公司概况 - 致力于提供能源，有安全、道德和社区支持记录，拓展油气业务并投资低碳项目[8] - 是领先的海上勘探与生产公司，有低炭业务，管理经验丰富，目标是持续产生高利润自由现金流[13] 财务与估值 - 2021年运营和财务指引显示产量、费用和资本支出有预期变化[63] - 流动性约3.8亿美元，杠杆率约2.2倍，资产覆盖率约3.9倍，信用状况良好[13] - 估值滞后于同行，有100%的股权上涨空间至同行平均水平[18][19] 业务优势 - 墨西哥湾有大地质柱、大资源潜力、充足基础设施、低盈亏平衡点和低排放优势[24] - 是排放领先盆地中的排放领导者，承诺到2025年将运营排放降低30%[26] 项目催化剂 - 有Puma West发现评估和最终投资决策、Zama发现价值实现等价值创造催化剂[14] - 未来高影响勘探和绿地开发、墨西哥湾和大西洋边缘整合、碳捕获与储存合资企业是发展动力[14] 战略举措 - 采用全生命周期管理战略，通过资产收购、钻探和开发等创造价值[28][30] - 与Storegga的碳捕获与储存合资企业利用公司技能，有市场机会[57][61]

财务数据和关键指标变化 - 二季度实现创纪录产量，达到66,300桶油当量/日，得益于减少生产停机时间的有效执行 [10] - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）利润率在计入财务套期保值影响前超过每桶油当量36美元，约为72%；计入套期保值后实现的调整后EBITDA利润率约为每桶油当量25美元，调整后EBITDA值在套期保值前超过2.17亿美元，套期保值后为1.48亿美元 [11][12] - 二季度资本支出为1.17亿美元，预计是全年最高季度，后续资本支出将大幅减少，下半年将产生大量自由现金流 [13] - 实现价格为每桶64.28美元和每千立方英尺3.05美元，带来约3.04亿美元的收入；经常性现金成本方面，运营成本（LOE）和一般及行政费用（G&A）分别低于每桶油当量12美元和约2.50美元 [38] - 杠杆指标从一季度的2.6倍改善至二季度的2.2倍，预计下半年这些趋势将持续，信用比率将继续显著改善 [45] 各条业务线数据和关键指标变化 油气生产业务 - 二季度Tornado油田的阁楼井钻探和完井低于预算且提前完成，注水井注水率提高到超过3万桶水/日，阁楼井初始产量高于原预期的8000 - 10000桶油当量/日毛产量 [14][15] - 一季度Green Canyon油田利用平台钻机进行开发项目取得成功，使该油田产量达到20多年未见的水平；二季度将平台钻机转移到Pompano油田，预计钻探活动将在未来几周开始，首个项目预计在四季度产出 [17][18] - 非运营方面，Crown and Anchor开发井取得成功，预计在三季度末投产 [19] 碳捕获与封存（CCS）业务 - 二季度宣布在美国墨西哥湾沿岸开展独家碳捕获和封存合资企业，与Storegga Geotechnologies合作，该公司在该领域有良好的价值链和项目交付记录 [23][24] - 组建了专门团队，在过去60天内与潜在合作伙伴进行了多次讨论，包括排放者、中游和基础设施供应商以及存储场地所有者等 [28] 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 - 公司是所在盆地最大的纯独立石油公司，资产强劲，将继续执行钻探计划，开展创新项目，如Tornado井内注水驱油项目，并探索与大型石油公司的合作机会 [32][33] - 利用核心技能参与低碳能源解决方案，将碳捕获与封存业务视为业务的重要组成部分，有望成为未来的业务驱动力 [25][29] - 看好通过业务发展和并购实现增值和创造价值的无机增长机会，不仅关注墨西哥湾，也关注其他有丰富生产历史和勘探潜力的盆地 [34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对公司上半年的执行情况和业绩感到兴奋，预计下半年将延续良好态势，公司投资案例坚实且有吸引力 [7][9][32] - 认为公司作为油气公司的工作很重要，在向其他能源转型过程中，要提供低成本高效能源，同时改善资产的排放和安全状况 [53][54] - 对团队充满信心，相信能在各个战略举措上取得成果，通过创新和多元化发展为公司创造长期价值 [52][55] 其他重要信息 - 公司在ESG方面取得进展，公布了到2025年将资产范围1的温室气体排放量从2018年基线降低30%的长期目标，并调整了高管薪酬以更好地与ESG目标挂钩 [20] - 在年度会议上新增董事会成员Paula Glover，她将加强公司的可持续发展和社区责任倡议，并为ESG报告提供信息，预计公司第二份ESG可持续发展报告将在三季度末发布 [21] - 墨西哥能源部将公司Zama发现的作业权授予Pemex，公司致力于为股东保护和优化Zama发现的价值，正在评估所有商业和法律选项 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：2022年如何在再投资率、产量增长上限和偿还循环信贷之间进行优先级排序？ - 公司不会将产量增长排在首位，更希望杠杆率下降，这是优先事项；再投资率方面，会有维护和勘探两部分，希望在合适的价格环境下重新引入勘探投资，通过钻探创造长期价值，关键是保持适当的自由现金流水平和偿债纪律 [61][62][66] 问题2：对循环信贷有怎样的舒适水平，是否倾向于完全摆脱银行？ - 公司与银行保持良好关系，希望银行继续参与，虽然可能会降低利用率，但银行在套期保值、并购、资本市场等方面是很好的合作伙伴；本周新增一家银行，显示了公司资产的价值和吸引力 [69][70][71] 问题3：如何考虑下半年的天气风险？ - 公司以五年滚动平均停机时间作为构建公司模型的起点，去年的情况是异常值，但也会将其纳入今年的考虑；目前已进入可能有风暴的时期，如果风暴少，下半年业绩将强劲，如果风暴多，可能接近指导范围 [73][74][76] 问题4：本季度弃井和封井（P&A）费用较高的背后原因是什么？ - 这主要是天气因素导致，二季度是海上天气较好的时期，公司会利用这些窗口进行更多活动，所以费用较高，这是正常的资本支出波动 [78][79][81] 问题5：请大致描述碳捕获与封存项目的最终结果可能是什么样的？ - 墨西哥湾沿岸有巨大的工业综合体，每年排放3 - 3.5亿公吨二氧化碳，目前部分排放者适用现行税收抵免方案；项目关键是找到合适的存储地点，公司认为内陆水域是理想选择；项目从找到合适的存储地开始，吸引排放者作为租户，形成集群效应，类似中游资产，具有可预测性；公司团队在执行方面有成功经验，相信能够推进项目 [83][84][89] 问题6：如何看待中游公司对旧管道改造以处理二氧化碳的担忧？ - 部分基础设施因各种原因无法直接改造用于输送二氧化碳，但一些管道系统有冗余线路可以利用；而且很多管道拥有通行权和空间，这对于项目建设很重要；每个项目都是定制的，有不同的合作伙伴、排放者和地理位置，有很多发展空间 [94][95][96] 问题7：公司是否提交了德克萨斯土地办公室5月中旬截止的提案，更关注路易斯安那海岸吗？ - 提案是否公开不确定，所以无法谈论是否提交；公司与Storegga的合资企业涵盖从科珀斯克里斯蒂到密西西比州，甚至延伸到阿拉巴马州和佛罗里达州，对墨西哥湾沿岸所有地区都有关注 [101] 问题8：参考北海项目，从租赁授予到考虑注入二氧化碳的周期时间大概是多久，公司项目能否加快这个周期？ - 以Acorn项目为例，预计今年做出最终投资决策（FID），2025年末开始注入；公司认为可以加快这个周期，因为墨西哥湾沿岸有大量基础设施和通行权，可以直接从烟囱捕获碳排放并进行处理，但每个项目都是定制的，难以直接比较 [104][105][111] 问题9：Zama项目受挫后，公司计划将机会重点放在哪里，是墨西哥湾还是其他地区？ - 公司不会完全放弃Zama项目，会努力为股东创造价值；同时对Puma West发现感到兴奋，计划进行评估；墨西哥湾东部有新兴油气区，一些大型公司的钻探活动可能会带来机会；公司也在关注墨西哥湾以外的地区，希望通过并购和绿地项目实现业务增长 [120][121][123] 问题10：下半年产量预期较高，是否会使全年产量接近指导范围的高端？ - 上半年平均产量为6200桶油当量/日，指导范围是63% - 67%，预计下半年产量将高于66.2%，但由于处于特殊时期，不会重新调整指导范围，但可以认为有接近高端的趋势 [126]

