费用削减与支出情况 - 公司2020年削减估计资本、运营和一般及行政费用2.03亿美元[157] - 2020年上半年，公司资本支出（不含收购）为1.83753亿美元，加上封堵和废弃费用后为2.0225亿美元[200] - 公司董事会批准的2020年资本支出计划为3.55亿 - 3.8亿美元，公司认为运营现金流和银行信贷额度可提供足够流动性[201] 资产收购情况 - 2020年2月28日，公司以4.532亿美元收购相关方资产，包括2.97亿美元现金和价值1.562亿美元的优先股（后转换为1100万股普通股）[162] - 2019年1月11日，公司以2960万美元（调整后2790万美元）收购Gunflint油田约9.6%非运营权益[164] 市场价格变化 - 2020年上半年，NYMEX WTI原油每日现货价格从每桶63.27美元降至 - 36.98美元，NYMEX亨利中心天然气从每百万英热单位2.17美元降至1.42美元[169] - 截至2020年6月30日，公司上限测试计算基于每桶油49.21美元、每千立方英尺天然气2.06美元和每桶NGL 11.79美元的SEC定价[170] - 若SEC定价调整为每桶油41.44美元、每千立方英尺天然气1.87美元和每桶NGL 9.86美元，油气资产将减值约1.298亿美元[171] 资产减值情况 - 截至2020年6月30日的三个月和六个月，公司未探明油气资产减值分别为0和0.1百万美元，2019年同期为1240万美元[163] 油田运营事件 - 2019年第一季度，HP - I干船坞检修，凤凰油田停产57天[166] - 2020年第二季度价格低迷时，Ram Powell设施加速维护停产前日产约4800桶油当量[167] 政府法案相关 - 美国政府通过2.2万亿美元CARES法案，公司目前不符合参与标准[158] 营收与产量数据对比 - 2020年Q2总营收8.89亿美元，较2019年Q2的28.68亿美元减少19.79亿美元；2020年H1总营收27.66亿美元，较2019年H1的46.55亿美元减少18.89亿美元[179] - 2020年Q2总产油量327.9万桶，较2019年Q2的400.6万桶减少72.7万桶；2020年H1总产油量700.5万桶，较2019年H1的666.9万桶增加33.6万桶[179] - 2020年Q2天然气总产量6997百万立方英尺，较2019年Q2的6008百万立方英尺增加989百万立方英尺；2020年H1天然气总产量14039百万立方英尺，较2019年H1的11192百万立方英尺增加2847百万立方英尺[179] - 2020年Q2总生产体积477.5千桶油当量，较2019年Q2的536.9千桶油当量减少59.4千桶油当量；2020年H1总生产体积1006.2千桶油当量，较2019年H1的915.1千桶油当量增加91.1千桶油当量[179] - 2020年Q2日均产油量3.6万桶，较2019年Q2的4.0万桶减少0.4万桶；2020年H1日均产油量3.9万桶，较2019年H1的3.4万桶增加0.5万桶[179] - 2020年Q2生产体积降至52.4千桶油当量/日，减少6.6千桶油当量/日，主要因经济环境和油井性能下降；2020年H1生产体积增至55.2千桶油当量/日，增加4.7千桶油当量/日，主要得益于资产收购和油田停产[180][181] 运营费用变化 - 2020年Q2租赁运营费用6388.2万美元，较2019年Q2的5445.5万美元增加约940万美元，增幅17%；2020年H1租赁运营费用12212.3万美元，较2019年H1的12241.4万美元减少约30万美元，降幅0%[182][183] - 2020年Q2折旧、损耗和摊销费用8844.3万美元，较2019年Q2的9580.6万美元减少约740万美元，降幅8%；2020年H1折旧、损耗和摊销费用18198.6万美元，较2019年H1的16039.3万美元增加约2160万美元，增幅13%[184][185][186] - 2020年第二季度，公司一般及行政费用约减少170万美元，降幅9%；2020年上半年，该费用约增加820万美元，增幅22%[187][188] - 2020年第二季度，价格风险管理活动减少约9870万美元，降幅329%；2020年上半年，该活动增加约2.541亿美元，增幅319%[190][191] 