业绩总结 - Kosmos的1P储量约为300百万桶，较2020年末增长超过一倍[10] - Kosmos的2P储量为580百万桶，较2020年末增长约20%[10] - 2021年第四季度EBITDAX为约3.4亿美元，创下历史新高[33] - 2021年自由现金流（FCF）约为1.75亿美元[32] - 2021年末流动性超过7.5亿美元，杠杆比率约为2.5倍[32] 用户数据 - 2021年第四季度生产量为95,000桶/日，其中Jubilee约80,000桶/日，TEN约27,000桶/日[19] - 2021财年生产量为90,000桶/日，Jubilee约75,000桶/日，TEN约33,000桶/日[19] - 2021年第四季度净生产量为约70,000桶油当量/日，销售量为约82,000桶油当量/日[33] 未来展望 - 预计2022年EBITDAX将显著提升，主要受益于加纳的高产量和油气价格的上涨[13] - 预计到2024年，集团生产将增加约50%，达到超过10万桶油当量/天[15] - 预计2022年净产量指导为67,000至71,000桶油当量每天[43] - 预计2022年自由现金流约为2亿美元[43] 新产品和新技术研发 - Tortue项目在2021年底完成约70%的关键工作[29] - Tortue Phase 2预计将从2.5百万吨每年扩展到5.0百万吨每年，开发成本预计低于10亿美元[42] - Tortue Hub的资源量约为25万亿立方英尺，BirAllah Hub约为50万亿立方英尺[42] 市场扩张和并购 - 预计Kosmos在2021年10月收购Oxy Ghana资产后，回报期将减少至2年以内[20] - Kosmos在Jubilee的权益从42%降至约38%，在TEN的权益从28%降至约20%[20] 负面信息 - 预计2022年运营支出预计为每桶18.00至20.00美元[46] - 预计2022年税费为每桶12.00美元[46] - 预计2022年净利息支出约为每季度4000万美元[46] 其他新策略和有价值的信息 - 预计2022年资本支出预计为7亿美元，其中250-300百万美元用于维护资本支出[46] - 预计2024年资本支出将显著下降，预计低于5亿美元[15] - Kosmos在可持续发展方面表现良好，致力于实现碳中和目标[16]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司生产资产产生约1.75亿美元自由现金流，符合指引 [30] - 2021年底杠杆率降至约2.5倍，较上一年显著降低，2022年底目标为约1.5倍 [13] - 2021年第四季度公司实现创纪录销售和EBITDAX，净产量约7万桶油当量/日，销量8.2万桶油当量/日，实现价格约65美元/桶，预计2022年第一季度实现价格超过80美元/桶 [32] - 2022年公司预计资本支出约7亿美元，在布伦特油价75美元/桶时，预计产生约2亿美元自由现金流用于偿债，绝对债务最多可减少5亿美元 [47][48] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 2021年第四季度，加纳业务净产量约3.9万桶油/日，朱比利油田产量从7月约7万桶油/日增至年底超9万桶油/日 [21] - 2021年10月，公司以约4.6亿美元收购朱比利和TEN油田额外权益，预计回报期在油价65美元/桶时约3年，当前预计不到2年 [22] - 2022年，公司计划在朱比利油田投资三口加密井，预计产量同比增长约10%；年底计划开始钻探朱比利东南部油井，2023年年中上线后预计使朱比利油田总产量达10万桶油/日 [37][38] - 2022年，TEN油田计划投资两口加密井和两口立管井，长期计划使产量翻倍；公司计划在第二季度对朱比利FPSO的气体处理系统进行改造，以减少常规燃烧 [38][39] 赤道几内亚业务 - 2021年第四季度，赤道几内亚业务总产量约3万桶油/日，与全年水平一致 [24] - 2022年，投资将集中在设施维护、修井和第二个ESP计划上，以维持产量水平 [40] 墨西哥湾业务 - 2021年第四季度，墨西哥湾业务产量为2.1万桶油当量/日，略高于全年的2万桶油当量/日 [25] - 2022年上半年，公司计划对科迪亚克井进行侧钻，预计下半年贡献产量；温特费尔德项目计划在年中批准初始两口井开发方案，预计批准后18个月产出首油 [40][41] 托尔图项目 - 2021年底，托尔图项目一期完成约70%，2022年计划在第二季度开始钻探初始四口井和进行海底基础设施海上安装，第三季度开始枢纽终端设施连接，FPSO预计第三季度离开中国船厂，年底到达现场，浮式LNG船预计在2023年初调试蒸汽轮机和调试船舶电源管理系统 [27][42] - 托尔图项目二期，公司计划与BP和国家石油公司优化上游设施，以低于10亿美元的总资本支出实现额外250万吨产能，预计年中做出开发决策 [43] 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 - 公司战略是投资关键资产以提高产量和现金流，目标是在未来12 - 24个月为股东创造显著价值 [6] - 公司具有低成本、高质量资产，预计2022 - 2024年生产增长约50%，增加对天然气和LNG的敞口，拥有稳健资产负债表，计划资本支出和自由现金流增长，具备较强ESG资质 [7][8][9] - 公司致力于帮助东道国以负责任的方式开发碳氢化合物，扩大可负担、可靠能源的获取途径，推动可持续发展 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是行业生存之年，2021年是公司恢复运营和加强资产负债表之年，2022年公司将迎来蓬勃发展 [7] - 公司拥有适合未来的投资组合，团队对未来充满信心，渴望为投资者实现投资组合的重大价值 [9] - 全球LNG供需趋紧，公司在毛里塔尼亚和塞内加尔的已发现资源具有显著价值提升空间 [43] 其他重要信息 - 公司2021年1P储量增至约3亿桶油当量，2P储量约5.8亿桶油当量，2P储采比超过20年，即使不包括Oxy加纳收购，储量替代率也很强 [12] - 公司2021年成功对基于储备的贷款安排进行再融资，总贷款额度为12.5亿美元，年底已提取10亿美元；完成托尔图FPSO出售和回租交易，为项目提供约3.75亿美元资本支出资金 [29] - 公司对约55%的2022年石油产量进行套期保值，平均上限约为80美元/桶，其余产量暴露于当前价格；2023年套期保值比例低于10%，上限为95美元/桶，公司正在寻求保护下行风险并获取上行收益的结构 [31][62] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：托尔图项目二期前端工程流程和FID时间线 - 年中进行概念选择决策，之后进行工程设计以完成正式FID流程，FID最早在下半年 [52] 问题2：墨西哥湾温特费尔德两口井开发的产量规模 - 两口井开发的总产量约为2万桶/日或略低 [55] 问题3：公司营销战略，托尔图项目货物能否进入欧洲市场及在天然气宏观中的定位 - 托尔图项目一期250万吨由BP销售，二期货物未出售，公司认为在当前欧洲能源安全背景下，毛里塔尼亚和塞内加尔的资源具有重要价值，可支持能源转型和能源安全 [59] 问题4：公司套期保值战略，2022年未套期保值比例及后续计划 - 2022年约45%的石油产量未套期保值，计划保持该敞口；2023年套期保值比例低于10%，公司正在寻求保护下行风险并获取上行收益的结构 [62] 问题5：托尔图项目二期资金安排及敏感性变化原因 - 年中开始纳入二期资本支出预算，预计2023年才会有显著支出，与一期重叠较小；敏感性变化主要是由于当前油价水平和套期保值情况 [67][70] 问题6：赤道几内亚G13发现的后续计划 - G13仍处于评估阶段，公司有在赤道几内亚进一步钻探的计划，但会优先考虑如何最大化现有发现资源的价值，可能在2023年进行额外钻探活动 [72] 问题7：2024年10万桶/日产量目标的主要推动因素及2023年资本支出趋势 - 主要推动因素包括托尔图项目（约1.8万桶油当量/日）、朱比利油田增产（约0.8万桶/日）、温特费尔德项目（约0.4万桶/日）以及TEN油田、墨西哥湾和赤道几内亚的贡献；2023年资本支出预计呈下降趋势，生产和自由现金流将增长 [76][77] 问题8：壳牌勘探付款的步骤和认证障碍 - 壳牌提交评估计划时公司可获得付款，当前井可能在几个月后提交评估计划 [78] 问题9：毛里塔尼亚和塞内加尔未来机会，托尔图项目三期可能性及Bir Allah和Yakaar Teranga项目权益处置 - 目前公司专注于最大化托尔图项目基础设施价值，实现500万吨产量后再考虑三期；Bir Allah项目旨在向欧洲市场出口，Yakaar Teranga项目服务于塞内加尔国内天然气增长；目前公司目标是最大化托尔图项目回报，之后再考虑其他项目，现阶段不会降低Bir Allah和Yakaar Teranga项目权益 [83] 问题10：如何在2022年获得壳牌最多1亿美元付款 - 壳牌钻机年中完成作业后将进行下一口井钻探，后续还有其他井，公司将根据壳牌勘探计划进展获得付款 [84] 问题11：2024年生产和自由现金流展望是否包含加纳优先购买权影响，Bir Allah和Yakaar Teranga项目工作计划是否为了实现资产货币化及市场情况 - 所有数据和指引均未包含优先购买权影响，优先购买权影响产量约5000桶/日；全球LNG市场需求持续增长，但新项目供应面临挑战，公司认为毛里塔尼亚和塞内加尔未开发资源具有价值，当前工作旨在证明资产价值，未来可能有货币化机会 [90][91] 问题12：温特费尔德项目低碳开发的含义及实现方式，优先购买权的可能时间 - 温特费尔德项目低碳是因为墨西哥湾油藏由天然含水层驱动、天然气管道输送以及利用现有设施，减少了能源消耗和碳排放；优先购买权交易文件已完成，将提交给GMPC和加纳政府审批，时间取决于审批流程 [97]

