业绩总结 - 2023年第一季度净产量约为59,000桶油当量/天，符合指导预期[4] - 2023年第一季度实现价格约为70.9美元/桶，运营支出约为15.3美元/桶，折旧、摊销及减值费用约为19.9美元/桶[18] - 预计2023年每季度净收入约为2500万美元[26] 用户数据 - 加纳第一季度净产量约为33,600桶油当量/天，赤道几内亚约为9,300桶/天，墨西哥湾约为15,900桶/天[4] - 2023年Ghana预计将有15个货物，Equatorial Guinea预计将有3.5个货物[26] - 2023年Ghana的每个货物平均为95万桶石油[26] 未来展望 - 预计2023年下半年自由现金流将出现拐点，主要受Jubilee项目的推动[13] - 预计2023年第二季度净产量在57,000至61,000桶油当量/天之间[20] - 预计2023年全年运营支出为1.1亿至1.2亿美元[20] - 预计2023年第四季度总生产量超过110,000桶/天[16] 新产品和新技术研发 - Tortue Phase 1预计在2023年第四季度开始首次天然气生产[13] - Tortue Phase 2预计年产量为250-300万吨[22] 市场扩张 - Jubilee油田预计2023年全年运营油生产指导为95,000桶/天[4] - 2023年U.S. Gulf of Mexico的日均产量预测为14,000-15,000桶油当量（boe）[26] 资源量 - BirAllah Hub的气体资源量约为30万亿立方英尺（Tcf）[22] - Tortue Hub的气体资源量约为25万亿立方英尺（Tcf）[22] - Yakaar-Teranga Hub的气体资源量约为25万亿立方英尺（Tcf）[22] 成本分析 - 2023年油气及天然气液体的比例约为81%/11%/8%[26] - 预计2023年每桶油的运营成本为5.50-7.50美元[26] - 2023年资本支出为2.06亿美元，预计2023年全年资本支出为7亿至7.5亿美元[20]

各地区产量及项目进展 - 2023年第一季度，加纳产量平均约108,900桶油当量/日毛产量（33,600桶油当量/日净产量），Jubilee开发钻井活动持续推进，预计2023年新增五口井投产[108] - 截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴已向加纳政府提供2000亿立方英尺天然气，履行免费供气承诺；2023年第一季度，合作伙伴按TAG GSA协议出售约89亿立方英尺天然气[109] - 2023年第一季度，美国墨西哥湾产量平均约15,900桶油当量/日净产量（约82%为石油）[110] - 截至2023年第一季度末，Odd Job油田海底泵安装项目完成约45%，预计2024年年中投产[114] - 2023年第一季度，赤道几内亚产量平均约27,200桶/日毛产量（9,300桶/日净产量），2023年Ceiba油田和Okume综合体开发钻井活动预计于第四季度开始[115] - 大托尔图阿项目一期预计2023年第四季度末产出首气，截至2023年第一季度及提交日期已达成多项里程碑[118] - 大托尔图阿液化天然气项目二期合作伙伴已确认开发概念，将推进年产能250 - 300万吨的重力式结构项目[119] 赤道几内亚权益变动 - 2023年2月，公司与Panoro Energy ASA签订赤道几内亚近海EG - 01区块石油合同，公司持有24%参与权益[116] - 2023年3月，公司与Panoro达成农场转让协议，Panoro获得赤道几内亚近海S区块6.0%参与权益，公司在该区块参与权益降至34.0%[117] 财务数据关键指标变化 - 2023年第一季度与2022年第一季度相比，石油销售体积从623.1万桶降至494.5万桶，天然气从10.04亿立方英尺增至27.61亿立方英尺，总收入从6.59015亿美元降至3.9424亿美元[120] - 2023年第一季度油气收入3.9424亿美元，较2022年同期的6.59015亿美元减少2.64775亿美元，主要因产量降低和油价下跌[123] - 2023年第一季度油气生产成本8393.6万美元，较2022年同期的1.24703亿美元减少4076.7万美元，主要因销量下降和单位生产成本降低[124] - 2023年第一季度折旧、损耗和摊销费用1.09374亿美元，较2022年同期的1.58969亿美元减少4959.5万美元，主要因销量降低[125] - 2023年第一季度净利息和其他融资成本2456.8万美元，较2022年同期的3313.9万美元减少857.1万美元，主要因资本化利息增加部分抵消了利率上升带来的利息支出增加[126] - 2023年第一季度衍生品净收益680万美元，2022年同期为净损失2.822亿美元，主要因远期油价曲线变化[127] - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为2.03853亿美元，较2022年同期的3.29628亿美元减少，主要因销量降低和油价下跌[135] 信贷与债务情况 - 截至2023年3月31日，信贷安排下借款总额6.25亿美元，未动用额度6.18亿美元；公司循环信贷下无未偿还借款，未动用额度2.5亿美元[133] - 2023年春季重新确定信贷安排借款基础容量约为11.5亿美元，未动用额度减少约1亿美元[138][144] - 截至2023年3月31日，公司遵守信贷安排中的财务契约[146] - 