持近十年，届时将产生7.5 - 10亿美元的自由现金流 [96][97][98] 问题12: 资源估计增加的组成部分，以及近期发现的砂岩质量和一致性对未来钻探的影响 - 资源估计增加主要来自Whiptail - 1、Whiptail - 2、Pinktail和Cataback的新发现；近期发现的砂岩质量都非常好；这些发现证实了从Turbot到Liza及更北地区的东部沿海地区是优质储层岩石；2022年的勘探和评估计划包括继续开发上坎帕阶储层的前景、对更深地层进行更多钻探以及评估已有的发现 [101][103][104] 问题13: Yellowtail项目的井数和海底站点配置是否确定，以及预计总成本 - 井数和海底站点配置仍在与合作伙伴讨论中，最终项目细节将在最终获批后公布；Yellowtail项目具有世界级的经济效益和回报，尽管成本较高，但资源量更大，盈亏平衡油价在25 - 32美元/桶 [106][107] 问题14: 2022年资本支出增加是否约为25亿美元（不包括勘探费用） - 2022年资本支出预计较今年增加7亿美元（包括勘探费用），Liza二期投产后预计带来10亿美元额外现金流，巴肯地区产量增加也将带来额外现金流 [111][112]

业绩总结 - Hess Corporation在2021年6月30日的现金为24.2亿美元，总流动性为61亿美元[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对150 MBOD的产量进行了对冲，WTI价格为55美元/桶，布伦特价格为60美元/桶[7][9] - 2021年，Hess Corporation的现金成本预计将减少约20%，降至每桶11.50美元[17] - 2020年至2023年，Hess Corporation的现金流量年复合增长率（CFFO CAGR）预计将达到15%[10] - Hess公司的现金流从2020年到2023年的复合年增长率（CAGR）预计为41%，领先于同行业和标准普尔500指数的其他公司[69] 用户数据 - 盖亚纳的净产量预计为60000桶油当量每日（MBOED）[55] - 2021年，Bakken地区的净产量预计为155-160 MBOED[62] 未来展望 - 预计到2027年，Hess Corporation在Stabroek区将有至少6个FPSO的潜力[17] - 预计到2027年，Stabroek区块将至少有6个浮式生产储油船（FPSOs）投入使用[23] 新产品和新技术研发 - Liza Phase 1的开发成本从44亿美元减少至35亿美元，Liza Phase 2和Payara的开发预计分别在2022年和2024年启动[20] - 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[7] 市场扩张和并购 - Hess Corporation在圭亚那的发现已交付超过90亿桶的可回收资源，且仍有数十亿桶的勘探潜力[18] - Hess公司在Bakken地区的净可采资源预计为22亿桶油当量（BBOE）[62] - 2021年，Hess公司计划在Bakken地区上线约50口新井[66] 负面信息 - Hess Corporation在2014年至2020年间，减少了46%的温室气体排放强度，超出25%的目标[14] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年，Hess Corporation计划将未来自由现金流的主要部分用于债务减少、增加股息和机会性股票回购[10] - 盖亚纳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[70]

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 June 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 (Registrant's Telephone Number, Including Area Code is (212) 997-8500) Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act ...

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]