公司基本信息 - 公司是专注于大西洋沿岸的全周期深水独立油气勘探和生产公司[489] - 公司于2018年12月将注册地从百慕大变更为美国特拉华州[488] 财务审计情况 - 审计机构认为公司合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司截至2021年和2020年12月31日的财务状况，以及2021年结束的三年期间的经营成果和现金流量[454] - 审计机构对公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制发表了无保留意见[455] 财务数据关键指标变化 - 资产相关 - 2021年12月31日，公司已探明石油和天然气资产净值为42亿美元，该年度折耗费用为4.423亿美元[460] - 2021年12月31日，公司资产弃置义务总计3.255亿美元[464] - 2021年和2020年12月31日，公司总资产分别为49.40651亿美元和38.67593亿美元[479] - 截至2021年和2020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520万美元和570万美元[497] - 截至2021年和2020年12月31日，库存中的材料和用品分别为1.495亿美元和1.275亿美元，碳氢化合物分别为1570万美元和150万美元；2021年、2020年和2019年材料和用品库存的减记分别为120万美元、860万美元和460万美元[498] - 截至2021年12月31日，现金及现金等价物为131,620千美元，受限现金（流动）为42,971千美元，受限现金（长期）为305千美元，总计174,896千美元；2020年对应数据分别为149,027千美元、195千美元、542千美元，总计149,764千美元；2019年对应数据分别为224,502千美元、4,302千美元、542千美元，总计229,346千美元[496] - 截至2021年和2020年12月31日，来自GNPC的TEN油田开发成本联合权益账单应收款的当前部分分别为790万美元和580万美元，长期部分分别为2090万美元和2120万美元[540] - 截至2021年和2020年12月31日，来自毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司的应收票据余额分别为1.452亿美元和9630万美元，2021 - 2019年利息收入分别为710万美元、380万美元和50万美元[541] - 2021年公司因BP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，2021年BP结算公司1.324亿美元资本支出和427万美元应付账款[543] - 2021 - 2019年公司记录的折耗费用分别为4.423亿美元、4.609亿美元和5.429亿美元，折旧费用分别为390万美元、550万美元和690万美元[545] - 截至2021年12月31日，勘探井资本化成本期末余额为218,180千美元，较2020年的186,289千美元有所增加[549] - 截至2021年12月31日，与BirAllah和Orca发现相关的资本化成本约为6200万美元[550] - 2021年和2020年的总租赁成本分别为16,541千美元和19,574千美元[553] - 截至2021年12月31日，未来最低租赁付款总额为31,582千美元，总租赁负债为22,256千美元[555] - 2020年3月31日，公司对长期资产进行减值审查，减值费用为1.508亿美元，将资产账面价值减至2.437亿美元；2020年第四季度，公司记录额外减值费用约320万美元，全年总计1.54亿美元；2021年，公司未确认已探明油气资产减值[620][621] - 2021年12月31日，资产弃置义务期初余额251421千美元，期间发生负债38967千美元，结算负债8705千美元，估计弃置义务修订增加22744千美元，增值费用21032千美元，期末余额325459千美元；2020年12月31日，期末余额251421千美元[622] 财务数据关键指标变化 - 负债相关 - 2021年和2020年12月31日，公司总负债分别为44.11414亿美元和35.27439亿美元[479] - 截至2021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为12亿美元，加权平均利率为4.3%[447] - 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20万美元利息费用[447] - 截至2021年12月31日，未偿还债务本金总额为2,675,000千美元，较2020年的2,150,000千美元增加[557] - 2021年公司对Facility进行修订，可用借款基数约为12.4亿美元，Facility规模降至12.5亿美元，利率利差增加0.5% [559][560] - 截至2021年12月31日，Facility借款总额为10亿美元，未提取额度为2.352亿美元[562] - 截至2021年12月31日，公司净杠杆率超过2.50x，限制现金4290万美元，2022年第一季度又限制1620万美元[563] - 2018年8月修订Corporate Revolver，借款能力维持在4亿美元，到期日延长至2022年5月，利差降至5% [568] - 截至2021年12月31日，Corporate Revolver无未偿还借款，未提取额度为4亿美元[569] - 公司企业循环信贷协议适用保证金为5.0%，承诺费为可用承诺额度对应保证金的30%/年[570] - 企业循环信贷协议将于2022年5月31日到期，公司有权取消未提取的承诺额度[571] - 2019年4月，公司赎回全部7.875%优先担保票据，金额为5.438亿美元，产生2290万美元债务清偿损失[573] - 2019年4月，公司发行6.5亿美元7.125%优先票据，净收益约6.4亿美元，用于赎回7.875%优先担保票据等[574] - 2021年10月，公司发行4亿美元7.750%优先票据，净收益约3.95亿美元，用于为过桥票据再融资等[581] - 2021年3月，公司发行4.5亿美元7.500%优先票据，净收益约4.444亿美元，用于偿还企业循环信贷协议和信贷安排下的未偿债务等[587] - 公司需维持利息覆盖比率不低于2.25倍，债务覆盖比率不高于4.0倍[576] - 2022年4月4日前，公司可赎回不超过40%的7.125%优先票据，赎回价格为未偿本金的107.125% [577] - 2023年11月1日前，公司可赎回不超过40%的7.750%优先票据，赎回价格为未偿本金的107.750% [583] - 2024年3月1日前，公司可赎回不超过40%的7.500%优先票据，赎回价格为未偿本金的107.50% [589] - 7.500%优先票据契约限制公司及其受限子公司多项能力，若该票据获标普和惠誉投资级评级且无违约事件，部分契约将终止[592] - 公司为收购加纳额外权益发行4亿美元浮动利率优先票据（过渡票据），2021年10月以7.750%优先票据再融资，产生440万美元债务清偿损失[593] - 2020年6月公司从托克集团获5000万美元原油销售生产预付款，该协议于2020年9月30日终止，预付款转为墨西哥湾定期贷款[594] - 2020年9月公司签订2亿美元墨西哥湾定期贷款协议，扣除费用后净得1.977亿美元，有最高1亿美元增量承贷权，利率约6%，2025年到期[595][596] - 2021年第四季度公司偿还墨西哥湾定期贷款本金2500万美元，截至2021年12月31日，贷款余额为1.75亿美元[596] - 截至2021年12月31日，未来五年及以后债务预计还款总额为26.75亿美元，各年还款金额不同[599] - 2021年、2020年和2019年利息及其他融资成本净额分别为1.28371亿美元、1.09794亿美元和1.55074亿美元[600] - 2021年12月31日，7.125%高级票据账面价值644572千美元，公允价值632587千美元；7.750%高级票据账面价值395131千美元，公允价值386428千美元；7.500%高级票据账面价值444892千美元，公允价值424688美元；GoM定期贷款账面价值和公允价值均为175000千美元；公司循环信贷额度为0；信贷安排账面价值和公允价值均为1000000千美元，总计账面价值2659595千美元，公允价值2618703千美元。