财务数据和关键指标变化 - 2022年公司营收和EBITDAX创纪录，得益于油价上涨和2021年末收购Oxy加纳资产 [12] - 2022年公司自由现金流约3.5亿美元，使公司在当年偿还超4亿美元债务，年末净债务低于目标的1.5倍 [58] - 2023年公司目标资本支出在7 - 7.5亿美元之间，与2022年水平一致 [39] - 按当前油价，2023年公司预计产生1 - 2亿美元自由现金流，优先用于偿还债务 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 2021年末公司增持Jubilee权益至近40%，预计该油田产量从2021年的7.5万桶/日增至2023年的9.5万桶/日 [60] - 2022年下半年运营成本较上半年降低30%，2023年Jubilee运营成本预计毛额下降约15%，每桶成本降低约25% [30] 赤道几内亚业务 - 2022年主要成果是将Ceiba和Okume许可证延长至2040年，计划2023年第四季度开始三口井的加密钻探活动，预计全年产量与去年持平，年底产量将从目前约3万桶/日的毛产量上升 [31] - 2023年第一季度，公司获得Block EG - 01的24%工作权益 [32] 墨西哥湾业务 - 2023年主要关注生产优化、Kodiak三口井的修井计划以及Tiberius基础设施勘探井 [64][65] 毛里塔尼亚和塞内加尔业务 - Tortue Phase 1项目完成约90%，FPSO已离开中国船厂，预计第二季度抵达西非，四口井已钻探完成，海底管道安装工作即将开始 [34][35] - 近期合作伙伴批准Tortue第二阶段的LNG概念选择，采用重力式结构（GBS），预计增加250 - 300万吨/年的LNG产能，合作伙伴将在未来一年优化项目规模、成本和进度 [36] - 公司与毛里塔尼亚政府签署BirAllah新的PSC协议，正与合作伙伴推进LNG出口方案 [37] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司2P储量从2017年末的约2亿桶油当量增至2022年末的约5.5亿桶油当量，储量寿命超20年，油和气比例接近50:50 [7][53] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与合作伙伴合作开发新天然气资源，供应全球和非洲国内能源市场，既增加出口LNG收入用于基础设施建设，又扩大非洲国家电力供应 [4] - 未来一年公司目标产量增长约50%，将当前和计划活动产生的现金流选择性再投资于天然气资产组合中最具吸引力的机会 [5] - 公司采取逆势策略，专注海上业务，进行三项战略增值收购，同时推进一系列有机增长项目 [6] - 公司计划将资产组合从石油向天然气和LNG转移，以满足全球能源需求，特别是非洲的需求，认为行业对未来能源需求投资不足，公司有机会脱颖而出 [20][21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年是公司重要的转折点，预计下半年资本支出下降、产量上升，实现重大拐点 [42] - 公司拥有高质量、多元化的资产组合，具有长期价值创造潜力，预计2022 - 2024年生产增长约50%，资产有望产生大量自由现金流 [74] 其他重要信息 - 公司在ESG方面表现出色，MSCI将公司评为AAA级，位列行业前20%，连续三年被《新闻周刊》和Statista评为美国最具责任感的公司之一 [10] - 公司在加纳的创新中心与万事达卡基金会合作，将扩大项目规模 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请介绍Tortue Phase 2选择重力式结构（GBS）的过程、优势和妥协之处 - 选择GBS是综合考虑市场条件、成本效率、运营灵活性和融资灵活性的结果，该结构将大量利用Phase 1的基础设施，资本贡献小，成本具有竞争力，预计在约12个月后进入预前端工程设计（pre - feed）阶段 [48][78][98] 问题2: Jubilee Southeast三口井的重要性及成果 - 三口井的钻探结果超出预期，不仅在更多油层发现储量，还显示与主Jubilee油田的连通性，降低了该区域的地下风险，为后续开发提供了更多潜力 [29][52][81] 问题3: TEN资产的中期前景及发展机会 - TEN储量减少约3.5%，有一定的未来潜力，将是油和气的组合开发，但规模小于预期，公司将在资本分配时考虑其与其他机会的竞争 [107][108] 问题4: 实现Tortue Phase 1年底首气的关键因素 - 关键因素包括FPSO第二季度到达现场、FLNG船第二季度离开新加坡并在第三季度到达、海底安装工作在第三季度至第四季度初完成并机械完工 [85][86] 问题5: 2024年无Phase 2情况下的自由现金流参数 - 2023年年中Jubilee Southeast开始投产，资本投入结束，Tortue Phase 1年底完成后资本支出持续下降，2024年初Tortue和Winterfell投产，自由现金流将逐步增加，公司将根据情况将增量自由现金流用于未来增长、债务偿还和股东回报 [114] 问题6: GBS与浮动式结构的周期时间比较及风险评估 - GBS的周期时间具有竞争力，因为有更广泛的施工场地选择，且该结构是成熟的开发方法，没有增加复杂性和运营风险 [117][136] 问题7: Kodiak修井对墨西哥湾产量的影响 - 预计净增产量几千桶/日 [119] 问题8: 制裁Tortue Phase 2是否需要LNG承购合同，以及Phase 1货物重新定价的可能性 - Phase 2资本投入低，制裁前不需要全部签订销售合同，公司今年将进入市场探讨销售灵活性，包括固定和现货销售；与BP Gas Marketing的合同分歧已提交仲裁，预计2024年年中开始使用货物优化选项 [120][121] 问题9: Yakaar - Teranga和BirAllah项目的压力情况 - 这是积极的情况，各方在资源开发上有共识，Yakaar - Teranga将有国内项目部分，公司将继续推进这些项目，未来可能会选择投资项目和引入合作伙伴 [123][124] 问题10: GBS概念的资本支出参数及当地内容建设 - 目前无法给出具体资本支出参数，但上游成本预计低于之前的10亿美元估计，GBS在成本和融资上比浮动式结构更具优势，公司将结合当地内容，通过市场调研找到最具成本效益的建设方式 [126][127] 问题11: Akeng Deep区块的合作伙伴 - 文档未提及具体回答内容 [128] 问题12: 2023年自由现金流指导与2022年结果的比较及影响因素 - 2023年预计产量增加，但油价预测降低，这是对自由现金流影响最大的因素，运营成本略有上升，但每桶成本因产量增加而降低，套期保值不再是不利因素 [163] 问题13: 股东回报是否是2024年的故事 - 正确，2023年所有自由现金流将用于改善资产负债表，2024年及以后将根据油价和项目情况，与董事会积极讨论股东回报政策 [164]