业务风险情况 - 公司在墨西哥湾深水区有业务，面临运营风险，如2010年“深水地平线”灾难，灾难导致的损失可能超保险金额[175] - 公司业务受飓风影响，可能导致油气产量和收入减少、租赁运营费用增加、封堵和废弃成本加速[177] 现金流情况 - 2020年上半年，经营活动净现金流入增加900万美元，主要因资产报废义务结算减少1370万美元[202] - 2020年上半年，投资活动净现金流出增加1.944亿美元，主要因收购付款增加2.641亿美元，资本支出减少7500万美元[203] - 2020年上半年，融资活动净现金流入增加2.583亿美元，主要因银行信贷额度净收益增加2500万美元用于收购[204] 银行信贷与借款情况 - 截至2020年6月30日，公司可用流动性为3.443亿美元，Castex 2005收购完成后自动增至4.043亿美元，含需特定贷款人批准的2500万美元则为4.293亿美元[198] - 截至2020年6月30日，公司银行信贷额度借款基数为9.85亿美元，Castex 2005收购完成后最后可动用额度减至2500万美元，到期日为2022年5月10日[205] - 银行信贷安排利率基于借款基数使用情况，适用伦敦银行同业拆借利率加3.00% - 4.00%利差，或基于联邦基金有效利率加2.00% - 3.00%利差，未使用承诺部分需支付0.50%承诺费[206] - 2020年2月28日完成收购后，银行信贷安排最大借款基数和承诺从9.5亿美元增至11.5亿美元，6月19日降至9.85亿美元[208] - 截至2020年6月30日，借款基数中不超过2亿美元可用于信用证，公司有6.5亿美元未偿还借款和1360万美元已开具信用证[209] 票据与债券情况 - 11.00%第二优先有担保票据于2018年5月10日发行，2022年4月3日到期，半年付息一次[210] - 2020年6月15日，公司与部分持有人达成交换协议，以310万股普通股加现金交换3720万美元11.00%票据本金，二季度还回购200万美元该票据，产生150万美元债务清偿收益[211] - 7.50%高级票据剩余610万美元未偿还，2022年5月31日到期，半年付息一次，大部分限制性契约已移除，担保物已释放[212] - 截至2020年6月30日，公司有6.581亿美元担保履约债券，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的最低工作计划完成有关[214] 政策相关情况 - 2016年NTL允许合格运营商以有形净资产的10%进行自保，BOEM已无限期推迟该规定实施，但可能增加财务担保要求[214] 表外安排与会计政策 - 截至2020年6月30日，公司没有表外安排[215] - 公司认为油气资产、探明储量估计、金融工具公允价值计量等相关会计政策为关键会计政策，与2019年年报相比无变化[216] 调整后EBITDA情况 - 2020年上半年，公司调整后EBITDA为2.45157亿美元，2019年同期为3.00672亿美元；2020年第二季度为9752万美元，2019年同期为2.06943亿美元[196]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总产量为58,100桶油当量/天 3月产量为70,300桶油当量/天 [11] - EBITDA为1.48亿美元 调整后每股收益为0.27美元 [11] - 资本支出为7,300万美元 自由现金流为4,900万美元 [11] - 平均实现油价为45美元/桶 与WTI价格基本一致 [16] - 流动性为5.93亿美元 杠杆率为1.2倍LTM EBITDA [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 新收购资产在2020年第一季度平均日产量为19,700桶油当量/天 [9] - Claiborne 3开发井预计年中投产 [9] - 近期启动了多个油田的停产 以加速维护和升级活动 [11] - 目前约一半的停产是由于加速2020年计划中的维护活动 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 墨西哥湾核心区域Mississippi Canyon的曝光度大幅增加 [9] - 