2020年12月31日，总计账面价值2143524千美元，公允价值2113412千美元[617] 财务数据关键指标变化 - 股东权益相关 - 2021年和2020年12月31日，公司股东权益分别为5.29237亿美元和4.40154亿美元[479] - 2018 - 2021年公司普通股数量从442,915千股增至496,152千股[483] - 2021年第四季度公司公开发行4310万股普通股，获得1.366亿美元收益用于偿还部分借款[529] - 2021年4月，董事会批准对长期激励计划（LTIP）进行修订，增加1100万股，修订后的计划规定可发行6150万股；截至2021年12月31日，公司约有1100万股可根据LTIP发行[623] - 截至2021年12月31日，服务归属受限股票单位为4696千股，加权平均授予日公允价值为3.88美元；市场/服务归属受限股票单位为11233千股，加权平均授予日公允价值为5.28美元；未归属受限股票单位待确认的总股权薪酬为1.89亿美元，加权平均期限为1.6年[626] - 2022年1月，公司根据长期激励计划授予员工250万份服务归属受限股票单位和330万份市场和服务归属受限股票单位，预计未来三年确认约3420万美元非现金薪酬费用[628] - 2021年、2020年和2019年，股份支付薪酬费用分别为31651千美元、32706千美元和32370千美元；总税收优惠分别为5786千美元、4694千美元和4898千美元；净税收短缺（盈余）分别为6307千美元、1175千美元和1224千美元；已归属奖励的公允价值分别为9435千美元、26039千美元和20253千美元[629] 财务数据关键指标变化 - 收入、成本及利润相关 - 2021、2020和2019年，公司油气收入分别为13.32013亿美元、8.04033亿美元和14.99416亿美元[481] - 2021、2020和2019年，公司总成本和费用分别为13.77219亿美元、13.12993亿美元和14.84792亿美元[481] - 2021、2020和2019年，公司净亏损分别为7783.6万美元、4.11586亿美元和5577.7万美元[481] - 2021、2020和2019年，公司基本和摊薄后每股净亏损分别为0.19美元、1.02美元和0.14美元[481] - 2021、2020和2019年，公司普通股每股股息分别为0美元、0.0452美元和0.1808美元[481] - 2019 - 2021年公司净亏损分别为55,777千美元、411,586千美元、77,836千美元[483][486] - 2021 - 2019年公司经营活动产生的净现金分别为374,344千美元、196,145千美元、628,150千美元[486] - 2021 - 2019年公司投资活动使用的净现金分别为973,377千美元、345,587千美元、363,931千美元[486] - 2021 - 2019年公司融资活动提供（使用）的净现金分别为624,165千美元、69,860千美元、 - 220,489千美元[486] - 2021 - 2019年公司期末现金及现金等价物和受限现金分别为174,896千美元、149,764千美元、229,346千美元[486] - 2021 - 2019年公司支付的利息净额分别为91,032千美元、103,674千美元、99,928千美元[486] - 2021 - 2019年公司支付的所得税净额分别为137,421千美元、104,061千美元、43,909千美元[486] - 2021年、2020年和2019年公司确认的重组费用分别为260万美元、1650万美元和1150万美元[520] - 2021年、2020年和2019年，赤道几内亚客户合同收入分别为257,628千美元、149,033千美元、297,831千美元；加纳客户合同收入分别为654,644千美元、375,603千美元、740,464千美元；美国墨西哥湾客户合同收入分别为427,261千美元、28

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产量约4.9万桶油当量，符合预期，受飓风“艾达”影响，墨西哥湾地区计划外停产约4000桶油当量/日 [26][27] - 第三季度销售因货物起运数量少，期末大幅欠提约150万桶，加上营运资金提取，导致季度内现金流出 [27] - 第三季度实现价格较低，反映了套期保值的定期月度结算 预计第四季度加纳和赤道几内亚有5.5批货物，墨西哥湾产量恢复，将有大量现金流入 [28] - 预计2021年底退出产量超过7.5万桶油当量/日，预计2021年备考EBITDAX超过9亿美元，年底备考杠杆率约2.5倍 [14] - 目标到2022年底，在布伦特油价65美元时，杠杆率低于2倍；按当前油价，目标杠杆率约1.5倍 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 朱比利油田目前日产原油超过8万桶，J - 56P井7月投产，J - 55注水井9月投产，第二口生产井预计年底前投产，年底产量将超8.5万桶/日 [15] - TEN油田目前日产原油约3万桶，上月注气井投产以维持当前产量水平 [15] 赤道几内亚业务 - 目前日产原油约3万桶，第三季度完成塞巴可靠性项目，奥库梅学院升级项目预计本季度完成 [15] - 奥库梅综合体计划的三口加密井中，第一口8月完成，目前正在连接；第二口12月预计投产；第三口推迟 [16] 墨西哥湾业务 - 第三季度产量受飓风“艾达”影响，约4000桶油当量停产，9月底产量恢复到“艾达”前水平，预计第四季度强劲反弹 [17][18] - 正在钻探温特费尔评估井，结果预计本季度晚些时候公布 [18] 毛里塔尼亚和塞内加尔业务 - 托尔图天然气项目一期，浮式液化天然气船机械完工活动已开始，控制系统调试预计明年第一季度开始 [22] - FPSO上部模块集成、船体和生活区机械完工活动已开始，预调试活动预计本季度晚些时候开始 [23] - 防波堤21个沉箱已开始制造20个，12个已安装，码头打桩预计本季度晚些时候开始 [24] - 努瓦克肖特和达喀尔海上供应基地正在建设，预计明年第一季度开始海上安装活动 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 摩根士丹利预测，到2025年，液化天然气需求增长速度将是供应的两倍，未来五年价格预计比过去五年平均水平高60% [21] - 若忽略近期高价，到2023年12月，JKM和TTF远期曲线显示未来价格预期重新评估，均稳定在约10美元/百万英热单位，约为一年前曲线的两倍 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购加纳朱比利和TEN油田额外权益，预计到2026年底产生约10亿美元增量自由现金流，加速战略交付，增强EBITDAX和现金流，为毛里塔尼亚和塞内加尔天然气业务提供资金 [10][11] - 计划用低成本、低碳的石油生产为向低成本、低碳天然气转型融资，随着毛里塔尼亚和塞内加尔液化天然气业务增加，改变投资组合结构 [11] - 托尔图项目是低成本项目，一期已与BP签订合同，二期天然气未签约，有更大定价灵活性，公司认为该项目在市场上具有竞争力 [19][21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是行业生存之年，公司调整投资组合；2021年恢复运营活动，加强资产负债表；2022年公司将蓬勃发展，有合适投资组合和释放股东价值的途径 [31][32] - 预计2022年基础业务和新收购资产产生大量自由现金流，用于资助托尔图项目和偿还债务；托尔图一期有望产气，二期有望做出最终投资决策；2021年套期保值到期，可在更高水平对增长的产量进行套期保值；年底杠杆率按当前油价约为1.5倍 [32] 其他重要信息 - 10月13日宣布Oxy加纳交易，通过发行约4300万股股票筹集约1.4亿美元股权，发行4亿美元五年半期债券，交易均获超额认购 [13] - 已完成FPSO交易，托尔图项目有明确融资路径至首次产气，剩余资本支出预计用基础业务自由现金流覆盖，正在进行国家石油公司贷款再融资，目标年底完成 