业绩总结 - 2022年公司记录收入和EBITDAX分别为25亿美元和23亿美元[15] - 2022年第四季度净产量约为58,700桶油当量/天[35] - 2022年记录收入约为23亿美元，EBITDAX约为14亿美元[51] - 2022年流动性达到12亿美元，杠杆率降至1.8倍[15] - 2022年油气及天然气液体的产量比例约为81%/11%/8%[76] 用户数据 - 预计2023年第一季度日产量为58,000至61,000桶油当量（boe）[76] - 2023财年预计日产量为65,000至69,000桶油当量[76] - 2023年第一季度在加纳预计有3个货物，赤道几内亚预计有1个货物[76] - 2023财年在加纳预计有15个货物，赤道几内亚预计有3.5个货物[76] 未来展望 - 预计2022-2024年生产增长目标超过50%[11] - 预计2023年下半年自由现金流将出现拐点[11] - 2023年预计净产量为14,000至15,000桶油当量/天[40] - Jubilee Southeast预计在2023年产生1亿至2亿美元的自由现金流[45] - Tortue Phase 1预计在2023年第四季度实现首次天然气生产[42] 新产品和新技术研发 - 公司在非洲的LNG开发将帮助发达国家多样化供应[21] - 公司致力于减少投资组合的碳强度，向气体销售转型[21] 财务数据 - 2023年资本支出预计为7亿至7.5亿美元，40%用于维护，60%用于增长[64] - 2023年预计毛利为28至30百万美元，2023财年预计毛利为110至120百万美元[76] - 2023年预计总收入为200至225百万美元，2023财年预计总收入为700至750百万美元[76] - 预计2023年毛利运营支出（Opex）在毛里塔尼亚和塞内加尔预计为3000万美元[76] 运营成本 - 每桶运营支出约为20.2美元[35] - 每桶折旧、摊销和减值费用约为17.8美元[35] - 2023年第一季度每桶油价格预期为14.50至16.50美元，2023财年预期为13.50至15.50美元[76] 其他信息 - 2022年2P储量约为550百万桶油当量（mmboe），1P储量约为280百万桶油当量[7][9] - 2P储量的生产寿命超过20年，1P储量的生产寿命约为12年[9] - 公司在毛利和液体与气体的比例上保持约50:50的分配[9] - 2022年2P储量的替代比率表现强劲，显示出持续的增长潜力[9] - 2022年净债务与EBITDAX比率目标已达成，低于1.5倍[51]

财务数据和关键指标变化 - 年初至今净债务减少约5亿美元，EBITDAX在第三季度约为3.01亿美元，与2021年第三季度相比增长近4倍，主要因产量增加和实现价格提高 [39][40] - 本季度产生约3000万美元自由现金流，年初至今达到约3.2亿美元，强劲的EBITDAX表现使杠杆率达到年底目标的1.5倍，并有望进一步改善 [41] - 预计2022年EBITDAX约为15亿美元，平均油价约为每桶100美元，流动性在过去一年持续增长，目前仍超过10亿美元 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 加纳Jubilee油田本季度总产量约为每天6.9万桶，已提前开始钻探Jubilee东南三口井中的第一口井，Jubilee FPSO运营和维护交接后效果良好，设施正常运行时间超过98% [18][19] - TEN油田本季度总产量约为每天2.2万桶，EN - 21井于9月下旬投产，两口立管井数据将用于TEN扩张计划，未来将聚焦已证实的油气聚集区 [20] - 赤道几内亚本季度总产量约为每天3万桶，合作伙伴已签订明年钻井合同，计划于2023年下半年开始作业 [21] - 墨西哥湾净产量为每天4.07万桶油当量，略低于预期，主要因Delta House延长检修和Tornado生产受影响，Kodiak三号井9月中旬投产，目前净产量约为每天1.8万桶油当量 [22][24] 天然气业务 - 毛里塔尼亚和塞内加尔的Tortue一期LNG项目完成约85%，已钻四口井，总产能约为每天7亿标准立方英尺，浮式LNG船预计2023年上半年启航，FPSO受台风影响预计年底启航，目标2023年底产出首批LNG [28][33] - 与毛里塔尼亚政府签署BirAllah项目PSC，有30个月时间达成最终投资决策，预计采用类似Tortue的分阶段开发方式 [36] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来两年计划通过优化现有生产和新项目投产，将油气产量提高约50%，并将投资重点放在高收益、低成本、低排放的项目上 [10] - 长期来看，公司计划将投资组合从石油转向天然气和LNG，以满足全球能源需求和支持能源转型 [11] - 公司强调资本纪律，专注于最具增值潜力的项目，同时保持资产负债表稳健，持续降低债务和杠杆率 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前世界面临能源挑战，需要平衡可负担性、安全性和清洁性，公司拥有合适的战略和投资组合，能够在解决能源问题中发挥重要作用 [7] - 公司对未来发展充满信心，认为自身具备高质量资产、低成本高利润项目、经验丰富的管理团队和良好的ESG记录，能够为股东创造长期价值 [12][14] 其他重要信息 - MSCI将公司ESG评级提升至最高的AAA级，认可公司在环境、社会和治理方面的承诺和进展 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: FPSO的启航日期及资产结构是否受损 - 受台风影响，FPSO系泊线受损，船只移动200米，目前已返回并完成检查，未发现重大结构损坏，预计年底启航，仍有望在2023年底产出首批LNG [56][57] 问题2: 从现在到2023年底，投资界应关注哪些里程碑以判断项目是否按计划进行 - 需关注五个工作流程的里程碑，包括第一季度末完成所有井的作业，第一季度末完成枢纽终端调试，浮式LNG船上半年从新加坡启航，第三季度到达并连接，第二季度完成海底深水管道和输油管线铺设，FPSO年底启航，90天后到达并连接，随后引入天然气，年底产出首批LNG [58][60] 问题3: GTA二期项目中政府参与对项目范围、时间和交易对手保证的影响 - 政府参与使项目需考虑与欧洲的贸易关系和能源安全，涉及重新审视项目概念，目前进展顺利，运营商本月有望提出包含各方反馈的提案，推动项目进入前端工程设计和建设阶段 [66][68] 问题4: 若可控制路径，是否更倾向于规模较小但速度较快的二期项目 - 公司强调这并非个人意愿，而是要考虑合作伙伴利益，目前各方共识是充分利用一期基础设施，实现低成本项目，关键在于找到最佳液化解决方案和建设时机 [70] 问题5: 从财务角度看，一期现金流是否能使二期建设实现现金中性或正向现金流 - 公司认为一期现金流可支持二期进行适度上游投资，且有机会实现更好的现金流状况，天然气和石油价格环境以及货物销售机会将带来额外收益 [75][77] 问题6: 墨西哥湾Tiberius前景的来源和测试时间表 - Tiberius是外威尔科克斯地区为数不多的未测试的四方前景之一，地质条件优越，资源规模超过1亿桶，计划年中钻探，符合公司战略 [78] 问题7: TEN两口战略井结果不佳对短期和中期的影响及后续计划 - 这两口井为评估井，目的是测试区域并校准地震数据，虽结果未达预期，但有助于更好了解该区域资源质量，后续将聚焦有井控的油气聚集区，制定风险合适的开发计划 [84][85] 问题8: 公司达到年底杠杆目标后，是否会考虑股息或回购，何时更新相关信息 - 公司近期目标是在可持续油价下将杠杆率降至1.5倍，目前仍需进一步降低债务，若油价保持当前水平，预计明年下半年可开始讨论股东回报，倾向于回购而非股息 [88][89] 问题9: 加纳合作伙伴在确保伴生气销售协议方面的进展，以及几内亚天然气对2024年50%产量增长的贡献 - 