行业政策与价格数据 - 2020年5月1日起OPEC Plus减产970万桶/日，后逐步调整，2021年7月18日达成协议自8月起每月增产40万桶/日直至取消580万桶/日减产[122] - 2021年1 - 6月，NYMEX WTI原油日现货价74.21 - 47.47美元/桶，NYMEX亨利枢纽天然气日现货价23.86 - 2.43美元/百万英热单位[123] - 2021年6月30日，公司上限测试计算基于SEC定价，原油50.23美元/桶，天然气2.48美元/千立方英尺，NGLs 14.92美元/桶[124] 业务收入变化 - 2021年Q2与2020年Q2相比，石油收入从7.4471亿美元增至26.799亿美元，天然气收入从1.114亿美元增至2.6131亿美元，NGL收入从196.4万美元增至964.7万美元[133] - 2021年上半年与2020年上半年相比，石油收入从2.41095亿美元增至4.97551亿美元，天然气收入从2303.8万美元增至5436.5万美元，NGL收入从626.5万美元增至1876万美元[133] 生产体积与产量变化 - 2021年Q2与2020年Q2相比，总生产体积从4775千桶油当量增至6031千桶油当量，2021年上半年与2020年上半年相比，从10062千桶油当量增至11980千桶油当量[133] - 2021年Q2与2020年Q2相比，石油日均产量从3.6万桶增至4.58万桶，天然气从7690万立方英尺增至9420万立方英尺，NGL从3600桶增至4800桶[133] - 2021年上半年与2020年上半年相比，石油日均产量从3.85万桶增至4.54万桶，天然气从7710万立方英尺增至9440万立方英尺，NGL从3900桶增至5100桶[133] 平均销售价格变化 - 2021年Q2与2020年Q2相比，石油平均销售价格从22.71美元/桶增至64.28美元/桶，天然气从1.59美元/千立方英尺增至3.05美元/千立方英尺，NGL从5.95美元/桶增至22.28美元/桶[133] - 2021年上半年与2020年上半年相比，石油平均销售价格从34.42美元/桶增至60.54美元/桶，天然气从1.64美元/千立方英尺增至3.18美元/千立方英尺，NGL从8.74美元/桶增至20.5美元/桶[133] 租赁运营费用变化 - 2021年Q2租赁运营总费用约7201.3万美元，较2020年同期增加约810万美元，增幅13%；上半年约1.38641亿美元，较2020年同期增加约1650万美元，增幅14%[136][137] - 2021年Q2租赁运营费用每桶油当量降至11.94美元，较2020年同期减少1.44美元；上半年降至11.57美元，较2020年同期减少0.57美元[136][137] 折旧、损耗和摊销费用变化 - 2021年Q2折旧、损耗和摊销费用约9984.1万美元，较2020年同期增加约1140万美元，增幅13%；上半年约2.01498亿美元，较2020年同期增加约1950万美元，增幅11%[138][140] - 2021年Q2折旧、损耗和摊销费用每桶油当量降至16.55美元，较2020年同期减少1.90美元，降幅10%；上半年降至16.82美元，较2020年同期减少1.24美元，降幅7%[138][140] 一般及行政费用变化 - 2021年Q2一般及行政费用约1937.7万美元，较2020年同期增加约220万美元，增幅13%；上半年约3856.6万美元，较2020年同期减少约610万美元，降幅14%[141][142] - 2021年Q2一般及行政费用每桶油当量降至3.21美元，较2020年同期减少0.39美元；上半年降至3.22美元，较2020年同期减少1.22美元[141][142] 价格风险管理活动费用变化 - 2021年Q2价格风险管理活动费用约1.86617亿美元，较2020年同期减少约1.179亿美元，降幅172%；上半年约3.24125亿美元，较2020年同期减少约4.987亿美元，降幅286%[145][148] 所得税费用变化 - 2021年Q2所得税费用约50万美元，2020年同期所得税收益约4940万美元；上半年所得税费用约110万美元，2020年同期所得税费用约590万美元[146][149] 其他费用情况 - 2021年上半年其他（收入）费用记录了1320万美元的债务清偿损失[149] - 2021年Q2和上半年其他运营费用均记录了280万美元的退役义务费用[144][147] 调整后EBITDA变化 - 2021年第二季度调整后EBITDA为1.48064亿美元，2020年同期为0.9752亿美元；2021年上半年调整后EBITDA为2.84669亿美元，2020年同期为2.45157亿美元[153] 公司流动性与营运资金情况 - 截至2021年6月30日，公司可用流动性（现金加银行信贷额度下的可用额度）为3.068亿美元，自2020年12月31日以来，营运资金赤字增加，主要是由于价格风险管理活动的负债增加了1.642亿美元[155] 资本支出情况 - 2021年上半年资本支出（不包括收购）为1.52031亿美元，加上封堵和废弃费用后总计1.8836亿美元，公司董事会批准的2021年资本支出计划为3.4 - 3.7亿美元[158] 公司财务报表关键数据 - 截至2021年6月30日，合并资产负债表中，总资产为26.96743亿美元，总负债为21.62226亿美元，股东权益为5.34517亿美元；2021年上半年合并损益表中，收入为5.71676亿美元，成本和费用为8.17044亿美元，净亏损为2.45368亿美元[160] 现金流量变化 - 2021年上半年经营活动提供净现金1.99094亿美元，较2020年同期增加750万美元，主要归因于收入增加2.95亿美元，但被衍生品工具现金支付增加2.401亿美元和资产弃置义务结算增加1780万美元所抵消[161] - 2021年上半年投资活动使用净现金1.26633亿美元，较2020年同期减少3.25亿美元，主要是由于收购付款减少2.916亿美元和资本支出减少2880万美元[162] - 2021年上半年融资活动提供净现金减少3.222亿美元，主要是由于2020年第一季度银行信贷额度净收益减少5.4亿美元，2021年第一季度赎回11%票据使用3.556亿美元，但被2021年1月发行12%票据所得6.005亿美元部分抵消[163] 银行信贷额度情况 - 截至2021年6月30日，银行信贷额度借款基数为9.5亿美元，总承诺额度为6.55亿美元，未偿还借款为4亿美元，加权平均利率为3.55%，已开具信用证1360万美元；2021年7月新增一家贷款机构，承诺额度增加7500万美元至7.3亿美元[166][167] 公司债券与债务清偿情况 - 公司于2021年1月发行12%优先担保票据，2026年1月到期，2021年7月15日支付利息4140万美元；2021年1月赎回11%优先担保票据，2021年第二季度和上半年债务清偿损失分别为零和1320万美元[169][170] 公司担保履约债券情况 - 截至2021年6月30日，公司有担保履约债券约6.739亿美元，主要与美国墨西哥湾的油井封堵和设施拆除以及墨西哥生产分成合同下的最低工作计划完成有关[171] 公司债务相关变化 - 公司债务总本金从9.933亿美元增加至10.561亿美元[176] - 公司发行了利率为12.00%的票据，赎回了利率为11.00%的票据[176] - 公司银行信贷安排下的借款减少[176] - 公司利息费用增加约3.691亿美元[176] - 公司银行信贷安排到期日延长[176] - 公司衍生工具净负债从6780万美元增加至2.743亿美元[176]

财务数据和关键指标变化 - 一季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）约为1.37亿美元，包含4800万美元已实现套期保值损失，实际调整后EBITDA净回值约为每桶油当量23美元，排除套期保值损失影响后超每桶油当量31美元，未套期保值调整后EBITDA利润率为69% [9] - 一季度资本支出总计7100万美元，包括封堵和废弃活动支出，扣除利息费用后，公司产生超3100万美元自由现金流 [11] - 一季度调整后净亏损约2700万美元，调整后每股净亏损为负0.34美元，这些结果是在剔除某些非现金或一次性项目以及约8900万美元非现金未实现衍生品损失后得出，但包含了本季度已实现套期保值损失 [32] - 季度末按信贷安排定义的预估过去12个月调整后EBITDA计算的杠杆率约为2.6倍，预计随着2020年艰难的第二和第三季度数据不再纳入计算，且当前环境持续，该比率在2021年将显著改善 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 一季度平均日产量为6.61万桶油当量，其中石油占比68%，总液体占比76%，该产量包含庞帕诺设施计划内停机和冬季风暴导致的非计划停机影响，但仍是公司历史上最高季度平均产量 [8] - 二季度产量将受平台钻机从大峡谷18号转移至庞帕诺以及第三方普拉林井连接作业影响 [28] - 一季度实现价格为每桶56.70美元和每百万英热单位3.32美元，不包括套期保值，较2020年第四季度的40.63美元和2.38美元有所上涨 [29] - 一季度收入为2.679亿美元，调整后EBITDA为1.366亿美元，优于2020年第四季度约1.06亿美元的调整后EBITDA [30] 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 - 利用普马西项目地震数据重新处理和解释的成功势头，加速扩大勘探组合价值，特别是在绿峡谷和密西西比峡谷核心区域 [18] - 继续推进扎马项目的联合开发和开发规划，与墨西哥国家石油公司（Pemex）合作制定扎马开发计划 [24][25] - 利用公司设施处理第三方生产，以提高利润率，如普拉林井的生产处理费和相关现金流 [22][29] - 关注并购和业务发展市场，寻找增值机会，考虑在墨西哥湾及其他盆地参与资产收购 [70][71] - 探索碳捕获和储存领域的可行性，利用公司在浅海作业和注水项目的经验，寻找在该领域创造股东价值的机会 [65][66] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年第一季度与2020年相比，商品环境和公司生产情况有明显改善 [27] - 公司拥有强大技术和商业技能、运营专业知识、有吸引力的资产基础和增长机会，以及价值创造催化剂，为投资者提供有吸引力的价值主张，将推动未来股东价值创造 [39][40] - 预计2021年全年将产生大量自由现金流，随着时间推移，杠杆率有望改善 [34] 其他重要信息 - 公司在普马西高影响勘探项目中宣布重大发现，发现优质中新世储层和有吸引力的岩石及流体特性，该项目初始由公司拥有100%工作权益，后引入BP和雪佛龙 [13][15][16] - 公司在绿峡谷18号设施完成多井钻探计划，新增日产7.58万桶油当量净产量，并显著降低该资产每桶运营成本 [20] - 平台钻机将在第二季度从绿峡谷18号转移至庞帕诺平台，开展另一个多井基础设施开发计划，预计在第三季度中旬完成 [21] - 公司继续按常规程序获得运营活动许可，未经历运营延迟，也预计未来工作方案不会出现监管延迟 [23] 问答环节所有提问和回答 问题1: 普马西项目下一步计划及时间安排 - 该项目较为复杂，公司正在消化数据并召集合作伙伴开会讨论评估方案、评估时间和目标等问题，目前无法确定具体时间，未来财报电话会议将沟通相关进展，同时该项目增强了公司对地震数据重新处理工作的信心，有助于优化更广泛的勘探组合 [43][45][47] 问题2: 扎马项目的开发规模、融资情况以及信贷安排借款基数重新确定和期限延长情况 - 扎马项目因与墨西哥国家石油公司的谈判和开发计划涉及多方面商业元素，且是首次在该国开展此类项目，面临诸多问题和讨论，导致商业谈判完成时间延迟，但团队正在努力推进开发计划；信贷安排的春季流程正在进行中，预计本季度末完成，目前业务表现良好，各项因素对该流程有利 [48][50][56] 问题3: 信贷安排到期期限延长目标和杠杆率目标 - 公司追求市场上类似的交易结果，参考去年秋季和今年春季的延期情况；目标是将杠杆率恢复到疫情前低于1.5倍的水平，但不会一蹴而就，公司正在产生自由现金流，有望逐步改善 [60][61][63] 问题4: 墨西哥湾某大型运营商提出的商业模式概念的可行性以及公司是否有应用可能 - 公司认为该领域很有趣，正在努力寻找自身的切入点，公司有浅海作业和注水项目经验，认为可以在碳捕获和储存的注入、储存、许可和监管等方面发挥作用，希望借此展示公司不仅是石油资产收购者，还能解决碳排放问题 [64][65][66] 问题5: 公司在墨西哥湾或其他盆地的并购市场是否有增值机会 - 公司认为有机会，目前市场环境相对稳定，买卖价差缩小，公司会保持开放态度，考虑在墨西哥湾及其他盆地参与资产收购，以实现规模扩大、资产多元化和更多勘探机会 [70][71][72] 问题6: 对于增值机会，公司是否会考虑用股权来降低杠杆 - 公司会谨慎对待，每笔交易都需综合考虑资金来源和用途，会根据卖方情况采用不同的创造性结构，不会盲目增加杠杆 [73][74][75]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年3月31日，公司总资产为2839694千美元，较2020年12月31日的2834546千美元增长0.18%[26] - 2021年第一季度，公司总营收为267908千美元，较2020年同期的187764千美元增长42.68%[28] - 2021年第一季度，公司净亏损为121491千美元，而2020年同期净利润为157749千美元[28] - 截至2021年3月31日，公司普通股发行和流通股数为81707214股，较2020年12月31日的81279989股增加427225股[26] - 2021年第一季度，公司经营活动产生的净现金为66956千美元，较2020年同期的110232千美元下降39.26%[33] - 2021年第一季度，公司投资活动使用的净现金为72737千美元，较2020年同期的376683千美元下降80.69%[33] - 2021年第一季度，公司融资活动提供的净现金为36527千美元，而2020年同期为286381千美元[33] - 截至2021年3月31日，公司现金及现金等价物余额为64979千美元，较2020年12月31日的34233千美元增长89.81%[26] - 2021年第一季度，公司基本和摊薄后每股净亏损均为1.49美元，而2020年同期分别为2.71美元和2.69美元[28] - 2021年第一季度和2020年第一季度，公司净股份支付费用分别为266.4万美元和162.7万美元[94] - 2021年第一季度和2020年第一季度，公司所得税费用分别为60万美元（有效税率 -0.5%）和5530万美元（有效税率25.9%）[96] - 2021年第一季度和2020年第一季度，公司基本每股收益分别为 -1.49美元和2.71美元，摊薄每股收益分别为 -1.49美元和2.69美元[101] - 公司在2021年3月31日和2020年3月31日结束的三个月内，与原始股权登记权协议相关的费用分别为0.1百万美元和0.2百万美元[109] - 公司在2021年3月31日和2020年3月31日结束的三个月内，产生的法律费用分别约为0.9百万美元和1.6百万美元，在各资产负债表日应付Vinson & Elkins L.L.P.的法律服务费分别为1.1百万美元和3.6百万美元[111] - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油收入从1.66624亿美元增至2.29561亿美元，天然气收入从0.11898亿美元增至0.28234亿美元，NGL收入从0.04301亿美元增至0.09113亿美元[145] - 2021年第一季度与2020年同期相比，总生产体积从528.7万桶油当量增至594.9万桶油当量，日生产体积从58.1千桶油当量增至66.1千桶油当量[145] - 2021年第一季度与2020年同期相比，石油平均销售价格从每桶44.72美元增至56.70美元，天然气从每千立方英尺1.69美元增至3.32美元，NGL从每桶11.11美元增至18.91美元[145] - 2021年第一季度租赁经营费用约为6662.8万美元，较2020年同期增加约840万美元，增幅14% [148] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销费用约为1.01657亿美元，较2020年同期增加约810万美元，增幅9% [149] - 2021年第一季度一般及行政费用约减少830万美元，降幅30%，每桶油当量成本从5.20美元降至3.23美元[151] - 2021年第一季度价格风险管理活动费用约减少3.807亿美元，降幅157%，费用为1.375亿美元，2020年同期为收入2.432亿美元[153] - 2021年第一季度所得税费用为60万美元，2020年同期为5530万美元，主要因递延所得税资产估值备抵[154] - 2021年第一季度调整后EBITDA为1.36605亿美元，2020年同期为1.47637亿美元[157] - 2021年第一季度经营活动净现金流入减少4330万美元，主要因衍生品工具现金支付增加8480万美元[165] - 2021年第一季度投资活动净现金流出减少3.039亿美元，主要因收购支出减少2.848亿美元和资本支出减少1880万美元[166] - 2021年第一季度融资活动净现金流入减少2.499亿美元，主要因银行信贷额度净收益减少4.75亿美元，部分被12%票据发行所得6.005亿美元抵消[167] 公司业务板块及资产相关情况 - 公司是一家专注于美国墨西哥湾和墨西哥近海业务的独立勘探和生产公司[35] - 公司有一个可报告业务板块，即油气和NGLs的勘探与生产，几乎所有长期资产、已探明储量和生产销售都与美国业务相关[38] - 2020年11月16日，公司以1320万美元现金完成对LLOG Exploration & Production Company, L.L.C.