截至2023年3月31日，公司企业循环信贷额度未使用额度为2.5亿美元，到期日为2024年12月31日[148] - 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4月4日、2028年3月1日和2027年5月1日[152] - 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，截至2023年3月31日，借款总额为1.375亿美元[154] - 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，7.50%高级票据本金4.5亿美元[162] - 可变利率债务中，设施贷款本金6.25亿美元，墨西哥湾定期贷款本金1.375亿美元，加权平均利率在7.70% - 8.77%之间[162] - 截至2023年3月31日，公司预计的合同义务总本金债务还款为22.625亿美元，利息和承诺费支付为6.95005亿美元[162] - 公司运营租赁费用为2.6432亿美元，采购义务为1.02292亿美元[162] - 截至2023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还借款总额为7.625亿美元，加权平均利率为8.9%[177] 资本支出与费用 - 公司预计2023年资本支出约7 - 7.5亿美元，主要用于维护活动、开采生产、评估开发和基础设施勘探评估等[140] - 公司在加纳、毛里塔尼亚、塞内加尔和美国墨西哥湾等地的项目开发费用约为3.5 - 4亿美元，基础设施勘探和评估项目费用约为0.5 - 1亿美元[147] 合约与承诺 - 公司承诺在赤道几内亚钻三口开发井和一口勘探井，在毛里塔尼亚和塞内加尔有2.002亿美元浮式生产储卸油装置合同负债[160] - 公司与毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司的融资协议总份额约为2.4亿美元，截至2023年3月31日已产生2.126亿美元[161] 合约公允价值与衍生品 - 截至2022年12月31日未到期合约公允价值为268.8万美元，2023年第一季度合约公允价值变化为233.8万美元，合约到期金额为1135.7万美元，截至2023年3月31日未到期合约公允价值为1638.3万美元[170] - 截至2023年3月31日，2023年4 - 12月的三方领口期权合约涉及450万桶Dated Brent原油，净递延溢价为每桶1.34美元，看跌期权价格为每桶49.17美元，底价为每桶71.67美元，顶价为每桶107.58美元，公允价值为572.3万美元[174] - 截至2023年3月31日，2023年4 - 12月的两方领口期权合约涉及275万桶Dated Brent原油，净递延溢价为每桶1.98美元，底价为每桶72.73美元，顶价为每桶118.18美元，公允价值为455.2万美元[174] - 截至2023年3月31日，2024年1 - 12月的三方领口期权合约涉及200万桶Dated Brent原油，净递延溢价为每桶1.35美元，看跌期权价格为每桶45.00美元，底价为每桶70.00美元，顶价为每桶97.50美元，公允价值为226.6万美元[174] - 2023年4月，公司签订了2023年7月至12月的100万桶Dated Brent两方领口期权合约，底价为每桶70.00美元，顶价为每桶100.00美元[175] - 截至2023年3月31日，公司未平仓商品衍生品工具处于净资产头寸，金额为1250万美元[176] - 截至2023年3月31日，商品期货价格曲线假设上涨10%，将使未来税前收益减少约2450万美元；假设下降10%，将使未来税前收益增加约3010万美元[176] 油价波动 - 2023年前三个月，Dated Brent原油价格在每桶71.71美元至88.21美元之间波动[171] 利率影响 - 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390万美元的利息费用[177]

财务数据关键指标变化 - 2022年12月31日，公司未平仓衍生品合约公允价值为268.8万美元，较2021年的 - 6631.5万美元，因合约公允价值变动 - 2.75465亿美元、合约到期3.44468亿美元而变化[450] - 截至2022年12月31日，公司未平仓商品衍生品工具处于150万美元的净资产头寸；商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约3080万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约3110万美元[457] - 截至2022年12月31日，公司在信贷安排、公司循环信贷和墨西哥湾定期贷款下的未偿还借款约7.7亿美元，加权平均利率8.3%；若浮动市场利率上涨10%，每年将多支付约360万美元利息费用[458] - 截至2022年12月31日，公司油气资产净值为38亿美元，当年折耗费用为4.714亿美元[472] - 2022年12月31日，公司资产退休义务总计3.025亿美元，管理层聘请专家估算预期现金流出[475] - 2022年全年，公司对特定油气已探明资产计提减值4.5亿美元，年末储量修订触发减值评估[479] - 截至2022年12月31日，公司现金及现金等价物为1.83405亿美元，2021年为1.3162亿美元[494] - 