目前Jubilee日产约1亿标准立方英尺天然气，即将结束基础产量阶段，正与政府讨论天然气销售合同，TEN项目将是油气综合开发，其天然气是产量增长的一部分，但占比相对较小，产量增长主要来自Tortue、Jubilee东南、Winterfell等项目 [92][93] 问题10: Jubilee潜在成本降低的更多细节，以及2023年资本支出情况 - 运营和维护责任从MODEC转移后，公司可通过优化工作范围和合同策略降低成本，第三季度生产成本低于预期，未来有望继续改善，2023年资本支出预计总体持平，公司将通过提高效率应对通胀压力 [97][101] 问题11: 公司面临通胀压力最大的领域 - 主要体现在深水钻机合同上，公司在Winterfell和Tiberias项目上积极应对，确保以合理价格获得设备，其他方面如Tortue、Jubilee东南等项目受通胀影响较小 [102][103] 问题12: 公司是否会继续参与BirAllah和Yakaar - Teranga项目开发，以及开发决策前是否需要进一步钻探 - 公司认为BirAllah项目可向欧洲提供低成本、低排放天然气，目前正在进行概念设计，目标是在30个月内达成最终投资决策，无需大量评估钻探；Yakaar - Teranga项目将优先满足赤道几内亚国内天然气需求，后续可能有出口机会 [110][114] 问题13: 赤道几内亚Panoro农场交易的战略或财务逻辑，以及考虑因素 - 交易主要是为了实现合作伙伴之间的利益一致，Panoro希望获得Albian未测试区域的勘探机会，该区域地质条件良好，具有较大潜力 [119][120]

勘探合作与权益费用 - 若壳牌对前四口勘探井中的发现进行评估，每获批一个评估计划需向公司支付5000万美元，总计上限1亿美元[123] 各地区产量数据 - 2022年第三季度，加纳产量平均约11.11万桶/日毛产量（3.69万桶/日净产量），其中朱比利产量平均约8.89万桶/日毛产量（3.26万桶/日净产量），TEN产量平均约2.22万桶/日毛产量（0.43万桶/日净产量）[124] - 2022年第三季度，美国墨西哥湾产量平均约1.47万桶油当量/日净产量（约83%为石油）[130] - 2022年第三季度，赤道几内亚产量平均约2.97万桶/日毛产量（0.93万桶/日净产量）[137] 权益变动影响 - 图洛行使优先购买权后，公司在朱比利单元区的权益从42.1%降至38.6%，在TEN油田的权益从28.1%降至20.4%，2022年净产量减少约4000桶/日，预计减少一次加纳货物运输，减少资本支出约3000万美元[128] 权益收购与合同签订 - 2022年3月和9月，公司分别花费960万美元和660万美元收购Winterfell地区额外权益，目前在绿峡谷部分区块的参与权益分别达到25.0%和37.8%[133] - 2022年6月，公司作为运营商为Odd Job油田签订1.316亿美元（毛额）合同，预计2024年年中投产，公司工作权益约54.9%[134] 权益转让与调整 - 2022年10月，公司与Panoro Energy ASA达成农场转让协议，将赤道几内亚S区块6.0%的参与权益转让，参与权益降至34.0%[138] - 公司在毛里塔尼亚新生产分成合同中的参与权益为28.0%，SMH完全行使回授权后，公司参与权益将降至约22.1%[139] 项目进展 - 大托尔图阿项目一期目标2023年第三季度首次产气，截至2022年第三季度末及之后取得多项进展[140] 石油销售数据 - 2022年第三季度石油销量445.8万桶，2021年同期为271.9万桶；2022年前三季度石油销量1602.8万桶，2021年同期为1134.9万桶[141] 油气财务指标变化 - 2022年第三季度油气总收入4.56056亿美元，2021年同期为1.98936亿美元，增长2.5712亿美元；2022年前三季度油气总收入17.35439亿美元，2021年同期为7.59455亿美元，增长9.75984亿美元[141][144][151] - 2022年第三季度油气生产成本6237.2万美元，2021年同期为5031.6万美元，增加1205.6万美元；2022年前三季度油气生产成本2.77264亿美元，2021年同期为2.11871亿美元，增加6539.3万美元[141][144][151] - 2022年第三季度勘探费用1721.5万美元，2021年同期为2398.2万美元，减少676.7万美元；2022年前三季度勘探费用1.18656亿美元，2021年同期为4145.2万美元，增加7720.4万美元[144][151] - 2022年第三季度折旧、损耗和摊销费用1.06313亿美元，2021年同期为6491.4万美元，增加4139.9万美元；2022年前三季度折旧、损耗和摊销费用3.86961亿美元，2021年同期为2.92616亿美元，增加9434.5万美元[141][144][151] - 2022年第三季度净利息和其他融资成本2979.6万美元，2021年同期为2687.3万美元，增加292.3万美元；2022年前三季度净利息和其他融资成本9231.7万美元，2021年同期为9072.7万美元，增加159万美元[144][151] - 2022年第三季度衍生品净收益1.13842亿美元，2021年同期为亏损3822.4万美元；2022年前三季度衍生品净收益2.43534亿美元，2021年同期为2.52606亿美元，减少907.2万美元[144][151] - 2022年第三季度所得税费用1.07713亿美元，2021年同期为62.1万美元，增加10709.2万美元；2022年前三季度所得税费用1.96144亿美元，2021年同期为 - 2261.7万美元，增加2.18761亿美元[144][151] - 2022年第三季度净利润2.22254亿美元，2021年同期为亏损2859.7万美元，增加2.50851亿美元；2022年前三季度净利润3.40827亿美元，2021年同期为亏损1.76552亿美元，增加5.17379亿美元[144][151] 油井情况 - 截至2022年9月30日，正在钻探或完井的油井总数为2口（毛井），净井为0.47口；暂停或等待完井的油井总数为24口（毛井），净井为7.16口[142] 成本增加原因 - 2022年前九个月，一般及行政成本增加780万美元，主要因薪酬福利、差旅费和专业费用增加[155] - 2022年前九个月，折耗、折旧和摊销增加9430万美元，主要因当年销售量增加[156] - 2022年前九个月，利息和其他融资成本净额增加160万美元，主要因2021年发行的高级票据利息费用增加和担保费增加[157] 套期保值头寸情况 - 2022年和2021年前九个月，公司未平仓套期保值头寸分别亏损2.435亿美元和2.526亿美元[158] 经营活动现金情况 - 2022年前九个月，经营活动提供的净现金为8.632亿美元，2021年同期为1.438亿美元，主要因销售量增加和油价上涨[163] 债务与资金情况 - 截至2022年9月30日，公司净债务为21.20603亿美元，可用借款加现金及现金等价物为10.31565亿美元[165] - 公司预计2022年资本支出约7亿美元，截至9月30日已支出约5.08亿美元[167][170] - 2022年前九个月，公司在信贷安排上的本金还款总额为3亿美元，10月借贷银团批准的借贷基数约为12.4亿美元[172] - 2022年3月31日，公司对公司循环信贷进行再融资，总额从4亿美元降至2.5亿美元，到期日延长至2024年12月31日[176][177] 高级票据情况 - 公司有三系列高级票据未偿还，利率分别为7.125%、7.500%和7.750%，到期日分别为2026年、2028年和2027年[183] - 