部分油气资产的收购，含20万美元交易相关费用[40] - 2020年8月5日，公司完成对Castex Energy 2005 Holdco, LLC关联方部分油气资产的收购，总收购价4330.6万美元，含650万美元现金、460万股公司普通股和141.3万美元交易相关费用[41][42] - 2020年2月28日，公司完成ILX和Castex收购，总收购价4.59322亿美元，含3.85亿美元现金和1100万股公司普通股[46][47] - ILX和Castex收购资产在2021年和2020年第一季度的收入分别为7163.9万美元和1389.2万美元，净收入分别为2737.5万美元和320.9万美元[49] - 假设ILX和Castex收购于2020年1月1日完成，2020年第一季度的预计收入为23519.9万美元，净收入为16756.6万美元，基本每股净收入为2.56美元，摊薄每股净收入为2.55美元[52] - 截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月，公司美国油气资产上限测试计算未导致资产减记，2021年3月31日的计算基于SEC定价，油价为39.49美元/桶，天然气价为2.15美元/千立方英尺，NGLs价为11.19美元/桶[54] - 截至2021年3月31日，公司资产退休义务期初为44226.9万美元，期末为45216.8万美元，其中长期部分为40669万美元[56] - 截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月，公司租赁总成本分别为1005.4万美元和866.9万美元[60] - 截至2021年3月31日，公司使用权资产和负债中，经营租赁资产为672.2万美元，经营租赁负债为1994.2万美元；融资租赁相关资产为12429.9万美元，融资租赁负债为5696.8万美元[62] - 2021 - 2025年及以后，公司经营租赁付款总额为3.1066亿美元，融资租赁付款总额为7.4829亿美元，总租赁负债分别为1.9942亿美元和5.6968亿美元[64] - 截至2021年3月31日和2020年3月31日，经营租赁加权平均剩余租赁期限分别为7.6年和8.3年，融资租赁合同分别为2.2年和3.2年；经营租赁加权平均折现率分别为12.0%和10.3%，融资租赁合同均为21.9%[64] - 截至2021年3月31日，12.00%第二优先高级有担保票据账面价值为5.81728亿美元，公允价值为6.36012亿美元；11.00%第二优先高级有担保票据已赎回；7.50%高级票据账面价值为6060万美元，公允价值为3333万美元；银行信贷安排账面价值为4.61577亿美元，公允价值为4.65亿美元；油气衍生品账面价值和公允价值均为 - 1.56941亿美元[65] - 截至2021年3月31日，公司原油WTI衍生品合约中，2021年4 - 12月互换合约日交易量24429桶，加权平均互换价格为44.89美元/桶；2022年1 - 12月互换合约日交易量16605桶，加权平均互换价格为47.22美元/桶等[74] - 截至2021年3月31日，公司油气互换和无成本领口期权资产公允价值为3843万美元，负债公允价值为 - 1.60784亿美元，净负债为 - 1.56941亿美元；2020年12月31日分别为7821万美元、 - 75635万美元和 - 67814万美元[74] - 截至2021年3月31日，公司油气衍生品流动资产公允价值为1720万美元，流动负债为1.33167亿美元；非流动资产为2123万美元，非流动负债为27617万美元[75] - 截至2021年3月31日，公司债务总额（未计折扣和递延融资成本）为11.2106亿美元，扣除后为10.49365亿美元；2020年12月31日分别为9.93314亿美元和9.85512亿美元[77] - 截至2021年3月31日，银行信贷安排借款基数为9.6亿美元，此前因发行超5.5亿美元的12.00%票据，借款基数从9.85亿美元降至9.6亿美元[83][85] - 截至2021年3月31日，公司在银行信贷安排下有4.65亿美元未偿还借款和1360万美元信用证[86] - 截至2021年3月31日，公司已获得总额约为691.2百万美元的履约保证金，银行信贷安排下已开具的信用证金额为13.6百万美元[112] - 2020年11月16日，公司以13.2百万美元现金完成对LLOG Exploration & Production Company, LLC部分油气资产权益的收购[128] - 2020年8月5日，公司以43.3百万美元（包括6.5百万美元现金、价值35.4百万美元的460万股公司普通股和1.4百万美元交易相关费用）完成对Castex Energy 2005 Holdco, LLC附属公司部分油气资产的收购[129] - 2020年2月28日，公司以459.3百万美元（包括303.1百万美元净现金和价值156.2百万美元的110,000股公司优先股，后转换为1100万股普通股）完成对ILX和Castex相关资产的收购[131] - 2021年1月1日至3月31日，NYMEX WTI原油每日现货价格在每桶47.47美元至66.08美元之间，NYMEX亨利中心天然气每日现货价格在每百万英热单位2.45美元至23.86美元之间[133] - 2021年3月31日，公司上限测试计算基于SEC定价，原油每桶39.49美元、天然气每千立方英尺2.15美元、NGL每桶11.19美元[134] - 若2020年4月1日至2021年3月1日原油或天然气未加权平均月初商品价格降低10%，公司油气资产将减值约3.455亿美元[135] - 2022年上半年HP - I计划干船坞检修，预计停产约60天[138] - 2021年第一季度生产体积增加8.0千桶油当量/日至66.1千桶油当量/日，主要归因于ILX和Castex等收购资产产量增加，部分被Phoenix等油田产量减少抵消[147] - 截至2021年3月31日，借款基数中不超过2亿美元可用于信用证，公司有4.65亿美元未偿还借款和1360万美元信用证[171] - 截至2021年3月31日，公司有总额约6.912亿美元的履约保证金[177] - 截至2021年3月31日，公司没有表外安排[179] 公司股权及激励计划相关情况 - 长期激励计划授权公司授予最多5415576股公司普通股奖励[88] - 2021年第一季度，受限股票单位（RSUs）未归属数量从1652988股变为2096729股，加权平均授予日公允价值从13.73美元变为13.31美元[89] - 2021年第一季度，绩效股票单位（PSUs）未归属数量从834172股变为1421156股，加权平均授予日公允价值从25.46美元变为22.77美元[90] - 2021年第一季度授予的PSUs授予日公允价值为1110万美元，计算假设包括10万次模拟、预期期限2.8年、预期波动率78.3%、无风险利率0.3%、股息收益率0%[91] - 2020年3月30日，110,000股A类可转换优先股转换为总计1100万股公司普通股[110] 行业政策及市场环境相关情况 - 2020年12月OPEC Plus同意2021年1月每日增产500,000桶，该计划在2021年1月暂停；2021年3月批准4月维持当前产量水平，俄罗斯和哈萨克斯坦分别允许每日增产130,000桶和20,000桶；2021年4月沙特阿拉伯将2 - 3月每日自愿减产100万桶的承诺延期[124] - 2020年3月27日美国政府通过2.2万亿美元的《新冠病毒援助、救济和经济安全法案》，拜登正在推进1.9万亿美元的刺激计划[125] - 2020年12月17日FERC为2021年7月1日开始的五年期确定石油管道指数水平为0.78%（PPI - FG + 0.78%），多项重审请求待决[126] 公司债务相关情况 - 12.00%第二优先高级票据于2021年1月4日发行，2026年1月15日