与Equinor的Monument发现相邻的区块可能释放价值 [9] - 在墨西哥湾引入了新的高质量运营商合作伙伴关系 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过收购扩大了资产组合 使资产基础更加多样化和弹性 [7] - 资本预算比2019年降低了40% 运营和G&A成本降低了15% [10] - 专注于利用现有基础设施的项目 以提高利润率和流动性 [10] - 继续推进Zama发现 预计近期完成关键监管步骤 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - COVID-19疫情和全球经济需求骤降导致行业面临前所未有的挑战 [5] - 公司具备低杠杆 高流动性和强大的对冲头寸 能够应对当前商品价格下跌 [7] - 预计2020年全年仍将保持正自由现金流 [8] - 尽管预计第二季度行业将出现回调 但公司仍专注于全年产生正自由现金流 [26] 其他重要信息 - 公司加强了海上HSE程序 包括每日体温扫描 使用口罩和社交距离 [6] - 公司员工中尚未发现COVID-19病例 [6] - 公司最近增加了2020年下半年和2021年全年的天然气对冲 [21] 问答环节所有提问和回答 问题: Zama项目的下一步时间表和操作权决策 - Zama项目的下一步是完成关键监管步骤 宣布为共享储层 预计需要3-6个月完成单元化 [33] - 最终投资决策可能从年中推迟到年底 [33] - 预计从FID到首次产油需要2.5年 [33] 问题: 第二季度停产和推迟生产的假设 - 海上停产决策比陆上更复杂 需要考虑不同资产的特点 [35] - 预计5月会有大量停产 可能持续到6月 下半年有望恢复正常 [36] 问题: 2020年支出削减对2021年的影响 - 2020年资本支出比2019年减少了约40% [39] - 2021年资本计划将优先考虑P&A 资产管理和利用现有基础设施的项目 [44] - 勘探活动可能会进一步推迟 取决于价格环境 [44]

公司业务概述 - 公司是技术驱动的独立勘探和生产公司，业务集中在美国墨西哥湾和墨西哥近海[138] - 公司采用组合管理方法评估钻井前景，以高效配置资本[140] - 公司使用产量、实现价格、租赁运营费用、资本支出和调整后EBITDA等指标评估油气业务表现[161] 公司收购情况 - 2020年2月28日，公司以4.493亿美元收购ILX和Castex相关权益，其中净现金支付2.931亿美元，发行优先股折合普通股1100万股[147] - 2019年1月11日，公司以2960万美元（调整后2790万美元）收购Gunflint油田约9.6%非运营工作权益[148] 油田生产情况 - 2019年第一季度，因第三方计划停机，Phoenix油田停产57天[150] 市场价格情况 - 2020年1月1日至4月21日，NYMEX WTI原油现货日价从每桶63.27美元降至 - 36.98美元，NYMEX亨利枢纽天然气从每百万英热单位2.17美元降至1.50美元[152] - 2020年3月31日，公司上限测试计算基于每桶油60.10美元、每千立方英尺天然气2.36美元和每桶NGL 15.62美元的SEC定价[153] - 若SEC定价调整为每桶油35.34美元、每千立方英尺天然气2.19美元和每桶NGL 8.69美元，油气资产将减值约4.5亿美元[154] 财务数据关键指标变化 - 2020年第一季度总营收1.88亿美元，较2019年增加905.1万美元[162] - 2020年第一季度总产油量372.6万桶，天然气70.42亿立方英尺，NGL 38.7万桶，较2019年分别增加106.3万桶、18.58亿立方英尺和13.2万桶[162] - 2020年第一季度石油、天然气和NGL平均售价分别为44.72美元/桶、1.69美元/千立方英尺和11.11美元/桶，较2019年分别下降13.74美元、1.10美元和8.76美元[162] - 2020年第一季度租赁经营费用5824.1万美元，较2019年减少970万美元，降幅14% [164] - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销费用9354.3万美元，较2019年增加2900万美元，增幅45% [165] - 