2022年9月30日，7.125%高级票据本金总额6.5亿美元，公允价值5.34034亿美元；7.750%高级票据本金总额4亿美元，公允价值3.20992亿美元；7.500%高级票据本金总额4.5亿美元，公允价值3.52598亿美元[190] 债务还款与费用情况 - 可变利率债务中，信贷安排加权平均利率2022 - 2026年及以后分别为7.76%、8.45%、8.39%、8.06%、8.29%、8.53%，2022 - 2026年及以后本金还款额分别为0、0、0、1.69011亿美元、3.52418亿美元、1.78571亿美元，总额7亿美元[190] - 墨西哥湾定期贷款2022 - 2025年本金还款额分别为75万美元、300万美元、300万美元、850万美元，总额1525万美元[190] - 长期债务利息及承诺费支付2022 - 2026年及以后分别为353.18万美元、1937.73万美元、1888.03万美元、1683.69万美元、1178.37万美元、699.31万美元，总额7740.31万美元[190] - 经营租赁2022 - 2026年及以后分别为9.89万美元、40.03万美元、40.74万美元、41.45万美元、42.16万美元、108.25万美元，总额282.52万美元[190] - 采购义务2022 - 2024年分别为28.8万美元、681.98万美元、349.76万美元，总额1060.54万美元[190] 衍生品合约公允价值变动 - 2022年前九个月，未平仓衍生品合约公允价值变动：2021年12月31日为 - 6631.5万美元，变动 - 25711.2万美元，合约到期30432.8万美元，2022年9月30日为 - 1909.9万美元[199] 油价波动情况 - 2022年前九个月，布伦特原油价格在78.99 - 137.64美元/桶之间波动，重质路易斯安那甜油价格也有类似波动[200] 石油衍生品合约情况 - 2022年10 - 12月，公司签订的不同类型石油衍生品合约涉及的石油数量分别为：Dated Brent的三方领口合约112.5万桶、NYMEX WTI的三方领口合约25万桶、Dated Brent的两方领口合约150万桶、Dated Brent的卖出看涨期权合约39.5万桶[203] - 2023年1 - 12月，公司签订的Dated Brent三方领口合约涉及石油数量为400万桶，两方领口合约涉及石油数量为200万桶[203] - 2022年10月，公司签订2023年1月至12月的Dated Brent三方领口合约100万桶，两方领口合约200万桶[204] 商品衍生品工具情况 - 截至2022年9月30日，公司未平仓商品衍生品工具处于净负债头寸，金额为1910万美元[205] - 截至2022年9月30日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约4300万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约3900万美元[205] 借款与利率情况 - 截至2022年9月30日，公司在信贷安排和墨西哥湾定期贷款下的未偿还借款总额为9亿美元，加权平均利率为6.8%[206] - 若浮动市场利率在当前浮动利率债务水平上提高10%，公司每年将额外支付约310万美元的利息费用[206] 石油衍生品合约价格情况 - 公司签订的部分石油衍生品合约有不同的加权平均价格，如2022年10 - 12月Dated Brent三方领口合约卖出看跌期权价格为43.33美元/桶，地板价为56.67美元/桶，天花板价为76.91美元/桶[203] - 2023年1 - 12月Dated Brent三方领口合约卖出看跌期权价格为48.75美元/桶，地板价为70美元/桶，天花板价为106.38美元/桶[203] - 2022年10月签订的2023年1 - 12月Dated Brent三方领口合约卖出看跌期权价格为50美元/桶，地板价为75美元/桶，天花板价为110美元/桶[204]

业绩总结 - 2022年第三季度EBITDAX约为3.01亿美元[18] - 2022年第三季度净债务约为21亿美元，杠杆比率为2.5倍[18] - 2022年第三季度自由现金流为3200万美元，年初至今累计为3.2亿美元[18] - 2022年第三季度总流动性超过10亿美元[18] - 2022年第三季度净产量约为61,000桶油当量/天，较2021年第三季度的49,300桶油当量/天增长约24%[19] - 2022年第三季度实现价格约为80.9美元/桶，较2021年第三季度的47.7美元/桶增长约69%[19] - 2022年第三季度运营支出约为13.3美元/桶，较2021年第三季度的16.7美元/桶下降约20%[19] - 2022年第三季度资本支出为2.03亿美元，较2021年第三季度的8600万美元增长约136%[19] - 2022年第三季度的净利息支出为3000万美元，较2021年第三季度的2700万美元增长约11%[19] - 2022年第三季度的税费支出约为0.1美元/桶，较2021年第三季度的0.2美元/桶下降约50%[19] 生产与市场展望 - 2022年第四季度生产预期为58,000至62,000桶油当量/天，2022财年生产预期为63,000至65,000桶油当量/天[21] - 预计到2024年，Kosmos的生产将增长50%[11] - 预计2022年至2024年期间生产资产将实现约50%的生产增长[20] 项目与技术进展 - Tortue项目第一阶段预计在2023年底前完成，目标是首次LNG货物交付[17] - Tortue项目第一阶段的关键工作流在第三季度末完成约85%[17] 资本支出与运营支出预期 - 2022年第四季度运营支出预期为19.00至21.00美元/桶，2022财年运营支出预期为16.00至18.00美元/桶[21] - 2022年第四季度资本支出预期约为2亿美元，2022财年资本支出预期约为7亿美元[21] 生产数据 - 加纳第三季度净生产量约为36,900桶油/天，赤道几内亚约为9,300桶油/天，墨西哥湾约为14,700桶油/天[15] - Jubilee油田第三季度毛生产量平均约为89,000桶油/天，TEN油田约为22,000桶油/天[15]

财务数据和关键指标变化 - 上半年净债务减少约4亿美元至21亿美元，EBITDAX在二季度约为3.85亿美元，二季度自由现金流约为7000万美元，上半年约为2.9亿美元 [34] - 剔除毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出后，上半年基础业务自由现金流约为4.5亿美元，杠杆率降至1.6倍 [35] - 二季度末流动性超过10亿美元，为2018年以来最高 [36] - 全年资本支出指引提高约5%至约7亿美元，维持2022年自由现金流指引约4.2亿美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 朱比利油田二季度剔除停产影响后日产约9.2万桶，含影响约7.4万桶，停产后日产超9万桶，预计明年年中朱比利东南部新井上线后产量迈向日产10万桶 [8][9] - TEN油田日产约2.4万桶，符合预期，恩耶恩拉一口生产井预计四季度投产，今年已钻第一口立管基础井NT - 10，第二口NT - 11计划年底进行 [10][11] 赤道几内亚业务 - 日产约3.13万桶，符合预期但环比下降，今年计划两次ESP安装，已完成一次，许可证延至2040年，增加约600万桶2P储量和1亿美元NPV10，计划2023年下半年钻四口加密和ILX井 [12] 墨西哥湾业务 - 二季度净日产2.06万桶油当量，高于预期且环比增约10%，HP - 1船坞检修推迟至三季度，科迪亚克侧钻井预计本季度投产，收购额外6%权益后预计上线后日产增加约3000桶油当量，二季度末批准奇珍油田海底泵项目 [13][14][15] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度净产量超6.2万桶油当量/日，处于指引上限，实现价格含对冲为86美元/桶油当量，不含为109美元/桶油当量，运营成本低于指引 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 三个开发项目（托尔图埃一期、朱比利东南部和温特费尔）预计到2024年使产量增长约50% [6] - 利用托尔图埃一期销售协议现有合同权利，将货物转售给潜在买家以受益于当前市场环境 [7] - 与合作伙伴和政府密切合作，优化毛里塔尼亚和塞内加尔的世界级天然气投资组合，加速开发并实现价值 [6] - 考虑托尔图埃二期开发方案，计划三季度末做出开发决策 [27][28] - 推进比拉拉赫新PSC审批，计划分阶段开发资源 [29] - 与政府推进雅卡尔 - 特兰加天然气开发初始阶段，提供低成本天然气支持当地经济 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境持续波动，但公司运营和财务表现稳健，生产资产表现良好，开发项目进展顺利，财务状况不断改善 [42] - 公司拥有合适的投资组合，能满足全球能源需求，支持公正的能源转型 [43] 其他重要信息 - 公司在二季度财报电话会议中提及的前瞻性陈述，实际结果可能因多种因素与预期有重大差异，详情可参考公司年报、证券交易所公告和美国证券交易委员会文件 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 托尔图埃一期现货定价机会的机制及对公司前一两年潜在价值的影响 - 公司因对国际天然气的重大且不断增长的敞口，与同行有差异价值，俄乌战争使全球天然气价格可能长期维持高位且与油价脱节，一期合同有交付或付款条款，可利用当前气价，支付约定的未交付罚款后转售货物，预计2024 - 2025年额外净收入约2 - 3.5亿美元 [48][50][51] 问题2: 温特费尔项目近期技术工作是否导致开发计划/时间表修改 - 未修改，目标是本季度末获得最终投资决策（FID）批准，批准后18个月产出首油，第一阶段五口井开发针对初始1亿桶资源，预计后续可扩大开发 [52] 问题3: 托尔图埃二期项目达到FID的关键因素及首气时间是否变化 - 需确保项目规模和范围合适，应对通胀压力有正确的市场签约策略，目标是三季度末确定开发概念，2023年获得正式批准，首气时间预计在2026 - 2027年底 [56][57] 问题4: 各开发项目面临的通胀压力及缓解措施 - 深海供应链各方面面临挑战，缓解措施包括提前规划、确定合理的签约策略、确保设备供应、严格管理项目范围和执行、获取优秀团队资源 [59][60] 问题5: 托尔图埃一期合同权利是否适用于100%的一期产量，二期是否更倾向天然气敞口及定价方式 - 合同规定每两年需维持50%的ACQ，平均可转售约75%的货物，二期会与客户建立关系，采用混合合同方式获取天然气敞口，二期无需融资，有更大灵活性 [64][66] 问题6: 托尔图埃NOC成本回收机制及时间 - 一期收入用于偿还NOC贷款，偿还时间有一定灵活性，收入越高回收越快，仍希望推进此事，预计与二期项目批准时间相关 [71] 问题7: 何时决定股息或回购，对加纳钻井成本及第二台钻机决策的看法 - 目前重点是资助资本项目和偿还债务，杠杆率低于1.5倍且可持续后考虑股东回报，目前更倾向回购；加纳钻井表现良好，通过优化单钻机计划可实现产量增长，目前无经济利益引入第二台钻机 [76][78][79] 问题8: 托尔图埃一期两口生产井是否符合预钻预测 - 前两口井使项目按计划进行，目前正在钻第三口井，第四口是原勘探井的孪生井，对目前的井产能和首气时的保障水平感到满意 [82] 问题9: 赤道几内亚钻井计划中选择加密井还是ILX井的策略 - 先对前三口加密井进行优选，第四口为ILX井，目标是塞巴和奥库梅基础设施下方未测试的阿尔比安层，加密井回报率高、回收期短，ILX井成功将改变公司在当地的地位，许可证延期使两个机会更有价值 [84][85] 问题10: 托尔图埃一期行使合同权利的交易对手及关系 - BP是上游运营商，BP天然气营销是买家，两者有隔离，关系友好 [86] 问题11: 托尔图埃一期转售货物的通知时间及2022年资本支出预算情况 - 可逐批转售货物，能自主决定转售规模和时间；通常不提供下一年资本支出指引，2022年基础业务支出约3.5亿美元，未来各项目支出有增减变化 [89][91] 问题12: 是否计划为朱比利东南部开发引入第二台钻机，壳牌勘探付款情况，比拉拉赫PSC延期后雅卡尔 - 特兰加是否有类似情况 - 目前不计划引入第二台钻机，将继续评估；壳牌预计四季度初提交评估计划并支付奖金；比拉拉赫新PSC为项目推进奠定基础，经济上无影响，目标是分阶段开发，未提及雅卡尔 - 特兰加类似情况 [96][97][99]

业绩总结 - 2022年第二季度生产约为62,200桶油当量每天，处于指导范围的上限[9] - 2022年第二季度EBITDAX约为3.85亿美元，净债务约为21亿美元，杠杆比率约为1.6倍[17] - 2022年第二季度实现价格约为86.5美元/桶，较2021年第二季度的54.0美元/桶增长约60%[18] - 2022年第二季度自由现金流约为7000万美元，2022年上半年自由现金流约为2.9亿美元[17] - 2022年第二季度运营支出约为15.9美元/桶，较2021年第二季度的19.2美元/桶下降约17.2%[18] - 2022年第二季度的流动性超过10亿美元[17] - 2022年第二季度的税费支出约为13.6美元/桶，而2021年第二季度为负1.1美元/桶[18] - 2022年第二季度的净利息支出为2900万美元，较2021年第二季度的3900万美元下降约25.6%[18] 用户数据 - 加纳第二季度净生产约为31,600桶原油每天，赤道几内亚约为10,000桶原油每天，墨西哥湾约为20,600桶油当量每天[13] - Jubilee项目第二季度总生产平均约为92,000桶原油每天，计划停机已于5月完成[13] - 2022年第二季度TEN项目总生产约为24,000桶原油每天，计划在第四季度增加生产[13] - 2022年第三季度生产预期为60,000至63,000桶油当量/天，全年生产预期为63,000至67,000桶油当量/天[20] 未来展望 - Tortue Phase 1项目预计到2024年实现约50%的生产增长，关键工作流已完成超过80%[14] - Tortue Phase 2的开发决策计划在第三季度末进行，旨在最大化项目现金流[16] - Winterfell项目的资源基础持续增长，预计在第三季度末获得最终投资决定（FID）[15] - BirAllah新生产分享合同（PSC）已达成实质性条款，等待政府授予新许可证[16] 新产品和新技术研发 - 预计Winterfell项目第一阶段的开发成本低于每桶25美元，运营成本约为每桶12.5美元[15] - 2022年第二季度资本支出约为2.2亿美元，较2021年第二季度的1.51亿美元增长约45.7%[18]