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 托尔图二期最终投资决策是否有重大问题或未知因素 - 公司已明确开发方法，需确保海底管道上岸和液化天然气解决方案最优，正在进行商业谈判，外部环境有利，有能力及时完成工作 [35] 问题2: 2022年公司投资组合的活动水平和支出是否可参考第四季度 - 加纳业务活动水平将保持不变，赤道几内亚支出按季度波动但总体与今年相似，墨西哥湾也类似；毛里塔尼亚和塞内加尔将增加支出，以推动托尔图一期首次产气，2022 - 2023年还需约3亿美元 [36] 问题3: 如何看待托尔图二期经济情况，与一期相比如何，进入二期的门槛以及签约环境 - 二期扩张资本支出低，盈亏平衡成本低，具有成本竞争力；公司在定价上有灵活性，可根据市场情况选择不同指数、长期合同或现货销售；认为二期是重大机遇，项目成本低且市场竞争项目少 [39][40] 问题4: 公司在更有利商品价格环境下的中期自由现金流能力如何 - 一期和二期每年预计产生1.5 - 2亿美元自由现金流，一期为二期提供资金；石油业务运营成本在10 - 15美元范围，加上维护资本支出和现金税，在40 - 50美元油价环境下可产生自由现金流，2026年后加上天然气业务自由现金流 [42] 问题5: 油价敏感度是多少 - 油价每变化5美元，每年未套期保值部分影响约1亿美元 [44] 问题6: 国家石油公司贷款年底前再融资的路径如何，有无需要关注或担忧的点 - 正在与多家银行和金融机构进行讨论，在完成FPSO交易和Oxy加纳交易融资后开始该工作，除达成交易外无其他预期里程碑 [46] 问题7: 温特费尔评估井是否可转为开发井 - 公司保留该选择权，完成评估井结果后，有机会实施早期生产方案 [48] 问题8: 一年前BP缩小托尔图项目规模的决策是否仍合理，未来阶段如何规划，加纳合作伙伴的优先购买权是否会行使 - 缩小规模是为实现最高资本效率和价值创造，二期利用现有基础设施扩张至500万吨是正确决策；三期应充分利用资源，将产量提升至1000万吨/年；加纳合作伙伴优先购买权还有约一周到期，结果未知，但公司在朱比利油田权益增加，影响不大 [51][52] 问题9: 碳敏感度是否因加纳权益增加而提高 - 有一定增加，但幅度不大，约为每5美元油价变化增加1500 - 2000万美元 [53] 问题10: 如何考虑股东回报，触发因素是什么，托尔图项目的碳强度如何，有无销售碳中和货物的计划 - 当杠杆率达到1 - 1.5倍时，可进行股东回报讨论，需确保可持续性；公司预计明年年底达到该杠杆率，届时资本支出减少且产量增加，适合进行讨论；托尔图项目碳强度优于平均水平，正在研究销售碳中和货物，重点关注二期未签约货物 [56][57][58] 问题11: 加纳交易是否会影响朱比利油田的作业权，第二台钻机何时进入加纳，TEN油田产量在2022年如何，如何看待大托尔图和比拉尔资产的货币化 - 公司与塔洛斯合作良好，将继续维持合作关系；第二台钻机决策预计年底做出，用于朱比利东南区钻探及其他机会；TEN油田产量提升需增加井数，2022年产量取决于钻机计划优化；公司目前专注托尔图一期和二期，比拉尔资产可能是出口项目，塞内加尔亚卡尔 - 特兰加项目是国内天然气计划，正在进行前端工程和与政府的商业谈判 [62][63][64] 问题12: 是否考虑在加纳货物上采用收入分成和收费模式 - 公司意识到该问题，产量增加和合并收购与现有桶数将有助于解决季度波动问题，2022年该问题将自然减少 [69]

业绩总结 - Kosmos预计到2021年年底EBITDAX将超过9亿美元，杠杆率约为2.5倍[23] - 预计2021年第四季度将实现强劲的自由现金流，来自基础业务和新收购资产[13] - 预计2021年第四季度的净利息支出约为4500万美元[32] 用户数据 - 加纳第三季度净产量约为22,700桶/日，赤道几内亚为9,600桶/日，墨西哥湾为17,000桶/日[24] - 2021年第三季度净生产量约为49,300桶油当量/天，较第二季度的51,600桶油当量/天下降约4.5%[29] 未来展望 - 预计2022年将实现显著的生产增长，且已在有吸引力的水平上进行对冲[15] - 预计到2023年，集团生产目标将从2026年提前实现[21] - 目标到2022年底将杠杆率降低至2.0倍，当前价格下约为1.5倍[18] - 预计2022年年底杠杆率目标为约1.5倍[31] 新产品和新技术研发 - 通过FPSO的出售和回租，显著减少了到达首个天然气的资本支出[10] 市场扩张和并购 - 加纳的TEN油田当前净产量约为30,000桶/日[24] - 预计2021年将进行显著的去杠杆化，主要受益于提高的油价和增加的生产[30] 负面信息 - 第三季度实现价格约为47.7美元/桶，较第二季度的54.0美元/桶下降约11.4%[29] - 第三季度运营支出约为16.7美元/桶，较第二季度的19.2美元/桶下降约13.0%[29] - 第三季度折旧、摊销及减值费用约为21.6美元/桶，较第二季度的25.1美元/桶下降约13.9%[29] 其他新策略和有价值的信息 - 预计2021年第四季度生产量为70,000至72,000桶油当量/天[32] - 预计2021年第四季度运营支出为17.00至18.50美元/桶[32] - 预计2021年第四季度折旧、摊销及减值费用为23.00至25.00美元/桶[32] - 预计2022年将通过自由现金流加速去杠杆化[16]

收购与权益变动 - 2021年10月，公司以约4.6亿美元现金收购阿纳达科WCTP公司，收购后在朱比利单元区权益从24.1%增至42.1%，在TEN油田权益从17.0%增至28.1%[125] - 若合资伙伴行使优先购买权，公司在朱比利单元区权益将降至38.3%，在TEN油田权益将降至19.8%[127] - 加纳额外收购权益相关资本支出，若合资伙伴行使优先购买权，公司在朱比利单元区权益降至38.3%，在TEN油田权益降至19.8%[172] 资金来源与融资 - 公司通过发行4亿美元浮动利率优先票据和7500万美元借款为收购融资，后用发行4亿美元7.750%优先票据和手头现金对优先票据进行再融资，还通过公开发行股票获得1.366亿美元用于偿还借款[126] - 2019年4月公司发行6.5亿美元7.125%优先票据，2021年3月发行4.5亿美元7.500%优先票据[180][182] - 2020年6月公司从托克处获得5000万美元原油销售预付款，后该协议终止并转为墨西哥湾定期贷款[185] - 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，利率约6%，2025年到期[186] 产量数据 - 2021年第三季度，加纳产量平均约10.82万桶/日毛产量（2.27万桶/日净产量），美国墨西哥湾产量平均约1.7万桶油当量/日净产量，赤道几内亚产量平均约2.99万桶/日毛产量（0.96万桶/日净产量）[128][130][135] - 2021年第三季度，美国墨西哥湾因飓风导致计划外停产，影响产量约4000桶油当量/日，全年约1000桶油当量[130] 勘探费用 - 2021年前三季度，公司因佐拉勘探井记录约1410万美元勘探费用[134] - 2021年第三季度，勘探费用为2398.2万美元，较2020年同期的1397.7万美元增加1000.5万美元，主要因Zora勘探井未发现碳氢化合物并于2021年8月封堵废弃，产生1260万美元井成本计入勘探费用[148] - 2021年前三季度，勘探费用为4145.2万美元，较2020年同期的7429.3万美元减少3284.1万美元，主要因2021年美国墨西哥湾业务部门和其他勘探许可证区域的地质、地球物理和地震成本降低，部分被Zora勘探井的1410万美元井成本抵消[155][156] 项目进展 - 大托尔图项目一期预计2023年第三季度首次产气，截至2021年第三季度末及之后取得多项里程碑进展[137] 应收款与负债结算 - 2021年第三季度，公司从BP运营商处确认2.002亿美元长期应收款和2.002亿美元FPSO合同负债，BP运营商结算公司5120万美元资本支出和4270万美元应付账款[140] 运营结果对比 - 2021年第三和九个月，公司销售、收入、成本等运营结果与2020年同期相比有不同程度变化，如2021年第三季度总销售收入为1.98936亿美元，2020年同期为2.24786亿美元[142] 油井数量 - 截至2021年9月30日，正在钻探或完井的油井总数为3口（毛井）、0.76口（净井），暂停或等待完井的油井总数为26口（毛井）、6.56口（净井）[143] 营收与亏损情况 - 2021年第三季度，公司总营收和其他收入为2.0054亿美元，较2020年同期的2.24787亿美元减少2424.7万美元；净亏损为2859.7万美元，较2020年同期的3738.4万美元减少878.7万美元[145] - 