财务数据和关键指标变化 - 第四季度产量平均为59,400桶油当量/天，全年平均为54,700桶油当量/天，产量约67%为石油，全年为68%，NGLs总液体全年平均为76% [11] - 第四季度租赁运营费用总计6240万美元，G&A费用总计1230万美元，资本支出总计7100万美元 [12] - 第四季度调整后EBITDA为1.064亿美元，产生1220万美元自由现金流，年末记录1.63亿桶当量已探明储量，PV - 10价值约20亿美元 [13] - 当油价为55美元/桶和2.50美元/MMBtu时，已探明储量增至约1.85亿桶当量，PV - 10接近33亿美元；油价为60美元/桶时，已探明储量现值增至近38亿美元 [14][15] - 第四季度实现价格为40.63美元/桶和2.38美元/MMBtu，收入超过1.75亿美元，调整后EBITDA利润率为每桶油当量19.47美元，超过60% [27] - 第四季度调整后每股净亏损0.41美元，主要受年末约2.67亿美元税前上限测试减记和1.62亿美元非现金税费用影响 [28] - 2020年12月和2021年1月进行三次资本市场交易，筹集约6.75亿美元，2021年1月31日资产负债表净债务与12/31 LTM EBITDA比率约为2.2倍，流动性约为5.46亿美元 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻探和完井方面，2020年第四季度活跃，Tornado井间水驱预计增产2500 - 3500万桶当量，Kaleidoscope井2020年12月下旬投产，日产近5000桶当量，Puma West项目BP于2021年2月下旬重新进入该井 [16] - 2021年预计日产量平均在63,000 - 67,000桶油当量之间，较2020年实际产量增长近20%，经COVID和飓风影响调整后增长2% [32] - 2021年现金运营和G&A费用预计分别在2.9 - 3.1亿美元和6000 - 6500万美元之间，每桶油当量运营成本约12.65美元，现金G&A为2.60美元 [34] - 2021年资本计划在3.4 - 3.7亿美元之间，低于2020年，重点是低风险资产管理、开发和开采项目 [35] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是发展井和低风险海底回接、高影响勘探和增值并购活动的平衡组合，拥有更多样化资产、强大流动性和钻探计划，以在2021年及以后产生大量自由现金流 [10] - 公司积极考虑并购机会，包括与私营公司和大型企业合作，也在考虑将业务拓展到其他盆地和司法管辖区，如拉丁美洲和大西洋边缘 [45][46] - 2021年将选择性开展高影响勘探项目，Puma West正在钻探，下半年可能增加项目 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年公司在疫情和飓风等挑战下保持运营卓越，第四季度看到决策成效，公司处于有利地位执行战略 [7][8] - 近期内政部和白宫行动对公司业务无重大短期影响，公司继续获得生产和钻探许可，认为有能力应对监管风险 [21] - 墨西哥湾是能源讨论的关键部分，应平衡可再生能源增长与传统油气生产，公司认为其运营对当地社区有积极经济影响 [24] - 2021年公司计划执行平衡计划，推动催化剂成熟，为股东创造价值 [42] 其他重要信息 - 2020年公司发布首份年度ESG报告，预计今年夏季发布的报告将显示连续第三年有意义的减排，全年仅有一起可记录事故，溢油记录良好 [18][19] - 公司建立了所有权和包容性文化，员工主导的ESG咨询委员会正在推进11项关键举措，公司连续八年被评为休斯顿最佳工作场所 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司正在审查的业务发展和并购机会有哪些细节 - 公司认为目前有更多自由现金流和流动性，有机会进行战略和机会性并购，可能与私营公司或大型企业合作，也在考虑拓展到其他盆地和司法管辖区，如拉丁美洲和大西洋边缘 [45][46] 问题2: 2021年生产指导中对墨西哥湾潜在风暴停机和其他停机采取保守方法的细节及潜在上行空间 - 历史上公司参考过去五到十年的停机情况，2020年飓风季使平均停机天数翻倍，此外平台钻机转移会导致生产停机，这些因素都纳入了生产指导 [47][50][51] 问题3: 今年勘探项目是否由公司运营，Puma West井的现状 - 公司将勘探纳入预算，Puma West由BP运营，处于中间中新世趋势，有望在未来几周或几个月有结果，下半年可能根据Puma West情况和业务发展增加勘探项目 [54][55] 问题4: 本季度末借款金额以及延长银行贷款期限时条款是否会有重大变化 - 公司预计在当前价格下指导将产生大量自由现金流，这些现金流将用于减少借款利用率，银行集团一直支持公司，预计此次借款基础重新确定和期限延长过程中情况不会有太大变化 [58][59][60] 问题5: 2021年现金运营成本高于共识的原因 - 部分原因是2020年收购活动的全年影响，以及额外的修井资本，还有一些设备维修在当前价格环境下更有意义 [63][65] 问题6: 季度生产和资本支出的节奏 - 生产方面，一季度受天气影响有小停机，二季度Pompano建设工作导致停机增加，三四季度产量回升；资本支出方面，中间季度可能因Tornado Attic井投入增加而达到最高 [71][72][74] 问题7: Puma West井的潜在可采资源范围以及与Pemex关于Zama项目的最新对话 - 合作伙伴未披露Puma West井的预钻范围，但该区域地质条件良好，团队正在努力，预计一个月左右有结果；Zama项目正在进行商业讨论，希望在截止日期前完成单位化，向能源部提交进展后获得额外时间，完成单位化和FID将使项目向首次生产迈进 [77][78][82] 问题8: 如果Puma West成功，上线的时间表 - 由于该井测试多个地质层，结果不确定，上线时间取决于发现情况，可能是海底回接或其他方式，目前还处于早期阶段 [86][87] 问题9: 内政部命令是否改变公司对在墨西哥湾长期运营的看法，是否加速资产多元化愿望 - 该命令不改变公司对墨西哥湾前景和机会的看法，公司有大量土地储备，预计会有更多业务发展机会；但命令促使公司考虑通过并购扩大规模，将技能转移到其他离岸司法管辖区 [91][92] 问题10: 公司是否考虑拉丁美洲以外地区，如非洲和北海的资产 - 公司不排除在大西洋边缘地区，包括西非、拉丁美洲和北海地区的机会，认为这些地区有成熟资产，公司作为生命周期运营商有能力挖掘价值 [95] 问题11: 公司是否考虑在墨西哥湾进行碳捕获和地下储存 - 公司正在探索在碳捕获和可再生能源领域的机会，认为可以利用平台和技能，可能与大学合作，希望在墨西哥湾找到适合公司规模的参与方式 [100][101]

原油和天然气基础信息 - 西得克萨斯中质原油（WTI）API重度约为38 - 40，硫含量约为0.3%[21] - 证券交易委员会（SEC）定价是2020年1月1日至12月1日原油或天然气的未加权月首日商品价格，按租约调整市场差异[17] - 标准化度量是按SEC和FASB规则确定的已探明储量生产的预计未来净收入现值，减去未来开发、生产和所得税费用，并按10%的年利率折现[19] 前瞻性陈述相关 - 公司报告中的前瞻性陈述包括业务战略、储量、勘探开发等多方面内容[23][24] - 前瞻性陈述面临众多风险，如商品价格波动、OPEC及非OPEC国家产量调整等[25] 公司面临的风险 - 油价和天然气价格波动，持续低价或价格进一步下跌可能对公司财务状况等产生不利影响[31] - 公司生产、收入和现金流集中在单一地理区域，易受该地区运营风险影响[31] - 美国墨西哥湾物业的生产周期或储量寿命可能使公司面临更高的储量替换需求[31] - 公司实际储量回收可能与已探明储量估计有很大差异[31] - 公司业务可能受到安全威胁、传染病爆发等不可控事件的重大不利影响[31] - 公司面临债务水平、资金获取、资产退役义务估计等资本结构和股权相关风险，其中债务协议包含11.00%第二优先高级担保票据[33] 公司成立与合并信息 - 公司于2017年11月14日成立，2018年5月10日完成与Stone的业务合并[35] - 公司于2017年11月14日在特拉华州注册成立，2018年5月10日完成与Stone的业务合并[35] 公司战略 - 公司计划以资本高效的方式增加储量、产量、现金流和未来增长机会来提升股东价值[39] - 公司战略是通过资本高效方式增加储量、产量、现金流和未来增长机会来提升股东价值[39] - 公司利用核心竞争力和业务开发努力，采用持续优化现有资产、开展开发和近场项目、进行勘探活动等策略提升股东价值[43] 公司安全绩效 - 2020年公司保持了较高的安全绩效，可记录事故率低于美国墨西哥湾离岸运营商和其他行业平均水平[50] 美国核心区域储量与产量数据 - 截至2020年12月31日，美国核心区域总估计探明储量为163,033 MBoe，其中石油占比67%，天然气占比26%，NGLs占比7%，已开发占比78%，净产量为19,999 MBoe [55] - 美国核心区域中，Green Canyon估计探明储量为56,555 MBoe，石油占比82%，净产量为5,630 MBoe，运营占比96% [55] - 美国核心区域中，Mississippi Canyon估计探明储量为72,535 MBoe，石油占比73%，净产量为8,549 MBoe，运营占比56% [55] - 美国核心区域中，Shelf & Gulf Coast估计探明储量为33,943 MBoe，石油占比30%，净产量为5,820 MBoe，运营占比61% [55] 墨西哥项目相关 - 墨西哥项目的PSCs成本回收特征为符合条件的成本可按成本的125%从未来产量中实物回收，最多60%月度合同价值的碳氢化合物用于成本回收 [61] - 墨西哥项目中，Block 7和31在成本回收和特许权使用费分配后的运营利润分配给财团的比例分别为31%和35% [61] - 墨西哥项目中，若累计项目ROR超过25%，成本回收后分配给财团的石油桶数将按比例减少，达到或超过40%时，减少锁定在最大比率 [61] - 公司在Block 