2020年第一季度一般及行政费用2746.9万美元，较2019年增加990万美元，增幅56% [166] - 2020年第一季度价格风险管理活动收入2.43亿美元，较2019年增加3.53亿美元，增幅322% [168][169] - 2020年第一季度调整后EBITDA为1.48亿美元，2019年为9372.9万美元[174] - 截至2020年3月31日，公司可用流动性为5.93亿美元[175] - 2020年第一季度资本支出（不包括收购）为6691.8万美元，加上封堵和废弃费用后为7322万美元[177] - 2020年第一季度经营活动净现金流入1.10232亿美元，较2019年同期增加6910万美元，主要因衍生品现金收入增加3950万美元[180] - 2020年第一季度投资活动净现金流出3.76683亿美元，较2019年同期增加2.414亿美元，主要因收购支出增加2.602亿美元，资本支出减少1880万美元[181] - 2020年第一季度融资活动净现金流入2.86381亿美元，较2019年同期增加2.864亿美元，主要因2020年第一季度从银行信贷安排获得3亿美元用于ILX和Castex收购[182] 费用削减与资金需求 - 公司因商品价格下降和疫情影响，减少2020年资本、运营和一般及行政费用1.7亿美元[145] - 公司削减1.7亿美元资本、运营和一般管理费用，预计运营现金流和银行信贷安排可满足2020年3.8 - 4.05亿美元资本支出项目资金需求[179] 银行信贷安排情况 - 截至2020年3月31日，银行信贷安排借款基数为11.5亿美元，到期日为2022年5月10日，利率根据借款基数使用情况而定，适用伦敦银行同业拆借利率加2.75% - 3.75%的利差或基于联邦基金有效利率加1.75% - 2.75%的利差，未使用部分需支付0.5%的承诺费[183][184] - 2020年2月28日完成ILX和Castex收购后，银行信贷安排最大借款基数和承诺从9.5亿美元增至11.5亿美元，2020年5月将进行重新确定会议，结果预计月底公布[185] - 截至2020年3月31日，银行信贷安排最大借款基数承诺为11.5亿美元，其中不超过2亿美元可用于信用证，未提取承诺约为4.864亿美元[187] 债券情况 - 11%的第二优先高级担保票据将于2022年4月3日到期，利息每半年支付一次[188] - 7.5%的高级票据剩余610万美元未偿还，将于2022年5月31日到期，利息每半年支付一次[189] 担保履约债券情况 - 截至2020年3月31日，公司有总额约6.693亿美元的担保履约债券，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[190]

公司基本信息 - 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Talos Energy LLC与Stone Energy Corporation的业务合并[31] - 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[31] - 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Stone组合[31] 公司业务战略与方法 - 公司采用组合管理方法评估钻井前景，以实现资本高效配置[33] - 公司业务战略是通过提高产量、储量、现金流和未来增长机会来增加股东价值[37] - 公司战略是通过提高产量、储量、现金流和未来增长机会积压来增加股东价值[37] 公司技术与资源 - 公司拥有专注于地质、地球物理等技术领域的内部技术团队[38] - 公司的地震数据库专注于美国墨西哥湾和墨西哥近海，可用于评估资源[38] - 公司在海上运营、生产等方面有丰富经验[38] - 公司通过应用地震数据库和重新处理技术优化有机钻井计划和评估业务发展机会[32] - 公司利用墨西哥湾有利地质和经济条件及地震数据生成高质量勘探前景[32] 美国核心物业及各油田储量与产量数据 - 截至2019年12月31日，美国核心物业估计已探明储量为141,735 MBoe，其中石油占比75%，天然气占比18%，NGLs占比7%，全年净产量为18,956 MBoe[46] - 