2022年12月31日，公司受限现金为341.6万美元，2021年为30.5万美元[494] - 2022年，公司油气资产净值为38.37437亿美元，2021年为41.77323亿美元[494] - 2022年12月31日，公司应付账款为2.12275亿美元，2021年为1.84403亿美元[494] - 2022年，公司长期债务净值为21.95911亿美元，2021年为25.90495亿美元[494] - 2022年12月31日，公司普通股发行数量为5.00161421亿股，2021年为4.96152331亿股[494] - 2022年，公司累计亏损为14.85841亿美元，2021年为17.12392亿美元[494] - 截至2022年12月31日，公司库存股成本为2.37007亿美元，2021年相同[494] - 2022年油气收入为22.45亿美元，2021年为13.32亿美元，2020年为8.04亿美元[496] - 2022年净收入为2.27亿美元，2021年净亏损为7783.6万美元，2020年净亏损为4.12亿美元[496] - 2022年基本每股净收入为0.50美元，2021年基本每股净亏损为0.19美元，2020年基本每股净亏损为1.02美元[496] - 截至2022年底，普通股数量为5.00亿股，2021年底为4.96亿股，2020年底为4.50亿股[498] - 2022年经营活动提供的净现金为11.30亿美元，2021年为3.74亿美元，2020年为1.96亿美元[501] - 2022年投资活动使用的净现金为7.04亿美元，2021年为9.73亿美元，2020年为3.46亿美元[501] - 2022年融资活动使用的净现金为4.15亿美元，2021年提供的净现金为6.24亿美元，2020年提供的净现金为7000万美元[501] - 2022年底现金、现金等价物和受限现金为1.87亿美元，2021年底为1.75亿美元，2020年底为1.50亿美元[501] - 2022年支付的利息净额为8579.1万美元，2021年为9103.2万美元，2020年为1.04亿美元[501] - 2022年支付的所得税净额为2.48亿美元，2021年为1.37亿美元，2020年为1.04亿美元[501] - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为1.83405亿美元，受限现金（长期）为341.6万美元，现金、现金等价物及受限现金总额为1.86821亿美元；2021年对应数据分别为1.3162亿美元、30.5万美元、1.74896亿美元；2020年对应数据分别为1.49027亿美元、54.2万美元、1.49764亿美元[510] - 截至2022年和2021年12月31日，当前联合权益账单应收账款的坏账准备分别为700万美元和520万美元[511] - 截至2022年和2021年12月31日，材料和用品存货分别为1.253亿美元和1.495亿美元，碳氢化合物存货分别为820万美元和1570万美元；2022年、2021年和2020年材料和用品存货的减记分别为150万美元、120万美元和860万美元[512] - 2022年、2021年和2020年，公司分别确认0、260万美元和1650万美元的重组费用[534] - 2022年、2021年和2020年石油和天然气收入分别为2.245355亿美元、1.332013亿美元和8040.33万美元，其中赤道几内亚合同收入分别为3494.43万美元、2576.28万美元和1490.33万美元；加纳合同收入分别为1.362875亿美元、6546.44万美元和3756.03万美元；美国墨西哥湾合同收入分别为5476.1万美元、4272.61万美元和2850.17万美元；临时石油销售合同分别为 - 145.73万美元、 - 75.2万美元和 - 56.2万美元[532] - 2021年12月31日，公司净杠杆率超过2.50x，受限现金约4290万美元；2022年3月31日，净杠杆率低于2.50x，5月释放受限现金5910万美元；2022年12月31日，净杠杆率仍低于2.50x[510] - 2022年末油气资产净值为38.37437亿美元，2021年末为41.77323亿美元；其他资产净值2022年末为521万美元，2021年末为666.4万美元；物业和设备净值2022年末为38.42647亿美元，2021年末为41.83987亿美元[559] - 2022、2021和2020年的折耗费用分别为4.714亿美元、4.423亿美元和4.609亿美元，折旧费用分别为360万美元、390万美元和550万美元[559] - 2022、2021和2020年油气已探明资产的长期资产减值分别为4.5亿美元、0和1.54亿美元[559] - 2022年末资本化勘探井成本余额为1.45957亿美元，2021年末为2.1818亿美元，2020年末为1.86289亿美元[563][566] - 2022和2021年的租赁总成本分别为1967.7万美元和1654.1万美元[568] - 2022年末使用权资产为1604.4万美元，2021年末为1757.8万美元；2022年末租赁负债的流动部分为218.1万美元，2021年末为190.5万美元；2022年末租赁负债的非流动部分为1800.7万美元，2021年末为2035.1万美元[569] - 2022年末总债务净额为22.25911亿美元，2021年末为26.20495亿美元；2022年末长期债务净额为21.95911亿美元，2021年末为25.90495亿美元[572] - 