财务数据关键指标变化 - 2022年第二季度与2021年同期相比，石油销售3个月量从568.9万桶降至533.9万桶，6个月量从863万桶增至1156.9万桶；石油销售收入3个月从3.77632亿美元增至6.04668亿美元，6个月从5.46782亿美元增至12.54676亿美元[138] - 2022年第二季度与2021年同期相比，平均每桶石油销售价格3个月从66.38美元增至113.25美元，6个月从63.36美元增至108.45美元[138] - 2022年第二季度，公司油气收入为6.20368亿美元，较2021年同期的3.84045亿美元增加2.36323亿美元，主要因油价上涨和收购加纳权益[142] - 2022年第二季度，公司油气生产成本为9018.9万美元，较2021年同期的1.15803亿美元减少2561.4万美元，主要因国际业务单元产量组合和赤道几内亚提货时间影响[142][143] - 2022年第二季度，公司勘探费用为8956.5万美元，较2021年同期的928.9万美元增加8027.6万美元，主要因毛里塔尼亚C8区块勘探期结束和美国墨西哥湾及毛里塔尼亚租约退出[142][144] - 2022年上半年，公司油气收入为12.79383亿美元，较2021年同期的5.60519亿美元增加7.18864亿美元，主要因油价上涨、加纳提货时间和收购加纳权益[149] - 2022年上半年，公司油气生产成本为2.14892亿美元，较2021年同期的1.61555亿美元增加5333.7万美元，主要因整体销量增加[149][150] - 2022年上半年，公司勘探费用为1.01441亿美元，较2021年同期的1747万美元增加8397.1万美元，主要因毛里塔尼亚C8区块勘探期结束和美国墨西哥湾及毛里塔尼亚租约退出[149][151] - 2022年上半年，公司一般及行政费用为5041.7万美元，较2021年同期的4416.9万美元增加624.8万美元，主要因差旅费、专业费用和非现金股权薪酬费用增加[149][152] - 2022年上半年，公司折旧、折耗及摊销费用为2.80648亿美元，较2021年同期的2.27702亿美元增加5294.6万美元，主要因当年整体销量增加[149][153] - 2022年上半年经营活动提供的净现金为6.082亿美元，2021年同期为2.423亿美元，增长主要源于销量增加和油价上涨[160] - 截至2022年6月30日，公司净债务为21.36341亿美元，可用借款加现金及现金等价物为10.23327亿美元[161] - 公司预计2022年资本支出约7亿美元，截至2022年6月30日已支出约3.203亿美元[163] - 2022年上半年，公司在信贷安排上偿还本金总计3亿美元，其中1亿美元来自图洛优先购买交易所得[167] - 截至2022年6月30日，信贷安排借款总额为7亿美元，未动用额度为5.5亿美元[167] - 2022年3月31日，公司将企业循环信贷额度从4亿美元缩减至2.5亿美元，到期日延长至2024年12月31日[171] - 截至2022年6月30日，企业循环信贷无未偿还借款，未动用额度为2.5亿美元[172] - 截至2022年6月30日的六个月内，公司未平仓衍生品合约公允价值从 - 6.6315万美元变为 - 21.0071万美元[191] - 截至2022年6月30日，公司未平仓商品衍生品工具处于净负债头寸，金额为2.099亿美元[196] - 截至2022年6月30日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约8010万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约8380万美元[196] - 截至2022年6月30日，设施和GoM定期贷款未偿还借款总额为9亿美元，加权平均利率为5.1%[197] - 若浮动市场利率在当前浮动利率债务水平上提高10%，公司每年将额外支付约190万美元利息费用[197] - 2022 - 2026年及以后，公司固定利率债务中7.125%高级票据到期本金为65万美元，7.750%高级票据为40万美元，7.500%高级票据为45万美元[183] - 2022 - 2026年及以后，公司可变利率债务中加权平均利率在6.70% - 7.81%之间，设施债务到期本金为70万美元，GoM定期贷款为16万美元[183] - 2022 - 2026年及以后，公司总本金债务还款额为236万美元，长期债务利息及承诺费支付额为79.7407万美元[183] 各条业务线数据关键指标变化 - 2022年第二季度，加纳产量平均约9.72万桶/日毛产量（3.16万桶/日净产量），其中朱比利产量平均约7.36万桶/日毛产量（2.7万桶/日净产量），TEN产量平均约2.36万桶/日毛产量（4600桶/日净产量）[121] - 图洛行使优先购买权后，公司在朱比利单元区的权益从42.1%降至38.6%，在TEN油田的权益从28.1%降至20.4%，2022年净产量减少约4000桶/日，预计减少一次加纳货物起运，减少2022年资本支出约3000万美元[124] - 2022年第二季度，美国墨西哥湾产量平均约2.06万桶油当量/日净产量（约82%为石油）[126] - 2022年6月，公司以约2900万美元收购科迪亚克油田额外5.9%权益，工作权益从29.1%增至35.0%[127] - 2022年第二季度，赤道几内亚产量平均约3.13万桶/日毛产量（1万桶/日净产量）[132] - 2022年第二季度，公司注销与C8许可证下BirAllah和Orca发现相关的所有资本化成本6420万美元[134] - 大托尔图项目一期目标2023年第三季度首次产气，截至2022年第二季度末及季度后取得多项进展[136][137] 合作与合同相关 - 若壳牌对前四口勘探井中的发现批准评估计划，需向公司支付每口发现井5000万美元，总计上限1亿美元[120] 油井情况 - 截至2022年6月30日，正在钻探或完井的油井总数为3口（毛井）、0.82口（净井），暂停或等待完井的油井总数为24口（毛井）、7.1口（净井）[139] 债务情况 - 公司有三笔高级票据未偿还，利率分别为7.125%、7.500%和7.750%，到期日分别为2026年、2028年和2027年[176] - 截至2022年6月30日，墨西哥湾定期贷款借款总额为1.6亿美元，其中3000万美元被归类为长期债务的当期到期部分[178] 业务承诺 - 公司在赤道几内亚承诺钻探三口开发井和一口勘探井，在毛里塔尼亚有2.002亿美元的浮式生产储油卸油装置合同负债[182] 原油价格波动 - 2022年前六个月，Dated Brent原油价格在78.99 - 137.64美元/桶之间波动[192] 会计政策 - 公司关键会计政策涉及收入确认、勘探开发成本等方面，自2021年12月31日以来无重大变化[184] 资金管理 - 公司通过经营活动现金流、股权和债务发行及合作伙伴出资满足资金需求，维持套期保值计划并定期审查资本支出计划以应对油价波动[157][158]