2019年，Phoenix油田有11口井参与生产，估计已探明储量为55,381 MBoe，石油占比80%，全年净产量为5,980 MBoe[46][49] - 2019年，Pompano油田有24口井参与生产，估计已探明储量为27,241 MBoe，石油占比80%，全年净产量为3,946 MBoe[46][50] - 2019年，Ram Powell油田有10口井参与生产，估计已探明储量为12,795 MBoe，石油占比55%，全年净产量为2,039 MBoe[46][51] - 2019年，Amberjack油田有26口井参与生产，估计已探明储量为8,581 MBoe，石油占比92%，全年净产量为784 MBoe[46][52] - 截至2019年12月31日，美国核心资产估计探明储量为141,735 MBoe，其中石油占比75%[46] - 2019年美国核心资产总产量为18,956 MBoe[46] - 凤凰油田估计探明储量为55,381 MBoe，石油占比80%，2019年净产量为5,980 MBoe[46] - 庞帕诺油田估计探明储量为27,241 MBoe，石油占比80%，2019年净产量为3,946 MBoe[46] - 拉姆·鲍威尔油田估计探明储量为12,795 MBoe，石油占比55%，2019年净产量为2,039 MBoe[46] - 安柏杰油田估计探明储量为8,581 MBoe，石油占比92%，2019年净产量为784 MBoe[46] - 其他美国资产估计探明储量为37,737 MBoe，石油占比69%，2019年净产量为6,207 MBoe[46] - 2019年凤凰油田有11口井参与生产[49] - 2019年庞帕诺油田有24口井参与生产[50] - 2019年拉姆·鲍威尔油田有10口井参与生产[51] - 2019年安伯杰克油田有26口井参与生产[52] 墨西哥区块PSC协议相关 - 墨西哥Block 2和7的PSC协议中，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%的月度碳氢化合物合同价值分配给财团用于回收成本，分配成本回收和特许权使用费后，运营利润分配给财团的比例分别为44%和31%[54] - 墨西哥Block 31的PSC协议中，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%的月度碳氢化合物合同价值分配给财团用于回收成本，分配成本回收和特许权使用费后，运营利润分配给财团的比例为35%[56] - 2、7和31号区块PSC成本回收特征为可按成本的125%从未来产量中实物回收相关合格成本[54][56] - 2、7和31号区块PSC每月最多60%的碳氢化合物合同价值分配给财团用于回收石油活动合格成本[54][56] - 2、7和31号区块PSC成本回收和特许权使用费分配后，运营利润分配给财团的比例分别为44%、31%和35%[54][56] - 若项目累计ROR单月超过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%时锁定最大减少率[54][56] - 碳氢化合物收入法规定勘探和开采活动增值税零税率，其他活动税率为16%，所得税税率为30%[54][56] 墨西哥业务其他情况 - 2019年第一季度，墨西哥Zama - 2 ST1井成功测试，达到未增产和受限的总生产率为8.2 MBoepd毛产量，其中95%为石油[58] - 公司因评估墨西哥Block 2未探明物业，在综合运营报表中记录了1220万美元的非现金减值[64] - 公司在墨西哥Block 7的参与权益为35%，在Block 2和Block 31各拥有25%的参与权益[62][63] - 2017年7月公司完成墨西哥近海Zama - 1勘探井钻探，总深度达13480英尺，含油层段超1100英尺[57] 储量相关财务指标变化 - 2019年末总探明储量为141,735 MBoe，PV - 10为2,993,022千美元；2018年末总探明储量为151,739 MBoe，PV - 10为3,925,263千美元；2017年末总探明储量为100,625 MBoe，PV - 10为1,807,669千美元[68] - 2019年末标准化指标为2,537,595千美元，未来所得税现值为455,427千美元，PV - 