2021年前三季度，公司总营收和其他收入为7.61229亿美元，较2020年同期的5.29882亿美元增加2.31347亿美元；净亏损为1.76552亿美元，较2020年同期的4.19542亿美元减少2.4299亿美元[152] 油气收入情况 - 2021年第三季度，油气收入为1.98936亿美元，较2020年同期的2.24786亿美元减少2585万美元，主要因国际业务货物运输时间导致销量下降，部分被油价上涨抵消；公司销售301万桶油当量，平均实现价格为每桶当量66.10美元，2020年同期销售547.7万桶油当量，平均实现价格为每桶当量41.05美元[145] - 2021年前三季度，油气收入为7.59455亿美元，较2020年同期的5.2988亿美元增加2.29575亿美元，主要因油价上涨，部分被国际业务产量下降导致的销量减少抵消；公司销售1231.8万桶油当量，平均实现价格为每桶当量61.65美元，2020年同期销售1556万桶油当量，平均实现价格为每桶当量34.05美元[152] 油气生产成本情况 - 2021年第三季度，油气生产成本为5031.6万美元，较2020年同期的8427.7万美元减少3396.1万美元，主要因本季度销量下降，部分被美国墨西哥湾油田生产组合的修井成本增加和每桶生产成本上升抵消[146] - 2021年前三季度，油气生产成本为2.11871亿美元，较2020年同期的2.34627亿美元减少2275.6万美元，主要因本年度销量和产量下降，部分被美国墨西哥湾油田生产组合的每桶生产成本上升抵消[153] 资产减值情况 - 2020年前三季度，因COVID - 19对石油需求的影响和油价大幅下跌，公司对美国墨西哥湾油气探明资产计提1.5082亿美元资产减值；2021年前三季度未识别出减值迹象，未确认减值[159] 经营活动现金情况 - 2021年前9个月经营活动提供的净现金为1.438亿美元，2020年同期为2070万美元，增长主要因油价上涨[166] 债务与资金情况 - 2021年9月30日净债务为22.95158亿美元，可用借款加现金及现金等价物为5.96484亿美元[168] - 截至2021年9月30日，信贷安排下借款为11.5亿美元，未动用额度为8520万美元[174] - 截至2021年9月30日，公司有4290万美元受限现金以满足净杠杆比率超2.5倍时的要求[176] - 截至2021年9月30日，7.125%高级票据本金6.5亿美元，公允价值 - 6.37728亿美元；7.500%高级票据本金4.5亿美元，公允价值 - 4.36905亿美元[188] - 可变利率债务加权平均利率2021 - 2026年分别为4.22%、4.26%、4.63%、5.36%、5.77%、6.38%[188] - 截至2021年9月30日，设施贷款本金1.15亿美元，公允价值 - 1.15亿美元；墨西哥湾定期贷款本金2000万美元，公允价值 - 2000万美元[188] - 2021 - 2026年总本金债务还款分别为75万美元、30万美元、142.621万美元、237.834万美元、402.692万美元、1629.353万美元[188] - 长期债务利息及承诺费支付总计716.51万美元[188] - 经营租赁总计31.957万美元[188] - 公司有2.002亿美元浮式生产储卸油装置（FPSO）合同负债[191] - 截至2021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14亿美元，加权平均利率为4.3%[207] 资本支出情况 - 预计2021年基础业务资本支出约3亿美元，截至9月30日已花费约1.843亿美元[170] - 2021年大托尔图项目资本支出从约3.5亿美元降至约1.8亿美元，截至9月30日已花费约1.692亿美元[171] 债务清偿损失 - 2021年第二季度公司因信贷安排修订产生1520万美元债务清偿损失[175] 油价波动情况 - 2021年前九个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 79.12美元之间波动[201] 衍生品合约情况 - 2021年10 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：与卖出看跌期权的互换合约1500千桶、三方领口期权合约750千桶和250千桶、卖出看涨期权合约1750千桶[204] - 2022年1 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：三方领口期权合约4500千桶、两方领口期权合约3000千桶、卖出看涨期权合约1581千桶[204] - 2021年10月，公司签订2022年1月至12月的布伦特原油两方领口期权合约，数量为2000千桶，底价70美元/桶，顶价90美元/桶[205] 未平仓衍生品情况 - 截至2021年9月30日，未平仓衍生品合同公允价值为 - 1.29411亿美元[200] - 截至2021年9月30日，公司未平仓商品衍生工具净负债头寸为1.294亿美元[206] 市场价格变动影响 - 截至2021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7900万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约6810万美元[206] 利率变动影响 - 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20万美元利息费用[207] 其他收入 - 2021年第三季度，公司从壳牌处获得南非参与权益剩余款项100万美元[124]

财务数据和关键指标变化 - 二季度自由现金流达1.15亿美元，上半年基础业务产生约1.25亿美元自由现金流，不包括毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出，并包含流动资金收益 [7][12] - 二季度末净债务减少约1亿美元，杠杆率自2020年末大幅下降，预计未来继续降低 [13] - 2021年第二季度EBITDAX比去年同期增长超三倍，油价上涨推动EBITDAX升高，产量增长和绝对债务减少对杠杆率产生积极影响 [14] - 每桶实现价格环比上涨约20%，每桶运营成本因产量略降和生产组合变化而略有上升，净利息为3900万美元，基础业务资本支出环比增加 [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 朱比利（Jubilee）产区J - 56生产井已投产，产量从上半年的约7万桶/日增至约1.8万桶/日，第二口注水井即将投产，计划年底前再钻一口生产井，2022年产量有望进一步提升 [19][20] 赤道几内亚业务 - 塞巴（Ceiba）油田基础设施完整性项目完成，奥库梅（Okume）升级项目预计四季度完成，4月完成一台电潜泵（ESP）转换，三口加密井中的第一口已开钻且初期结果积极，三口井预计四季度投产 [21][22] 墨西哥湾业务 - 龙卷风5号（Tornado 5）生产井二季度钻探并于7月投产，目前产量处于运营商8000 - 10000桶油当量/日指导范围的上限，本季度计划钻探温特费尔（Winterfell）评估井 [23][24] 毛里塔尼亚和塞内加尔业务 - 大托尔图阿 - 阿梅伊姆（GTA）项目各主要工作流程进展顺利，近岸终端已初具规模，首气预计2023年三季度产出，FPSO由Technip Energie在中国中远船厂建造 [24][25] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司专注于GTA项目，确保按时、按预算交付项目并产生现金流，同时考虑推进毛里塔尼亚和塞内加尔地区更多长期项目的现金流 [38][39] - 套期保值组合采用多种结构，2022年约为双向和三向期权各占50%的组合，以平衡下行保护、成本和保留上行潜力 [42][43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着新井投产，产量增加，预计下半年现金表现强劲，2022年随着套期保值到期，油价维持当前水平时现金生成将显著增强，杠杆率将大幅下降 [7][8] - 公司业务活动势头良好，各生产中心和项目进展顺利，有望实现全年目标 [18][19] 其他重要信息 - 完成大托尔图阿 - 阿梅伊姆项目FPSO出售及回租交易，预计为2021年剩余的GTA资本支出提供资金，并在2022年节省成本，2021年毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出约9000万美元已在上半年支出 [8][15][17] - 5月完成储备基贷款（RBL）融资安排的修订和延期，将重大短期债务到期日推迟至2024年及以后 [9][17] - 全年产量指导不变，预计下半年产量上升，三季度预计在加纳起运一批货物，在赤道几内亚起运半批货物，运营成本指导上调约1美元/桶，基础业务资本支出不变 [31][32] 