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 ...

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]

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