7的参与权益为35%，在Block 31的参与权益为25%[66][67] 勘探与开发井数据 - 2019年第一季度，Zama - 2 ST1井测试达到未增产和受限的综合产量为8200桶油当量/日，其中95%为石油[63] - 2018年第四季度，公司开钻Zama - 2井，为该油田第一口评价井[63] - 2019年第二季度，公司完成Zama发现的三口井评价，Zama - 3井捕获约717英尺的全岩心[64] - 2019年7月，公司在Block 31开钻第一个项目Xaxamani - 2EXP井，第三季度PAE钻了勘探井Tolteca - 1EXP[68] - 2020年美国钻探活动中，勘探与评估井总计2口（净0.7口），开发井总计3口（净1.9口）；2019年美国勘探与评估井总计4口（净3.1口），开发井总计3口（净2.7口）；2018年美国勘探与评估井总计1口（净0.1口），开发井总计5口（净5口）[90] - 截至2020年12月31日，美国有1口（净0.3口）勘探井处于暂停或等待完井状态，墨西哥有6口（净2.0口）勘探井处于暂停或等待完井状态[91] 公司生产井数据 - 2020年公司有原油生产井210口（净140.4口），天然气生产井86口（净42.2口），总计296口（净182.6口）[92] 公司面积数据 - 2020年美国深水和陆架已开发面积总计655,435英亩（净347,859英亩），未开发面积总计691,026英亩（净325,069英亩）；墨西哥未开发面积122,356英亩（净36,332英亩）[94] 公司产量与价格数据 - 2020年公司原油产量13,665千桶，天然气产量28,652百万立方英尺，NGL产量1,559千桶，总计19,999千桶油当量，原油占比68%；2019年原油产量13,847千桶，天然气产量23,306百万立方英尺，NGL产量1,228千桶，总计18,959千桶油当量，原油占比73%；2018年原油产量11,771千桶，天然气产量22,771百万立方英尺，NGL产量1,176千桶，总计16,742千桶油当量，原油占比70%[95] - 2020年公司原油平均销售价格（含商品衍生品）为每桶47.36美元，天然气为每百万立方英尺2.00美元，NGL为每桶9.90美元，平均每桶油当量35.99美元；2019年原油平均销售价格（含商品衍生品）为每桶59.23美元，天然气为每百万立方英尺2.55美元，NGL为每桶16.02美元，平均每桶油当量47.43美元；2018年原油平均销售价格（含商品衍生品）为每桶57.12美元，天然气为每百万立方英尺3.16美元，NGL为每桶30.50美元，平均每桶油当量46.60美元[95] 凤凰油田数据 - 2020 - 2018年凤凰油田产量分别为4,937、5,980、6,536千桶油当量，原油占比分别为81%、80%、79%[96] - 2020年凤凰油田原油平均销售价格（不含商品衍生品）为每桶37.53美元，天然气为每百万立方英尺2.22美元，NGL为每桶12.70美元，平均每桶油当量32.89美元；2019年原油平均销售价格（不含商品衍生品）为每桶59.72美元，天然气为每百万立方英尺2.74美元，NGL为每桶15.68美元，平均每桶油当量51.23美元；2018年原油平均销售价格（不含商品衍生品）为每桶65.11美元，天然气为每百万立方英尺3.57美元，NGL为每桶29.04美元，平均每桶油当量56.48美元[96] 庞帕诺油田数据 - 2020 - 2022年庞帕诺油田原油产量分别为2852千桶、3324千桶、2042千桶，天然气产量分别为2179百万立方英尺、2320百万立方英尺、1758百万立方英尺，NGLs产量分别为216千桶、236千桶、151千桶[97] - 2020 - 2022年庞帕诺油田原油平均销售价格分别为38.51美元/桶、61.83美元/桶、69.06美元/桶，天然气平均销售价格分别为2.28美元/千立方英尺、2.61美元/千立方英尺、3.50美元/千立方英尺，NGLs平均销售价格分别为6.51美元/桶、14.49美元/桶、30.95美元/桶[97] - 2020 - 2022年庞帕诺油田平均租赁运营费用分别为2.90美元/桶油当量、2.17美元/桶油当量、1.88美元/桶油当量[97] 公司收入客户信息 - 2020年公司石油、天然气和NGL收入的47%、22%和12%分别来自壳牌贸易（美国）公司、菲利普斯66和雪佛龙产品公司[102] 公司保险信息 - 公司一般责任保险计划每次事故和累计限额为5亿美元，海上污染法案保险每次事故和累计最高限额为1.5亿美元[109] - 公司为美国墨西哥湾深水井、墨西哥湾大陆架钻井井、墨西哥湾生产和停产井、内陆水域钻井和修井、陆上油田钻井和修井分别维持最高5亿美元、1.5亿美元、7500万美元、7500万美元和2500万美元的额外费用保险[109] - 公司为墨西哥业务维持2.5亿美元的运营额外费用保险和每次事故及累计限额5亿美元的一般责任保险[109] 政府政策相关 - 拜登政府于2021年1月20日暂停授权内政部各局和机构批准联邦土地和近海水域（包括外大陆架）的任何新油气租赁和新钻井许可证60天[115] - 2021年1月27日拜登发布行政命令，暂停联邦土地和近海水域的新油气勘探和生产租赁活动，以待审查和重新考虑联邦油气许可和租赁做法[115] - 2016年奥巴马政府时期BSEE发布井控最终规则，2019年特朗普政府时期BSEE对该规则进行修订并取消部分要求；2016年BSEE更新生产安全设备规则，2018年进行修订并放宽部分安全要求[116] - 2016年奥巴马政府发布2016 NTL，2017年特朗普政府无限期延长其实施，2020年下半年撤销该文件，2020年10月BOEM和BSEE联合发布拟议规则，2021年拜登政府上台后，2020年10月拟议规则可能不实施，或实施更严格最终保证要求[120] - 墨西哥2020年12月26日发布新法规，将油气进出口许可证期限从20年限制为5年，限制延期并增加新要求，2021年2月联邦法官发布临时禁令阻止其执行[123][125] - 2020年7月16日特朗普政府修改《国家环境政策法》（NEPA），规定环境影响声明（EIS）编制期限为两年，环境评估（EA）为一年，取消考虑项目累积影响责任，新法规正面临诉讼，未来实施情况不明[131] - 2015年奥巴马政府时期EPA发布最终规则，加严地面臭氧的国家环境空气质量标准，2020年12月特朗普政府决定保留该标准，但有团体对此提起诉讼，拜登政府可能会进一步修订[136] - 拜登政府已发布命令暂时停止外大陆架的新租赁和新钻探机会[138] - 2020年5月，墨西哥ASEA发布了碳氢化合物部门设施关闭、拆除和废弃的相关指南[139] - 2021年FERC对违反天然气销售和运输法规的行为可处以最高每天1307164美元的民事罚款，该金额每年会根据通货膨胀进行调整[143] - 2020年12月的命令规定，2021年7月1日起至2026年6月30日的五年内，年度指数调整等于适用年份的成品生产者价格指数加上0.78%的调整因子[150] 公司法规合规相关 - 《石油污染法》（OPA）的损害赔偿责任上限目前为1.377亿美元，在美外大陆架（OCS）运营的公司需证明3500万 - 1.5亿美元的最低财务责任，BOEM在某些情况下可提高该金额但不超1.5亿美元[130] - 公司在受《濒危物种法》（ESA）、《候鸟条约法》（MBTA）和《海洋哺乳动物保护法》（MMPA）保护物种存在地区开展业务，这些法规可能导致运营限制或禁令[133] - 《资源保护和回收法》（RCRA）虽将部分油气钻探和生产废物排除在危险废物定义外，但未来这些废物可能被重新归类为危险废物，增加管理和处置成本[134] - 《综合环境反应、赔偿和责任法》（CERCLA）及类似州法律对造成“危险物质”释放到环境中的人施加无过错责任，责任方可能承担清理和自然资源损害赔偿费用[135] - 公司在墨西哥浅水区业务受SENER、CNH等监管，相关法律法规自2013年改革后不断演变，可能增加运营成本和资本支出[122] - 公司运营受各种环境和职业安全健康法规约束，环保和合规相关资本和运营支出多年来增加，拜登政府下可能继续增加[126] - 公司排放受《清洁水法》（CWA）限制，违反该法可能导致行政、民事或刑事执法行动，以及参与政府合同受限[129] - 公司销售天然气受运输的可用性、条款和成本影响，天然气管道运输的价格和条款受联邦和州的广泛监管[142] - 公司销售石油和天然气需遵守《商品交易法》及CFTC相关规定，CFTC禁止操纵商品价格等行为[144] - 公司销售原油和凝析油目前价格不受监管，但国会未来可能重新实施价格控制，且销售可能需遵守州和联邦的报告要求[147] - 公司SP 49 Pipeline LLC系统受FERC监管，通常使用FERC指数方法调整费率，FERC每五年审查一次指数公式[150] 公司员工相关 - 截至2020年12月31日，公司约有414名员工，主要分布在得克萨斯州、路易斯安那州和墨西哥[154] - 2020年公司员工离职率为3.1%[158] - 公司自成立以来每年都在《休斯顿纪事报》最佳工作场所榜单上获得排名[158] - 2020年公司成立了多元化委员会，正在制定多元化和包容性目标及战略[156] - 2020年安全短期激励奖池价值的10%基于公司安全目标的达成情况[157] - 公司每位员工每年接受Talos特定的安全复习培训，海上员工每三周参加一次现场安全会议[157] - 公司实施包容性和动态的招聘流程，利用在线招聘平台、推荐、实习和专业招聘人员[158] - 公司为员工提供健康和福利计划，包括医疗、牙科、人寿等保险计划[160] - 公司员工有权行使停工权（SWA），可因安全问题立即停止任何工作[157] 公司业务与技术相关 - 公司是