问答环节所有提问和回答 问题1: 是否考虑出售毛里塔尼亚和塞内加尔部分资产，以及套期保值政策是否会改变 - 公司对GTA项目进展满意，当前重点是确保项目按时、按预算交付并产生现金流，对于毛里塔尼亚和塞内加尔地区，将关注推进长期项目的现金流 [38][39] - 套期保值组合将继续采用多种结构，2022年约为双向和三向期权各占50%的组合，以平衡下行保护、成本和保留上行潜力 [42][43] 问题2: 去杠杆化图表的假设和敏感性，以及科迪亚克（Kodiak）井的问题和解决方案时间表，温特费尔评估井的关键风险和意义 - 去杠杆化图表基于65 - 70美元的油价假设，油价波动对去杠杆化影响不大，公司在2021年有套期保值，2022年油价上涨将加速去杠杆 [48][49] - 科迪亚克井表现未达预期，正在评估干预措施，预计年底至明年才能获得所需设备，墨西哥湾龙卷风井的强劲表现抵消了科迪亚克井的负面影响，2022年科迪亚克井恢复生产将带来上行空间 [50] - 温特费尔评估井将测试相邻断层块和加深钻探，若结果积极，将为后续开发提供多种选择 [51][52][53] 问题3: FPSO出售及回租交易的融资流入，集团运营成本水平，以及是否应将FPSO回租纳入运营成本 - FPSO交易在2021年剩余时间内，毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出将被抵消，2022年预计节省约2亿美元，加上2021年的1.6亿美元，总共节省约3.6亿美元 [58][60] - 运营成本指导中点提高至约16.5美元/桶，随着产量提高和成本控制，有能力将成本降低1 - 2美元/桶，Tortue项目运营成本指导稍后提供 [61][62] 问题4: 三季度是否会出现负流动资金影响，以及FPSO和FLNG在出售及回租方面的差异 - 流动资金受货物起运时间影响，二季度因货物起运增加获得收益，三季度将逆转，四季度又会恢复，全年总体平衡 [64][65] - FLNG项目一开始就是租赁项目，FPSO交易后将与FLNG类似，未来作为运营成本核算 [66] 问题5: 运营成本上升的驱动因素及未来成本管理措施，以及Tortue融资剩余流程和关键里程碑 - 运营成本上升是由于TEN货物的运营成本较高、Tornado井的价格因素以及COVID - 19带来的结构性挑战，公司将通过更复杂的协议降低成本 [70][71][72] - Tortue融资等待FPSO完工，已与银行进行初步沟通，预计四季度完成NOC贷款再融资 [75]

信贷安排与债务情况 - 2021年5月公司修订信贷安排，将信贷额度从15亿美元降至12.5亿美元，期限延长至2027年3月，可用借款基数约12.4亿美元[122] - 截至6月30日，信贷安排借款总额10亿美元，未提取额度2.352亿美元，可用借款基数约12.4亿美元[167][168] - 2020年7月修订债务覆盖率计算方式，2021年12月31日前最高放宽至4.75倍，之后逐步恢复至3.5倍[170][173] - 2019年4月发行6.5亿美元7.125%优先票据，净收益约6.4亿美元[174] - 2021年3月发行4.5亿美元7.500%优先票据，净收益约4.444亿美元[176] - 2020年9月签订2亿美元美国墨西哥湾定期贷款协议，净收益1.977亿美元，年利率约6% [180] - 7.125%高级票据2025年及以后本金为6.5亿美元，公允价值为 -6.40224亿美元；7.500%高级票据2025年及以后本金为4.5亿美元，公允价值为 -4.4577亿美元[182] - 浮动利率债务加权平均利率从2021年的4.29%升至2025年以后的6.33%[182] - 2021 - 2025年及以后总本金债务还款分别为750万美元、3000万美元、3000万美元、2.00455亿美元、4.02692亿美元、16.29353亿美元，总计23亿美元[182] - 2021 - 2025年及以后长期债务利息及承诺费支付分别为707.51万美元、1372.44万美元、1369.67万美元、1381.55万美元、1239.62万美元、1329.39万美元，总计7400.18万美元[182] - 2021 - 2025年及以后经营租赁分别为134.7万美元、401.6万美元、408.7万美元、415.8万美元、422.9万美元、1518万美元，总计3301.7万美元[182] - 截至2021年6月30日，公司未偿还借款总额12亿美元，加权平均利率4.3%，若浮动市场利率上升10%，每年将多支付约10万美元利息费用[201] 各地区产量数据 - 2021年第二季度，加纳产量平均约10.59万桶/日毛产量（2.19万桶/日净产量），其中朱比利油田平均约7.09万桶/日毛产量（1.62万桶/日净产量），TEN油田平均约3.5万桶/日毛产量（0.57万桶/日净产量）[123] - 2021年第二季度，美国墨西哥湾产量平均约2.04万桶油当量/日净产量（约82%为石油）[124] - 2021年第二季度，赤道几内亚产量平均约2.91万桶/日毛产量（0.94万桶/日净产量）[130] 项目进展情况 - 2021年第一季度，BP申请延长塞内加尔Cayar区块许可证期限，7月5日总统令批准延长最多三年[131] - 大托尔图项目一期预计首气时间推迟至2023年第三季度，延迟约三个月[132] 销售与营收数据对比 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，石油销量从575.1万桶降至568.9万桶，天然气销量从13.03亿立方英尺降至12.21亿立方英尺，NGL销量从14.2万桶降至12.7万桶[135] - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，总营收从1.27314亿美元增至3.84045亿美元，平均石油销售价格从21.7美元/桶增至66.38美元/桶[135] - 2021年第二季度油气收入3.84亿美元，较2020年同期增加2.57亿美元，销售6020 MBoe，平均每桶当量实现价格63.80美元；2020年同期销售6110 MBoe，平均每桶当量实现价格20.84美元[138] - 2021年上半年油气收入5.61亿美元，较2020年同期增加2.55亿美元，销售9309 MBoe，平均每桶当量实现价格60.22美元；2020年同期销售10084 MBoe，平均每桶当量实现价格30.25美元[146] 成本数据对比 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，油气生产成本从8.8747亿美元增至11.5803亿美元，平均每桶油当量成本从14.53美元增至19.24美元[135] - 2021年第二季度油气生产成本1.16亿美元，较2020年同期增加2710万美元[138][139] - 2021年上半年油气生产成本1.62亿美元，较2020年同期增加1120万美元[146][147] - 2021年上半年勘探费用1747万美元，较2020年同期减少4284.6万美元[146][149] - 2021年上半年一般及行政费用4416.9万美元，较2020年同期增加507.2万美元[146][150] 其他财务指标 - 2021年上半年资产减值损失为0，2020年同期为1.51亿美元[146][152] - 2021年上半年净现金由经营活动提供2.42亿美元，2020年同期使用6283.6万美元[159] - 截至2021年6月30日，公司净债务为21.07亿美元，可用借款加现金及现金等价物为7.85亿美元[161] - 2021年第二季度，公司因债务清偿损失支出1520万美元[168] - 截至6月30日，受限现金约4290万美元[169] 资本支出情况 - 公司维持积极的套期保值计划，并定期审查资本支出计划以应对油价波动[158] - 2021年基础业务预计资本支出2.25 - 2.75亿美元，截至6月30日已支出1.119亿美元[163] - 大托尔图项目2021年资本支出从3.5亿美元降至1.9亿美元[164] - 截至6月30日，毛里塔尼亚和塞内加尔相关支出已花费1.554亿美元[165] 井的情况 - 截至2021年6月30日，正在钻探或完井阶段的井共3口（净1.02口），暂停或等待完井的井共25口（净6.13口）[136] 油价波动与衍生品情况 - 2021年前六个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 76.44美元之间波动[195] - 截至2021年6月30日，未平仓衍生品合约公允价值从2020年12月31日的 -2037.7万美元变为 -1.46921亿美元，期间合约公允价值变化为 -2.23159亿美元，合约到期为9661.5万美元[194] - 2021年7 