权益与产量变化 - 2021年第四季度收购Anadarko WCTP后，公司在加纳朱比利单元区和TEN油田权益分别为42.1%和28.1%，2022年3月与塔洛石油完成优先购买交易后，权益分别降至38.6%和20.4%，塔洛支付1.182亿美元现金对价，2022年净产量预计减少约4000桶/日，资本支出减少约3000万美元[115] 信贷融资情况 - 2022年3月公司对企业循环信贷进行再融资，新协议将借款能力从4亿美元降至2.5亿美元，到期日从2022年5月延长至2024年底，利息与有担保隔夜融资利率挂钩[117] - 3月31日公司对企业循环信贷协议进行再融资，规模从4亿美元降至2.5亿美元，到期日从2022年5月延长至2024年12月31日[152][153] - 2022年第一季度公司在信贷安排上偿还本金1亿美元，4月自愿提前偿还1亿美元，截至3月31日借款9亿美元，未使用额度3.352亿美元[148] - 2020年9月公司签订2亿美元高级有担保定期贷款信贷协议，扣除费用后净收益1.977亿美元，有最高1亿美元增量承付款项的扩充功能[161] - 截至2022年3月31日，墨西哥湾定期贷款借款总额1.675亿美元，其中3000万美元被归类为流动负债[161][162] - 2022年4月公司用交易收益提前自愿偿还1亿美元本金，设施下9亿美元借款中的1亿美元在资产负债表中被归类为流动负债[166] - 截至2022年3月31日，公司在信贷安排和墨西哥湾定期贷款下的未偿借款总额11亿美元，加权平均利率4.5%[181] 勘探合作与发现 - 根据与壳牌的协议，若壳牌对前四口勘探井中的发现井提交评估计划获批，需为每个发现向公司支付5000万美元，总计上限1亿美元，2022年上半年纳米比亚有两个石油发现[118] 各地区产量数据 - 2022年第一季度，加纳产量平均约11.62万桶/日（净产量4.23万桶/日），其中朱比利平均约9.12万桶/日（净产量3.6万桶/日），TEN平均约2.5万桶/日（净产量6300桶/日）[119] - 2022年第一季度，美国墨西哥湾产量平均约1.88万桶油当量/日（约83%为石油），受计划外设施停机影响[120] - 2022年第一季度，赤道几内亚产量平均约3.49万桶/日（净产量1.15万桶/日），2022年5月与合资伙伴同意将G区块石油合同期限延长至2040年[124] 项目进展情况 - 大托尔图阿项目一期预计2023年第三季度产出首气，截至2022年第一季度末及之后取得多项进展，如FLNG开始管架装配等[126] 销售数据对比 - 2022年第一季度与2021年第一季度相比，石油销售体积从306.8万桶增至634.8万桶，天然气从13.25亿立方英尺降至10.04亿立方英尺，总收益从1.76474亿美元增至6.59015亿美元[127] - 2022年第一季度与2021年第一季度相比，石油平均销售价格从56.04美元/桶涨至103.04美元/桶，天然气从3.43美元/千立方英尺涨至4.92美元/千立方英尺[127] 井的状态数据 - 截至2022年3月31日，处于钻探或完井阶段的井总数为2口（净0.68口），暂停或等待完井的井总数为26口（净7.91口）[128] 财务指标变化 - 2022年第一季度油气收入为6.59015亿美元，较2021年同期的1.76474亿美元增加4.82541亿美元，主要因油价上涨和销量增加[131] - 2022年第一季度油气产量成本为1.24703亿美元，较2021年同期的4575.2万美元增加7900万美元，主要因销量和产量组合变化[132] - 2022年第一季度勘探费用为1187.6万美元，较2021年同期的818.1万美元增加369.5万美元，主要因美国墨西哥湾和毛里塔尼亚及塞内加尔业务单元成本上升[133] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销为1.58969亿美元，较2021年同期的7654.1万美元增加8242.8万美元，主要因销量增加[134] - 2022年第一季度净利息和其他融资成本为3313.9万美元，较2021年同期的2452.8万美元增加861.1万美元，主要因2021年发行票据利息增加[135] - 2022年第一季度衍生品净亏损为2.822亿美元，2021年同期为1.025亿美元，亏损因远期油价曲线变化[136] - 2022年第一季度经营活动提供净现金3.29628亿美元，2021年同期使用净现金4662.6万美元，增加因销量和油价上升[140] 资本支出情况 - 公司预计2022年资本支出约6.7亿美元，截至3月31日已支出约1.005亿美元[143][146] 债务情况 - 公司有三系列高级票据，7.125%高级票据2026年4月4日到期，7.500%高级票据2028年3月1日到期，7.750%高级票据2027年5月1日到期[159] - 固定利率债务中，7.125%高级票据本金6.5亿美元，7.750%高级票据本金4亿美元，7.500%高级票据本金4.5亿美元[166] - 可变利率债务中，设施加权平均利率2022 - 2027年分别为5.42%、6.61%、6.87%、6.62%、6.82%、7.03%[166] - 截至2022年3月31日，公司估计的合同义务总本金债务还款额为25.675亿美元，利息及承诺费支付为8.39964亿美元，经营租赁为3.0549亿美元[166] 负债与合同情况 - 公司有钻探一口勘探井的承诺和2.002亿美元浮式生产储卸油装置合同负债[167] 油价波动情况 - 2022年第一季度布伦特原油价格在每桶78.99 - 137.64美元之间波动[176] 衍生品合约情况 - 截至2021年12月31日未平仓衍生品合约公允价值为 - 6.6315亿美元，截至2022年3月31日为 - 2.64071亿美元[175] - 2022年4 - 12月，Dated Brent的三方领口期权合约交易量3375千桶，加权平均价格43.33美元/桶，公允价值为负债85675千美元[179] - 2022年4 - 12月，NYMEX WTI的三方领口期权合约交易量750千桶，加权平均价格50.00美元/桶，公允价值为负债11149千美元[179] - 2022年4 - 12月，Dated Brent的两方领口期权合约交易量5000千桶，加权平均价格无下限，上限84.00美元/桶，公允价值为负债100470千美元[179] - 2022年4 - 12月，Dated Brent的卖出看涨期权合约交易量1186千桶，上限60.00美元/桶，公允价值为负债46964千美元[179] - 2023年1 - 12月，Dated Brent的三方领口期权合约交易量2000千桶，加权平均价格47.50美元/桶，公允价值为负债19813千美元[179] - 2022年3月31日，公司未平仓商品衍生品工具处于净负债头寸2.641亿美元[180] 市场价格影响 - 2022年3月31日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约9730万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约9830万美元[180] - 若浮动市场利率在当前浮动利率债务水平上提高10%，公司每年将额外支付约50万美元利息费用[181] - 公司其他长期债务为固定利率，不受市场利率变化导致现金流损失的风险影响[181]