财务数据和关键指标变化 - 第三季度生产平均为48,600桶油当量，其中约67%为石油，74%为总液体，26%为天然气，受天气相关停产影响较大 [7] - 第三季度租赁运营费用总计6200万美元，包括额外风暴驱动成本，G&A费用约1400万美元，总开采成本结构约为每桶油当量17美元，预计随着产量正常化，开采成本结构将显著下降 [7] - 第三季度末杠杆债务为净债务与过去12个月EBITDA的1.8倍，流动性超过3.5亿美元 [8] - 第三季度实现价格较第二季度上涨，平均每桶39美元，每百万英热单位1.78美元（不包括套期保值），收入超过1.54亿美元，包括约1900万美元已实现套期保值收益，调整后EBIT约为7900万美元，每桶利润率为17.59美元 [18] - 第三季度资本支出总计约1.32亿美元，包括封堵和废弃费用，调整后每股净亏损0.52美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度生产受风暴相关延期和Ram Powell停产影响，生产组合为74%液体和26%天然气 [17] - Tornado水驱项目取得良好效果，井底压力增加，生产井产量增加，该项目将转移大量价值并确保资产长期贡献 [11] - 实现了Bulleit开发项目的首次产油，Kaleidoscope项目发现大量资源，预计本月实现首次产油，新项目利用现有设施，新增运营成本低，有利于提高利润率 [11] - Ram Powell设施维修即将完成，预计本月恢复运营，该设施不仅有重要生产，还托管第三方产量并收取相关费用，第三季度因停产未体现相关收益 [12] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司2020年预算目标是利用现有生产设施增加资产基础多样性，增加生产储备价值并降低运营成本结构，认为这增强了资产价值，提高了2021年的抗风险能力和利润率 [13] - 在墨西哥，公司积极与Pemex就Zama发现进行联合开发讨论，希望在未来几个月完成该过程，以便提交开发计划并在2021年做出最终投资决策 [14] - 对于2021年，公司希望先完成今年的资本项目，积累自由现金流，不急于立即开展新的资本项目，预计不是生产增长年，资本支出可能下降，将关注Zama和其他项目的价值挖掘 [32][33] - 公司认为市场上总有可交易的资产，分为战略交易和战术交易，未来六个月可能有战术交易机会，但战略交易在当前环境下较困难 [46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年面临飓风季节和COVID-19等挑战，天气相关停机时间大幅增加，但公司保持员工和承包商安全，未造成生产设施重大损坏，预计生产将很快恢复正常 [9][10] - 尽管面临挑战，公司对团队应对情况感到自豪，认为年底将拥有更强大的资产组合，更好的成本结构，能够应对2021年的商品价格波动 [25][26] - 公司认为随着第四季度停产产能恢复和新井投产，利润率将扩大，加上健康的资产负债表和借款基础重新确定的完成，将为2021年做好准备 [23] 其他重要信息 - 公司上周发布了首份ESG报告，展示了公司在安全、环境责任和社区外展方面的举措 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 目前与Pemex的会议情况，是与技术人员还是高级管理层开会？ - 一直有与技术团队开会，目前谈判进入新阶段，高级管理层参与度增加，会议频率提高，对话积极，进展速度加快 [30][31] 问题2: 对2021年活动的初步想法？ - 公司希望完成今年的资本项目，积累自由现金流，不急于开展新的资本项目，预计2021年不是生产增长年，资本支出可能下降，将关注Zama和其他项目的价值挖掘 [32][33] 问题3: 在借款基础重新确定过程中，公司的诉求是什么，是增加借款基础还是维持不变？ - 公司处于该过程早期，考虑业务情况（成功的资本活动和价格反弹）和市场情况（多数类似情况结果为持平或单数字下降），认为最终结果不会超出这些范围，公司希望在借款基础重新确定中展示资本项目对PE价值的增长 [36][37][38] 问题4: Zama联合开发谈判中，哪些讨论点进展较好或较慢？ - 联合开发谈判涉及多个方面，包括经营权、股权分配、重新确定机制等，谈判过程有起伏，各方有不同优先级，随着接近截止日期，进展会加快，目前不适合提前透露具体情况 [42][43][44] 问题5: 未来几个季度海上并购机会如何？ - 市场上总有可交易的资产，分为战略交易和战术交易，未来六个月可能有战术交易机会，但战略交易在当前环境下较困难，难以预测具体交易情况，公司有团队关注市场 [46][47] 问题6: 项目延迟和运营更新对第四季度生产有何影响？ - 公司原本对恢复生产至飓风前水平有信心，但可能因新的风暴需要重新评估，延迟会影响关键项目的退出率，若有必要会重新评估，但仍对退出率和成本结构有信心 [51][52] 问题7: 近期潜在债券再融资的情况？ - 债券再融资是公司的首要任务之一，今年已减少了超过4000万美元的到期债务，有多种再融资选择，优先考虑常规的新资金发行，但受市场情况影响尚未实现，仍有信心达成目标 [55] 问题8: 对退出率满意是否意味着对中游和基础设施维修和恢复情况满意？ - 对于Ram Powell资产，维修工作受海上天气条件影响，需等待合适的天气窗口，公司对维修情况有信心，该设施还托管第三方产量以抵消运营成本；中游和下游问题可能导致生产恢复延迟，公司正在努力了解影响因素，目前生产正在逐步恢复，希望实现稳定的生产周期 [60][62][63]

公司收购情况 - 2020年8月5日完成Castex Energy 2005收购，总购买价4330.6万美元，含650万美元现金、价值3539.3万美元的460.246万股公司普通股及141.3万美元交易成本[46][48] - 2019年1月11日完成Gunflint Field收购，以2960万美元（调整后2790万美元）获得约9.6%非运营工作权益[49] - 2020年2月28日完成ILX和Castex收购，总购买价4.53166亿美元，含2.96966亿美元现金及价值1.562亿美元的1100万股公司普通股[52][54] - 公司预计在2020年12月31日前完成ILX和Castex收购资产和负债公允价值的确定[55] - 2020年2月28日公司以4.532亿美元收购ILX和Castex资产及负债，包括2.97亿美元现金和1.562亿美元可转换股票[113] - 2018年8月31日公司以5260万美元收购Whistler某些资产，其中净现金1480万美元，收购现金3780万美元[115] 收购资产财务数据 - 2020年9月30日止三个月和九个月，ILX和Castex收购资产的收入分别为3753.8万美元和7772.9万美元，净亏损分别为113.1万美元和1308.3万美元[58] 公司定价标准 - 2020年9月30日，公司上限测试计算基于SEC定价，石油每桶44.31美元、天然气每千立方英尺1.97美元、NGLs每桶10.89美元[62] 未探明财产减值情况 - 2020年9月30日止三个月和九个月，公司未探明财产减值分别为0和10万美元，2019年同期分别为140万美元和1380万美元[64] 资产退休义务情况 - 2020年9月30日，资产退休义务为4.31136亿美元，其中长期部分为3.7716亿美元[66] 收购交易成本情况 - 公司因收购产生约1210万美元交易相关成本，2020年9月30日止三个月和九个月分别确认40万美元和870万美元，2019年第四季度确认340万美元[57] 租赁成本情况 - 2020年第三季度总租赁成本为2672.3万美元，2019年同期为2321.1万美元；2020年前九个月总租赁成本为5604.9万美元，2019年同期为9884.2万美元[68] 使用权资产和负债情况 - 截至2020年9月30日，使用权资产和负债中，经营租赁资产为706万美元，经营租赁负债总额为2071.1万美元；融资租赁相关负债总额为6674.6万美元[72] 租赁期限和折现率情况 - 截至2020年9月30日，经营租赁加权平均剩余租赁期限为8.0年，融资为2.7年；经营租赁加权平均折现率为10.3%，融资为21.9%[74] 