10为2,993,022千美元；2018年末标准化指标为3,340,246千美元，未来所得税现值为585,017千美元，PV - 10为3,925,263千美元；2017年末标准化指标为1,807,669千美元，无未来所得税现值，PV - 10为1,807,669千美元[71] - 2019年已开发探明储量较2018年减少17,549 MBoe，主要因生产减少18,956 MBoe、先前估计修正减少11,485 MBoe，新增5,663 MBoe、收购2,147 MBoe、转化为已开发生产储量5,082 MBoe [73] - 2019年未开发探明储量较2018年增加7,545 MBoe，增幅21%，主要因扩展和发现增加10,067 MBoe、先前估计修正增加2,045 MBoe、收购增加515 MBoe，转化为已开发生产储量减少5,082 MBoe [76] - 2019年末未开发探明储量未来开发成本约为501,700千美元，主要来自凤凰油田的340,400千美元[76][79] 储量估计相关 - 公司要求内部和外部对储量数量和净现值计算的差异合计不超过10% [83] - 公司内部储量估计由储层工程师完成，由NSAI进行独立审计，NSAI对2019、2018和2017年末储量出具无保留审计意见[80][84] - 储量估计使用的技术包括测井、地质图、地震数据等，准确性取决于可用数据质量和数量等因素[85][87] - 公司储备总监负责监督内部储量估计和协调NSAI审计，有超45年行业经验[86] - PV - 10是税前计算的未来净现金流标准化指标，用于评估油气资产相对货币意义[69] 钻井与生产相关数据 - 2019年总钻井数为9.0（毛）和6.3（净），2018年为6.0（毛）和5.1（净），2017年为4.0（毛）和3.7（净）[88] - 截至2019年12月31日，正在钻探或完井的井总数为1.0（毛）和0.5（净），暂停或等待完井的井总数为7.0（毛）和2.3（净）[89] - 2019年生产井总数为230.0（毛）和191.8（净），其中原油井175.0（毛）和152.0（净），天然气井55.0（毛）和39.8（净）[90] 土地面积数据 - 2019年总土地面积为1,190,427（毛）和739,932（净）英亩，其中开发土地438,310（毛）和325,208（净）英亩，未开发土地752,117（毛）和414,724（净）英亩[91] 产量与销售价格数据 - 2019年原油产量13,847MBbls，天然气产量23,306MMcf，NGLs产量1,228MBbls，总当量18,959MBoe，原油当量占比73%[93] - 2019年原油平均销售价格（含衍生品）为59.23美元/桶，天然气为2.55美元/Mcf，NGLs为16.02美元/桶，平均当量价格为47.43美元/Boe[93] - 2019年凤凰油田原油产量4,812MBbls，天然气产量4,803MMcf，NGLs产量368MBbls，总当量5,980MBoe，原油当量占比80%[94] - 2019年庞帕诺油田原油产量3,324MBbls，天然气产量2,320MMcf，NGLs产量236MBbls，总当量3,947MBoe，原油当量占比84%[96] 收入与衍生品相关 - 2019年公司58%和28%的油气及NGL收入分别来自壳牌贸易（美国）公司和菲利普斯66公司[101] - 公司进入油气生产衍生品合约以稳定现金流，降低商品价格下跌风险和财务影响[100] 保险相关 - 公司一般责任保险计划每次事故及累计赔偿限额为5亿美元，海上污染法案保险每次事故及累计最高赔偿1.5亿美元，含10万美元自留额[108] - 美国墨西哥湾命名风暴对公司资产造成的损失，保险每次及累计最高赔偿1.7亿美元，每次事故自留额最高3500万美元[108] - 公司为美国墨西哥湾深水井、陆架钻井井、生产和关井、内陆水域钻井和修井、陆上油田钻井和修井分别额外投保最高5亿美元、1.5亿美元、7500万美元、7500万美元和2500万美元[108] - 公司墨西哥保险政策中，运营额外费用保险为2.5亿美元，一般责任保险每次事故及累计限额为5亿美元[108] 法规政策相关 - 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于7月15日生效，取消了第三方提供关键井控功能认证需经BSEE批准的验证组织的要求[116] - 