财务数据和关键指标变化 - 1Q业务产生约2.2亿美元自由现金流，不包括图洛优先购买权收益，展示了业务在增长资本支出结束后的稳态现金流潜力 [21] - EBITDAX为4.3亿美元，较第四季度增长超25%，得益于Oxy加纳交易的全面影响和强劲的实现价格 [45] - 净债务较去年年底下降超10%，带动第一季度末杠杆率降至1.9倍，较上一季度显著降低 [45] - 第一季度自由现金流约为2.2亿美元，较上一季度增长超60%，流动性同期增长约20% [46] - 季度末流动性升至超9亿美元，预计到年底将进一步增加，2025年前无重大到期债务 [47] - 净产量为72,600桶油当量/天，处于指导范围上限，较去年同期增长近40%；对冲影响后每桶实现价格为88美元，几乎是去年同期的两倍 [48] - 总资本支出略超1亿美元，不包括图洛优先购买权的影响，预计第二季度毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出将增加 [49] 各条业务线数据和关键指标变化 油田生产业务 - 朱比利油田第一季度平均日产量略超9.1万桶油，正常运行时间达99%，此前日产量约为9.5万桶油，预计本季度晚些时候增加生产井和注水井，以支持年底前的产量水平 [26] - TEN油田第一季度日产量约为2.5万桶油，正常运行时间达99%，符合预期，下一批井计划于第三季度开钻 [27] - 赤道几内亚第一季度日产量约为3.5万桶油，得益于Sabre FPSO的高正常运行时间，第一季度产量较2021年第四季度增长15%，4月开始安装ESP以进一步支持产量水平 [28][29] - 墨西哥湾第一季度平均净产量约为1.9万桶油当量/天，受计划外设施停机影响，4月净产量约为2.2万桶油当量/天，目前正在钻探Kodiak侧钻井，预计下季度投产 [30] 项目开发业务 - 朱比利东南部项目长周期设备订购进展顺利，预计年底左右开始钻井，第一口井计划于2023年年中投产，届时朱比利油田总产量将超10万桶/天 [27] - 毛里塔尼亚和塞内加尔的Tortue一期项目各主要工作流均取得进展，预计明年第三季度实现首气生产；Tortue二期项目继续与各方合作优化开发方案，预计年中做出开发决策 [36][39] - Winterfell项目预计年中左右做出最终投资决策，公司增加了该项目核心区块权益至约22%，北部区块权益至36.5% [24][32] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计未来几年LNG需求将急剧增长，到2035年几乎翻倍，近期欧洲国家寻求减少对管道天然气的依赖，增加从国际市场进口LNG，导致满足需求所需的新增LNG短缺显著增加 [14] - TTF远期曲线显示，当前未来三年半的远期价格平均比2021年末高出约13美元/百万英热单位，预计LNG长期前景已发生根本变化，更高价格可能持续 [15][16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计未来两年产量增长约50%，拥有战略LNG资源，支持非洲能源转型和增强能源安全，其低成优质资产、增加LNG业务敞口、稳健资产负债表、资本支出下降和自由现金流增长以及强ESG资质等特点，使其在行业中具有差异化竞争优势 [7] - 公司在毛里塔尼亚和塞内加尔的天然气具有成本和碳优势，运输成本低于美国供应，上游生产成本约为2 - 3美元/百万英热单位，与当前美国约8美元/百万英热单位的天然气价格相比具有竞争力，应在欧洲LNG市场中发挥重要作用 [17][19] - 公司在并购方面保持纪律性，寻求符合公司战略、能增加经济价值、具有现金增值性并能加强资产负债表的交易，未来若有机会将继续推进 [76] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄乌战争从根本上重塑了全球油气市场，公司认为自身拥有合适的投资组合来应对这一不可逆转变化带来的挑战 [6] - 近期事件凸显了可靠获取能源尤其是天然气的重要性，公司在重要战略天然气资源中拥有重大权益，有望在满足增长需求和增强能源安全方面发挥重要作用 [13] - 2022年公司在缓解通胀影响方面做得较好，主要体现在部分商品和燃料成本上，但预计2023年通胀将全面显现，市场供应将趋紧，公司需提前做好准备并保持资本分配的纪律性 [66][67] - 公司有信心在当前价格下实现年底杠杆率低于1.5倍的目标，进一步降低绝对债务是关键优先事项，未来在资产负债表达到合适状态后，可能会考虑股票回购 [52][70] 其他重要信息 - 公司在墨西哥湾和赤道几内亚新增约1200万桶资源，总成本约为4美元/桶，具有吸引力的经济效益 [31] - 赤道几内亚Block G许可证延长至2040年，增加约600万桶2P储量，为公司带来约1亿美元的净现值 [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Tortue二期项目是否朝着新的最终投资决策推进，以及该项目经济情况如何演变 - 公司正在确保项目规模和时机的合理性，以充分优化资源，考虑到市场变化和通胀环境，需确保投入的资本得到充分优化，项目有能力在现有基础设施上进行低成本扩张，具有成本竞争力 [57][58] 问题2: Tortue二期项目建设已完成75%，执行过程中的最大风险是什么，如何缓解 - FPSO处于关键路径，目前关注的是其从中国Costco船厂启航，团队已努力应对船厂封锁带来的中断，其他工作如钻井、枢纽终端建设、海底安装和FLNG船建造进展顺利 [59][60] 问题3: 公司面临的通胀问题是仅涉及成本还是也涉及供应可用性，主要影响哪些方面 - 2022年公司在缓解通胀影响方面做得较好，主要体现在部分商品和燃料成本上；预计2023年通胀将全面显现，涉及深海钻机市场和大宗商品价格等，市场供应将趋紧，公司需提前做好准备并保持资本分配的纪律性 [66][67] 问题4: 公司是否考虑股票回购 - 公司首要任务是降低债务，使资产负债表杠杆率可持续低于1.5倍，在当前油价下有望年底前实现该目标，之后会考虑股票回购等事宜 [70][71] 问题5: 公司以约4美元/桶油当量的收购价格完成的交易是如何达成的，是否有更多此类交易的意愿，对公司战略有何启示 - 这些交易具有机会性，规模相对较小但重要，是在熟悉的领域深化现有资产基础，符合公司战略，未来公司将继续寻求符合战略、具有经济价值、现金增值性并能加强资产负债表的交易 [75][76] 问题6: 从上海到Greater Tortue的航行时间约60天，如果1Q进行连接工作，那么即使FPSO在4Q早期启航是否仍能满足关键路径要求 - 航行时间约为60 - 90天，有一定灵活性，但FPSO启航是关键，其连接工作完成后可开展海底完井、回接等工作，项目有机会通过其他活动缓解时间压力 [78][79] 问题7: Winterfell项目是否已确定回接的宿主 - 公司目前正在与多个机会进行谈判，尚未确定 [80] 问题8: FPSO启航计划是否会通过将部分工作转移到现场来实现第三季度末的目标，Tortue二期项目之前低于10亿美元的总成本估算是否仍然有效 - 目标是使FPSO启航时尽量减少工作转移，以降低成本；对于二期项目，需确保在通胀时期投入的资本真正高效，目前正在与各方合作评估通胀和供应链执行问题，优化项目规模和时机 [84][85] 问题9: Tortue项目是否可能出现类似Tortue 1.5阶段，即扩大项目规模但未达到之前Tortue二期的规模 - 公司正在确保项目概念适合当前环境，充分考虑时机和规模以实现项目的最佳执行 [89] 问题10: 除Tortue外，BirAllah和Yakaar - Teranga的大量天然气资源的 monetization战略是什么，市场看法是否改变，是否需要额外的评估钻探 - Yakaar - Teranga一期专注于天然气发电计划，可在开发的同时进行评估，无需额外评估钻探；BirAllah则需实现低成本模块化开发，以合适的时机进入市场并建立出口方案，外部环境使这些开发计划更易推进 [93][95] 问题11: Winterfell项目初始阶段作为回接开发的资源占比是多少 - 初始两井方案可能发展为多达六井方案，初始阶段可能开发约三分之一的资源，乐观情况下可能达到一半 [98] 问题12: 对壳牌勘探活动的理解，是否已触发5000万美元的或有对价支付，是否已达到预计的1亿美元上限 - 支付将在包含在评估计划中的勘探井完成后进行，壳牌预计年底进一步钻探，支付金额取决于是否将两口发现井都纳入评估计划 [102]