租赁现金流出情况 - 2020年前九个月，融资租赁经营现金流出为1215.3万美元，融资现金流出为1279万美元；经营租赁经营现金流出为166.6万美元[75] 票据账面价值和公允价值情况 - 截至2020年9月30日，11.00%二级优先有担保票据账面价值为34358.2万美元，公允价值为32738.1万美元[76] - 截至2020年9月30日，7.50%高级票据账面价值为606万美元，公允价值为456万美元[76] 银行信贷安排情况 - 截至2020年9月30日，银行信贷安排账面价值为64510.6万美元，公允价值为65000万美元[76] - 截至2020年9月30日，银行信贷安排借款基数为9.85亿美元，有6.5亿美元未偿还借款和1360万美元信用证[95][98] - 2020年2月28日，银行信贷安排最大借款基数和承付款从9.5亿美元增至11.5亿美元；6月19日，降至9.85亿美元[97] - 2020年10月，公司从银行信贷安排借款2500万美元用于一般公司用途[99] - 截至2020年9月30日，公司在银行信贷安排下开具了1360万美元的信用证[124] 衍生品情况 - 2020年前九个月，已结算衍生品净现金收入为14152.9万美元，未实现收益为1312.4万美元[84] - 2020年10 - 12月，原油WTI互换合约日均交易量为31315桶，加权平均互换价格为每桶43.29美元[84] - 截至2020年9月30日，按公允价值计量的石油和天然气互换及无成本领口期权资产为4317.4万美元，负债为4164.4万美元[85] - 2020年9月30日，衍生金融工具资产公允价值为4317.4万美元，负债公允价值为4164.4万美元；2019年12月31日，资产公允价值为839.3万美元，负债公允价值为1998.7万美元[86] 公司总债务情况 - 2020年9月30日，公司总债务（扣除折扣和递延融资成本后）为9.94748亿美元，2019年12月31日为7.32981亿美元[89] 票据交换和回购情况 - 2020年6月15日，公司以3720万美元本金的11.00%票据交换310万股普通股加现金；2020年前九个月，回购580万美元的11.00%票据，产生债务清偿收益[92] 长期激励计划情况 - 长期激励计划授权公司授予最多5415576股普通股奖励[100] 股票单位未归属数量情况 - 2020年前九个月，受限股票单位（RSUs）未归属数量从733777股变为1655553股[101] - 2020年前九个月，业绩股票单位（PSUs）未归属数量从417831股变为834172股，授予的PSUs公允价值为580万美元[102] 所得税情况 - 2020年第三季度，公司确认所得税收益2830万美元，有效税率35.2%；2019年第三季度，确认所得税费用80万美元，有效税率1.0%[106] - 2020年前九个月公司确认所得税收益2240万美元，有效税率39.1%；2019年前九个月确认所得税费用40万美元，有效税率0.7%[108] 公司净利润情况 - 2020年第三季度净亏损5200万美元，2019年同期净利润7329.7万美元；2020年前九个月净亏损3486.2万美元，2019年同期净利润5842.5万美元[112] 股权转换情况 - 2020年2月24日公司修订股东协议，2020年3月30日11万股A类可转换优先股转换为1100万股普通股[122] 相关协议费用情况 - 2020年前九个月与原股权登记权协议相关费用为20万美元，2019年同期为70万美元[120] 法律费用情况 - 2020年前九个月公司产生法律费用约400万美元，其中220万美元应付给Vinson & Elkins L.L.P.；2019年同期约190万美元，其中60万美元应付[123] 履约保证金情况 - 截至2020年9月30日，公司已获得总额约6.593亿美元的履约保证金[124] 市场风险敞口情况 - 除本季度报告披露外，公司某些市场风险敞口与2019年年报披露相比无重大变化[210] 新披露要求采用情况 - 公司于2020年7月1日提前采用新披露要求[44]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度平均日产量为52,400桶油当量/天，其中包括约14,400桶油当量/天的生产延迟和600桶油当量/天的浅水生产关闭 [10][11] - 公司预计2020年底日产量将达到71,000至73,000桶油当量/天 [11] - 公司实现了1.74亿美元的收入，其中包括对冲收益，实际平均价格为每桶22.71美元和每MMBtu 1.59美元 [23] - 调整后的EBITDA为9,750万美元，相当于每桶油当量20.41美元，利润率约为56% [24] - 第二季度资本支出为1.291亿美元，包括封堵和废弃支出 [24] - 公司预计2020年全年将实现正自由现金流 [25] - 公司第二季度总债务和净债务余额下降，净债务与过去12个月EBITDA的比率为1.4倍，流动性超过4亿美元 [13][25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司关闭了600桶油当量/天的高成本浅水生产 [22] - 公司在墨西哥湾的Zama发现区块与Pemex区块的联合化讨论预计将在2021年1月前完成 [17] - 公司在墨西哥的Xaxamani发现区块的独立评估显示，总资源估计超过1亿桶油当量 [18] - 公司在中期的探明储量为1.89亿桶油当量，PV-10价值超过28亿美元 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在墨西哥湾与BP合作获得了超过23,000英亩的租赁权，租赁成本低于每英亩160美元 [15] - 公司在墨西哥湾的Claiborne 3井已投产，Tornado IV、Kaleidoscope和Bulleit项目预计将在第三季度末首次产油 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过削减成本、降低净债务和执行战术性收购，增强了财务状况 [8][14] - 公司将继续评估并购和业务发展机会，特别是在墨西哥湾和其他全球海上盆地 [38][39] - 公司强调其在海上勘探和生产方面的技术专长，特别是在深水和成熟资产的管理方面 [39][40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层对2020年下半年和2021年的前景感到兴奋，预计新井的投产将支持更高的生产率和现金流 [9][36] - 公司将继续监控商品价格环境，并根据市场条件调整2021年的资本计划 [37] - 公司认为墨西哥湾和其他海上盆地的投资不足，尽管这些地区具有吸引力的投资经济性 [38] 其他重要信息 - 公司强调了其在墨西哥湾的环境责任，并指出深水海底生产是碳排放最低的自然资源能源生产 [42] - 公司拥有140万英亩的租赁权，其中约一半由生产持有，另一半为主要期限或勘探租赁权 [45] 问答环节所有的提问和回答 问题: Block 31的资源估计和下一步计划 - Block 31的资源估计为1亿桶油当量，Netherland, Sewell的独立评估显示该区块具有高经济性 [18][52][54] - 下一步计划包括2021年末或2022年初的进一步评估，以及决定如何将资源推向市场 [55] 问题: 2020年底的产量预期和2021年的可持续性 - 公司预计2020年底的日产量为71,000至73,000桶油当量/天，具体取决于Ram Powell的维修进度 [56] - 2021年的生产计划将根据市场条件和公司现有的对冲策略灵活调整 [57][58] 问题: 墨西哥政府的政策变化对Zama项目的影响 - 公司认为墨西哥政府将尊重现有的100多个私人合同，尽管存在政治不确定性 [63][64] - Zama项目的联合化讨论预计将在2021年1月前完成，公司希望在此之前达成协议 [17][66] 问题: 2022年债务到期的处理策略 - 公司计划通过资本市场进行再融资，并在第二季度通过债务交换减少了4,000万美元的债务 [70][71] - 公司将继续评估其他创造性的债务管理方案 [72] 问题: Kaleidoscope和Bulleit项目的初始产量预期 - Kaleidoscope项目的初始产量预计在1,000至4,000桶/天之间，具体取决于钻探结果 [94][96] - Bulleit项目的初始产量预计在3,500至7,000桶/天之间 [97] 问题: 公司是否考虑在墨西哥湾以外的地区进行并购 - 公司表示其技术专长适用于全球其他海上盆地，未来可能会考虑在墨西哥湾以外的地区进行并购 [109][110] 问题: 2020年下半年风暴导致的停产对生产指导的影响 - 公司预计2020年下半年的风暴停产将影响生产指导，部分停产将在第四季度恢复 [111]