2022年公司对信贷安排进行了3.75亿美元的本金还款，2022年4月信贷安排的借款基础能力超过12.5亿美元，10月借款基础约为12.4亿美元[574][576] - 2021年末公司净杠杆率超过2.5倍，限制了4290万美元现金；2022年3月末净杠杆率低于2.5倍，5月释放了5910万美元受限现金；2022年末净杠杆率仍低于2.5倍[577] - 截至2022年12月31日，未来最低租赁付款总额为2740.1万美元，扣除利息后租赁负债总额为2018.8万美元[571] - 截至2022年12月31日，企业循环信贷安排无未偿还借款，未使用额度为2.5亿美元[583] - 截至2022年12月31日，预计未来五年及以后债务本金还款总额为22.7亿美元，其中2023年和2024年均为3000万美元[611] - 2022年、2021年和2020年利息及其他融资成本净额分别为1.1826亿美元、1.28371亿美元和1.09794亿美元[612] - 截至2022年12月31日，未指定为套期工具的衍生品公允价值资产（负债）为268.8万美元，2021年为 - 6631.5万美元[618] - 2022年、2021年和2020年未指定为套期工具的衍生品损益分别为 - 2754.65万美元、 - 2777.05万美元和 - 228万美元[618] - 2022年12月31日，公司按公允价值计量的资产和负债总额为2688千美元，2021年12月31日为 - 66315千美元[621] - 2022年12月31日，7.125%高级票据账面价值645699千美元，公允价值558201千美元；2021年账面价值644572千美元，公允价值632587千美元[625] - 2022年因TEN油田油气储量负修订，产生4.5亿美元减值费用，TEN油田账面价值减至2.357亿美元[628] - 2020年因新冠疫情影响，美国墨西哥湾油气资产产生1.54亿美元减值费用，账面价值减至2.437亿美元[630] - 2022年12月31日资产退休义务期末余额为302534千美元，2021年为325459千美元[632] - 2022年因Tullow优先购买权交易和赤道几内亚G区块许可证延期，资产退休义务减少约7620万美元[632] - 截至2022年12月31日，服务归属受限股票单位为4916千股，加权平均授予日公允价值为4.18美元；市场/服务归属受限股票单位为12041千股，加权平均授予日公允价值为5.61美元[635] - 截至2022年12月31日，未归属受限股票单位待确认的股权薪酬为2010万美元，加权平均期限为1.7年[636] - 2022年基于股份的薪酬费用为34546000美元，2021年为31651000美元，2020年为32706000美元[640] - 2022年总税收优惠为5933000美元，2021年为5786000美元，2020年为4694000美元[640] - 2022年净税收缺口（意外收益）为673000美元，2021年为6307000美元，2020年为1175000美元[640] - 2022年归属奖励的公允价值为22205000美元，2021年为9435000美元，2020年为26039000美元[640] 各条业务线数据关键指标变化 - 2022年，Dated Brent原油价格在每桶76.36美元至137.64美元之间波动[452] - 截至2022年12月31日，公司2023年1 - 12月有600万桶Dated Brent的三方领口期权合约，净递延溢价134万美元，卖权价格49.17美元/桶，底价71.67美元/桶，顶价107.58美元/桶，公允价值 - 297.5万美元；400万桶Dated Brent的两方领口期权合约，净递延溢价190万美元，底价72.50美元/桶，顶价117.50美元/桶，公允价值449.2万美元[455] - 2023年1月，公司签订2024年1月至12月100万桶Dated Brent三方领口期权合约，卖权价格45美元/桶，底价70美元/桶，顶价100美元/桶[456] - 截至2022年和2021年12月31日，公司应收加纳国家石油公司TEN油田开发成本的当前部分分别为640万美元和790万美元，长期部分分别为1730万美元和2090万美元[554] - 截至2022年和2021年12月31日，公司应收毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司款项（含利息）分别为2.184亿美元和1.452亿美元，2022 - 2020年利息收入分别为1010万美元、710万美元和380万美元[555] - 2021年8月，公司因BP相关交易确认2.002亿美元长期应收款和2.002亿美元FPSO合同负债，截至2022年12月31日，长期应收款已与应付BP款项非现金结算[558] - 截至2022年12月31日，公司未到期石油衍生品合约中，1月 - 12月的三方领口期权合约数量为600万桶，加权平均价格为每桶49.17美元[616] 公司业务交易情况 - 2022年3月和9月，公司分别花费960万美元和660万美元，增持墨西哥湾格林峡谷区块权益，使相关区块参与权益分别达25.0%和37.8%[540] - 2022年6月，公司花费约2900万美元，从丸红株式会社增持科迪亚克油田5.9%权益，工作权益从29.1%增至

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]