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：与卖出看跌期权的互换合约3000千桶、三种期权组合合约1500千桶和500千桶、卖出看涨期权合约3500千桶[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：三种期权组合合约1500千桶、两种期权组合合约3000千桶、卖出看涨期权合约1581千桶[198] - 2021年7 - 12月，不同类型合约的加权平均价格分别为：与卖出看跌期权的互换合约53.96美元/桶、三种期权组合合约32.50美元/桶和37.50美元/桶、卖出看涨期权合约无[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约的加权平均价格分别为：三种期权组合合约40.00美元/桶、两种期权组合合约无、卖出看涨期权合约无[198] - 2021年7 - 12月，不同类型合约在2021年6月30日的公允价值分别为：与卖出看跌期权的互换合约 - 54102千美元、三种期权组合合约 - 28825千美元和 - 8725千美元、卖出看涨期权合约 - 19166千美元[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约在2021年6月30日的公允价值分别为：三种期权组合合约 - 9688千美元、两种期权组合合约 - 6744千美元、卖出看涨期权合约 - 19384千美元[198] - 2021年7月，公司签订2022年1月至12月的布伦特原油三种期权组合合约，涉及1000千桶，卖出看跌期权价格45美元/桶，底价60美元/桶，顶价80美元/桶[199] - 2021年6月30日，公司未平仓商品衍生品工具净负债头寸为1.466亿美元[200] - 2021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7870万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约7460万美元[200] 其他事项 - 公司有在毛里塔尼亚钻探两口勘探井的承诺[185] - 截至2021年6月30日，表外安排和交易包括短期经营租赁和未提取的信用证[186] - 公司认为与收入确认、勘探和开发成本等相关的会计政策为关键会计政策[187]

财务数据和关键指标变化 - 一季度实现约5.3万桶油当量/日产量，符合指引，预计年底退出率达6万桶油当量/日 [26] - 一季度实现价格经衍生品和现金结算调整后略低于去年同期，因套期保值和销售数量减少，导致一季度自由现金流为负 [35] - 一季度运营成本、勘探费用、利息和资本支出均下降，二季度指引已提供，全年指引不变 [37] - 一季度末公司流动性约8亿美元，预计二季度起杠杆率将迅速下降 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2021年计划钻9口加密井，是2020年的3倍，已在加纳和墨西哥湾钻完4口井，加纳第二口井正在钻探 [18] - 加纳Jubilee和TEN的FPSO一季度正常运行时间分别为98%和99%，Jubilee的注水和天然气外输量增加，预计对GOR产生积极影响 [21] - 赤道几内亚Okume升级项目接近完成，4月完成第一台ESP并升级G - 19流线，预计本季度末钻机抵达开始钻井 [24] - 美国墨西哥湾Kodiak - 2在一季度末恢复生产，Kodiak - 3上月投产，计划本季度钻Tornado - 5加密井，预计三季度投产 [25] 开发业务 - Tortue LNG项目一期一季度末完成约58%，预计年底完成约80%，FPSO出售和回租交易预计本季度完成 [27][28] 勘探业务 - 年初在墨西哥湾Winterfell勘探成功，合作伙伴已加快评估计划，预计三季度钻评估井 [18][30] - 计划三季度钻Zora ILX井，该井有望降低附近勘探机会的风险，创造新的生产中心 [31][32] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司从前沿石油勘探公司转变为全周期勘探生产公司，未来计划将有机产量增长至约10万桶油当量/日，并通过无机机会进一步补充 [10][14] - 2023年预计Tortue一期首气投产，中期二期投产，使毛里塔尼亚和塞内加尔成为主要生产中心，增加天然气在投资组合中的比重 [15] - 公司致力于应对气候变化，目标是在2030年或更早实现范围1和范围2排放的碳中和 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司年初开局良好，各项业务按计划推进，有望实现年底产量目标和1 - 2亿美元的自由现金流 [43][45] - 随着新井投产和货物运输时间的平衡，预计产量和自由现金流将得到改善 [34][36] - 公司拥有优质资产组合，有望在未来10年继续推动ESG议程 [16] 其他重要信息 - 今年是公司在纽约证券交易所上市10周年，公司一直致力于企业责任和支持东道国的经济社会发展 [6] - 公司通过发布石油合同和设立创新中心等方式，提高行业透明度并促进当地经济发展 [11][12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年基础业务自由现金流对油价的敏感度，一季度9500万美元营运资金流出是否会在剩余时间内逆转，以及加纳合作伙伴何时决定第二台钻机合同 - 每5美元的油价变化，2021年自由现金流约增加3000 - 3500万美元，考虑了当前套期保值情况 [52] - 营运资金流出主要因季度内提货不足，随着货物运输时间平衡，大部分将在年内逆转 [53] - 加纳第二台钻机合同决策预计在三季度，需考虑项目组合深度和业绩表现 [49] 问题2: 第二台钻机是否专门用于TEN - 钻机部署具有灵活性，需优化钻机时间和部署，优先钻探最佳井 [54] 问题3: 提拔Tim Nicholson和Jon Shinol领导勘探项目，公司会有何不同，他们在赤道几内亚资产方面的工作情况 - 两人在成熟盆地勘探经验丰富，将运用技能对机会进行筛选，专注于能快速收回成本和高回报的项目 [56] - 过去两年多，他们参与了赤道几内亚、墨西哥湾和加纳的工作 [57] 问题4: 到2021年底Tortue项目剩余20%的工作内容 - 年底需完成海底基础设施铺设、沉箱部署、FPSO定位，2022年进行钻井、项目集成和调试工作 [58] 问题5: 达到Tortue二期最终投资决策（FID）的关键因素，以及二期相对于一期的增量经济效益 - 关键是优化二期项目，充分利用一期基础设施，如气体处理设施、管道和防波堤等 [60] - 二期具有更强的增量经济效益，是经济可行的项目，目标是2022年底做出FID，约3.5年后实现首气投产 [61] 问题6: 如何实现项目范围1和2排放到2030年碳中和目标 - 一方面通过测量和减少自身运营碳排放，墨西哥湾资产碳强度较低，有进一步减排机会 [63] - 另一方面通过基于自然的抵消措施，如加纳的重新造林项目和美国的湿地重新造林项目 [63] 问题7: 幻灯片2中未来10年约10万桶油当量/日的产量目标是战略规划还是保守基线，是否有出售石油资产转投天然气资产的想法 - 该目标体现公司战略，现有石油业务可产生自由现金流，Tortue项目是增长动力，能提供可持续现金流 [67] - 公司注重投资组合中天然气和石油的平衡，有能力根据市场变化调整，目前暂无出售石油资产转投天然气资产的计划 [68][70] 问题8: Winterfell和Zora项目需证明多少2C储量才能达到商业开发门槛，Zora在2亿桶总资源潜力中的占比，以及是否计划在Zora钻井前进行部分权益出让 - Winterfell通过两口井有望证明中部区域大部分超过1亿桶的资源潜力，达到商业门槛，南北部仍有额外潜力 [73] - Zora是3000 - 4000万桶级别的前景，约4 - 5个前景构成2亿桶总资源潜力，可能需要2个前景成功才能支撑初始开发 [74] 问题9: 一季度运营成本低于指引，后续是否会因加密钻井成本增加而上升，以及加纳产量增加1.5 - 2万桶/日是否包含在年底6万桶/日的退出率中 - 一季度运营成本低于指引是因生产组合变化，后续整体运营成本指引无重大变化，加密钻井成本不影响整体运营成本 [76] - 加纳产量预测需维持现有运营可靠性和基础管理，钻井成功有望增加1.5 - 2万桶/日产量，但目前过早给出新的退出率指引 [78] 问题10: RBL银行将ESG关键绩效指标纳入保证金的原因，以及Winterfell项目除连接流线和完井外还需要哪些额外基础设施 - 公司与银行讨论设施延期时，因资产现金生成能力和明确的增长前景，以及强大的ESG战略，提议将ESG指标纳入设施，银行认为是积极因素 [83][84] - Winterfell第二口评估井需证明核心开发区域，确定最佳流线尺寸，为未来第二和第三钻井中心的连接创造选择，可能在达到一定规模时增加第二条流线 [86] 问题11: 加纳Jubilee和TEN项目的合作伙伴有意出售权益，公司是否有优先购买权，是否会根据价格行使该权利 - 部分许可区块有优先购买权，但行使取决于具体结构，公司会筛选能产生现金流和降低杠杆的机会 [88] 问题12: Winterfell幻灯片中上新世地层与中新世目标的关系 - 无需过度解读，Winterfell项目有显著潜力，需通过适当评估计划推进，初始井已验证地震数据，第二口评估井正在进行 [91] 问题13: Winterfell中部区域评估可证明1亿桶储量，其他断层块还有1亿桶储量吗 - 项目有超过1亿桶潜力，前两口井的资源足以支持初始开发阶段，南北部储量取决于钻探结果 [93]