2018年9月BSEE修订生产安全系统法规，取消了海上作业者需通过独立第三方认证关键安全和污染预防设备在极端条件下可正常运行的要求[116] - 2016年奥巴马政府时期，BOEM发布2016 - N01通知，更新海上租赁的财务担保和风险管理要求，该通知于9月生效，公司收到BOEM要求提供额外财务担保的命令[120] - 特朗普政府时期，BOEM无限期推迟2016 - N01通知的实施，撤销了2016年的命令，且未对公司提交的定制计划采取行动[120] - 墨西哥能源部门相关法律法规于2013年进行重大改革，且监管框架不断演变，可能增加公司在墨西哥近海作业的运营成本和/或资本支出[122] - 公司环保、安全与健康合规的资本和运营支出多年来增加，未来可能继续增加[123] - 公司为泄漏、污染等环境风险投保，但未完全覆盖所有此类风险[124] - 《油污法》（OPA）规定的损害赔偿责任上限为1.377亿美元，运营公司最低财务责任证明为3500万 - 1.5亿美元[127] - 2015年，美国环保署将臭氧的国家环境空气质量标准（NAAQS）从75降至70亿分之一[133] - 公司在墨西哥浅水区的运营受墨西哥国家工业安全和环境保护局（ASEA）监管，2019年1月ASEA发布新规定[137] - 公司根据产量分成合同（PSCs）对所有义务承担连带责任，未履行义务可能导致合同撤销[138] - 公司天然气销售受运输的可用性、条款和成本影响，州际天然气运输和转售受《天然气法》（NGA）和《天然气政策法》（NGPA）等监管[139] - 公司废水排放受《清洁水法》（CWA）限制，违反规定可能面临行政、民事或刑事执法行动[125] - 《国家环境政策法》（NEPA）可能导致公司项目许可成本增加和延迟[128] - 《濒危物种法》（ESA）等法规可能导致公司运营受限或被禁止[129] - FERC对违反反操纵法规的实体，2019年每项违规每天最高可处以1291894美元的民事罚款[140] - 公司销售受《商品交易法》及CFTC相关法规的市场操纵和反破坏要求约束[142] - 公司销售的原油和凝析油目前不受监管，按协商价格出售，但未来美国国会可能重新实施价格控制[144] - 公司SP 49 Pipeline LLC系统受FERC根据《州际商业法》等法规的监管，通常使用FERC指数方法调整费率[148] - FERC将于2021年7月1日起的下一个五年审查中，考虑《修订政策声明》和《减税与就业法案》对受其监管的石油和NGL管道成本的影响[149] - 公司在CKB Petroleum, Inc.拥有的管道有不可分割权益，目前获得FERC临时豁免备案和报告要求[151] - 公司拥有并运营位于外大陆架的管道，需遵守《外大陆架土地法》的非歧视性运输服务要求[152] - 公司销售的国内天然气“首次销售”已完全取消价格和非价格控制，但需遵守FERC报告要求，未来美国国会可能重新实施价格控制[143] 员工数量 - 公司截至2020年3月4日有440名员工[153] 价格指数调整 - 2016年7月1日起至2021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1.

财务数据和关键指标变化 - 第四季度平均日产量为54,000桶油当量，其中73%为原油，79%为液体 [13] - 第四季度实现收入2.33亿美元，调整后EBITDA为1.56亿美元，每桶油当量EBITDA利润率为31.37美元，占总收入的67% [13] - 第四季度资本支出为8700万美元，自由现金流为4440万美元 [14] - 2020年资本支出计划削减超过1.25亿美元，主要通过减少资本投资和运营费用 [9] - 2020年预计在每桶30美元以下实现盈亏平衡，并保持正自由现金流 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度收购的资产在2019年第四季度日产量为18,700桶油当量，并在8个月内产生约1亿美元的自由现金流 [14] - Claiborne 3井成功钻探，发现284英尺的真实垂直产层，超出预期，预计2020年中投产 [15] - Zama项目的2C可采资源量估计为6.7亿桶油当量，其中60%位于Talos的Block 