融资与债务发行 - 2021年3月公司发行4.5亿美元7.500%的2028年到期优先票据，扣除费用后净收益约4.444亿美元[110] - 2019年4月，公司发行6.5亿美元7.125%优先票据，净收益约6.4亿美元，用于赎回先前发行的7.875%优先担保票据等[147] - 2021年3月，公司发行4.5亿美元7.500%优先票据，净收益约4.444亿美元，用于偿还循环信贷协议和信贷安排下未偿还债务等[149] 各地区产量数据 - 2021年第一季度，加纳产量平均约10.92万桶/日毛产量（2.24万桶/日净产量），美国墨西哥湾产量平均约2.05万桶油当量/日（净），赤道几内亚产量平均约3.02万桶/日毛产量（1.02万桶/日净产量）[111][112][115] 勘探成果 - 2021年1月，Winterfell井在两个层段发现约26米（85英尺）的净油层[114] 项目进展 - 截至2021年3月31日，Greater Tortue项目一期完成约58%，预计2023年上半年首次产气[117] 财务指标同比变化 - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，石油和天然气销售收入减少130万美元，主要因销量降低但油价上涨[119][122] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，石油和天然气生产成本减少1590万美元，主要因成本降低和美国墨西哥湾业务单元因设施停机导致销量降低[119][123] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，勘探费用减少3640万美元，主要因2021年地质、地球物理、地震和不成功井成本降低[121][125] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，折旧、损耗和摊销减少1680万美元，主要因美国墨西哥湾当前期间销量降低[121][126] - 2020年第一季度因新冠疫情对石油需求的影响和油价大幅下跌，公司对美国墨西哥湾的石油和天然气探明储量计提资产减值1.508亿美元，2021年第一季度未确认减值[121][127] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，净亏损从1.82767亿美元减少至9076.8万美元，减少9199.9万美元[121] 税率影响因素 - 2021年和2020年第一季度，公司整体有效税率受美国21%所得税申报税率与加纳和赤道几内亚35%法定税率差异等因素影响，2020年3月31日还受3090万美元递延所得税费用和490万美元税收优惠影响[129] 经营活动现金流量 - 2021年第一季度经营活动净现金使用量为4660万美元，2020年同期为1700万美元，主要因资产产量降低和营运资金项目负变化[133] 债务与资金状况 - 截至2021年3月31日，公司净债务为2.205556亿美元，可用借款加现金及现金等价物为7.65242亿美元[135] - 截至2021年3月31日，信贷安排下借款总计10亿美元，未动用额度为3.2亿美元；2021年5月，信贷安排修订，规模降至12.5亿美元，利率利差提高0.5%，期限延长两年[141][143] - 截至2021年3月31日，公司循环信贷协议下未偿还借款为5000万美元，未动用额度为3.5亿美元[144] - 截至2021年3月31日，7.125%优先票据本金6.5亿美元，7.500%优先票据本金4.5亿美元[156] - 截至2021年3月31日，预计总本金债务还款2.35亿美元，长期债务利息及承诺费支付655106美元，经营租赁支付35212美元[156] - 2021年本金债务还款中2000万美元归类为流动债务，与墨西哥湾定期贷款条款修订有关，若未在规定日期赎回，将恢复原还款计划[157] - 截至2021年3月31日，公司未偿借款总额为12.5亿美元，加权平均利率为4.0%[174] 资本支出情况 - 2021年公司预计花费2.25 - 2.75亿美元资本（不包括毛里塔尼亚和塞内加尔），截至3月31日已花费约4380万美元[137] - 毛里塔尼亚和塞内加尔2021年预计资本支出约3.5亿美元（不包括大托尔图浮式生产储油卸油装置出售影响），该交易预计提供约3.2亿美元资本，2021年最多实现2.5亿美元，截至3月31日已花费约7270万美元[138][139] 债务指标修订 - 因新冠疫情对石油需求影响及油价大幅下跌，公司为确保遵守债务覆盖率财务指标，2020年7月对该指标计算方式进行修订，至2021年12月31日该指标限制放宽至最高4.75倍，之后逐步恢复至3.5倍[142][146] 票据契约限制 - 7.500%优先票据契约限制公司及其受限子公司多项能力，若该票据获标普和惠誉投资级评级且无违约事件，部分契约将终止，截至2021年3月31日公司遵守相关财务契约[151] 贷款协议情况 - 2020年6月公司根据原油生产预付款协议从托克集团获得5000万美元，该协议于2020年第二季度终止，预付款转为墨西哥湾定期贷款[152] - 2020年9月公司签订为期五年、金额2亿美元的墨西哥湾定期贷款信贷协议，扣除费用后净收入1.977亿美元，利率约6%，2025年到期，2021年第四季度开始偿还本金，截至2021年3月31日公司遵守相关契约[153][154] 可变利率债务情况 - 可变利率债务加权平均利率2021 - 2025年分别为3.99%、4.29%、4.81%、5.82%、6.36%[156] 衍生品合约情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓衍生品合约公允价值从2020年12月31日的 - 2037.7万美元变为 - 9353.7万美元[168] - 截至2021年3月31日，公司未平仓商品衍生工具处于净负债头寸，金额为9350万美元[173] - 截至2021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6540万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约5950万美元[173] 勘探承诺 - 公司目前承诺在毛里塔尼亚钻探两口勘探井并获取约1000平方公里的3D地震数据[159] 油价波动情况 - 2021年前三个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 69.29美元之间波动，重质路易斯安那甜油价格也有类似波动[169] 利率变动影响 - 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20万美元利息费用[174] 衍生品合约交易量及价格 - 2021年4 - 12月，Dated Brent指数的互换加卖出看跌期权合约交易量为4500千桶，加权平均互换价格为每桶53.96美元，净递延溢价应付/应收为0，公允价值为 - 33132千美元[172] - 2021年4 - 6月，NYMEX WTI指数的互换加卖出看跌期权合约交易量为500千桶，加权平均互换价格为每桶47.75美元，净递延溢价应付/应收为0，公允价值为 - 5658千美元[172] - 2021年4 - 12月，Dated Brent指数的三方领口期权合约交易量为2750千桶，净递延溢价应付/应收为0.37千美元，加权平均看跌价格为每桶32.95美元，公允价值为 - 27239千美元[172] - 2021年4 - 12月，NYMEX WTI指数的三方领口期权合约交易量为750千桶，净递延溢价应付/应收为1.00千美元，加权平均看跌价格为每桶37.50美元，公允价值为 - 4989千美元[172] - 2021年4 - 12月，Dated Brent指数的卖出看涨期权合约交易量为5250千桶，加权平均上限价格为每桶70.09美元，净递延溢价应付/应收为0，公允价值为 - 9153千美元[172] - 2022年1 - 12月，Dated Brent指数的三方领口期权合约交易量为1500千桶，净递延溢价应付/应收为1.05千美元，加权平均看跌价格为每桶40.00美元，公允价值为 - 2808千美元[172]