7区块 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司原油生产获得WTI溢价，第四季度实现价格为每桶57.65美元，比基准价格高出0.83美元 [13] - 公司已对冲2020年1060万桶原油产量，平均价格为每桶54美元 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过削减资本支出和运营费用，保持低杠杆和流动性，以应对当前市场环境 [7][9] - 公司计划在2020年宣布Zama项目的最终投资决定（FID），但时间取决于与Pemex的协议 [17] - 公司拥有超过170万英亩的租赁土地，其中100万英亩处于主要租赁期，大部分租赁期至2023年或以后 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司具备应对当前市场条件的能力，拥有优质资产、低杠杆和充足的流动性 [7] - 管理层预计在当前环境下，公司仍能保持正自由现金流，并在市场稳定后抓住机会 [12][29] 其他重要信息 - 公司已完成一项重大收购，增加了高现金流原油资产，同时保持低杠杆和流动性 [6] - 公司计划在未来几周内提供更详细的2020年修订指引 [11][27] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于1.25亿美元削减计划的平衡 - 公司立即削减了部分高影响勘探项目，但部分项目只是推迟，未来仍有机会执行 [33][34] - 公司优先考虑能够快速产生现金流的项目，并确保在低油价环境下维持已开发储量的价值 [36][37] 问题: 关于未来钻井项目的回报率 - 公司通常要求最低50%-60%的内部回报率（IRR），但在当前环境下可能会接受稍低的回报率 [43][44] - 公司保留的项目仍具有超过50%的IRR，主要集中在使用现有基础设施的项目上 [44][45] 问题: 关于Claiborne 3井的预期产量 - 由于发现更多产层，公司计划加速另一口井的重新完井，预计2020年中投产，但具体产量尚未确定 [51][52] 问题: 关于公司的基础递减率 - 公司的基础递减率通常为15%，通过保持新井和老井的组合来管理递减 [53][54] 问题: 关于PV10和标准化测量的关系 - 公司认为在当前环境下，税收负债可能较低，PV10值仍能覆盖债务并显示股权价值 [47][48]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产量为52,600桶油当量/天，其中石油占比73%，总液体占比80%，产生约2.29亿美元收入 [10] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）约为1.58亿美元，息税折旧摊销前利润率或现金利润率为每桶油当量32.57美元（含套期保值）和31.47美元（不含套期保值），调整后息税折旧摊销前利润率为69% [12][31] - 第三季度净收入约为7300万美元，摊薄后每股收益为1.35美元 [32] - 第三季度资本支出约为1.16亿美元，其中约1610万美元用于墨西哥近海业务 [12][33] - 截至第三季度末，公司流动性超过6亿美元，净债务余额约为7.05亿美元，净债务与过去12个月EBITDA之比为1.1倍 [13] - 预计2019年全年产量接近指导范围低端，LOE和G&A费用接近指导范围低端，修井和维护费用可能接近此前披露范围高端，全年资本支出预计为5.4 - 5.5亿美元 [36][37][38] 各条业务线数据和关键指标变化 美国墨西哥湾业务 - 绿峡谷地区日产净产量为19,700桶油当量，Bulleit和Orlov项目投产后预计各自可产生7000 - 10,000桶油当量/天的未风险化总产量，Orlov预计2020年第一季度初提前投产，Bulleit预计2020年第三季度投产 [22] - 密西西比峡谷核心地区第三季度净总产量为19,000桶油当量/天，Ram Powell资产正在进行相关工作以承接Stonefly海底项目的产量，该项目预计2020年第一季度投产 [23] - 浅水及其他核心地区第三季度产量为13,900桶油当量/天，本季度Ewing Bank 306油田一口井开始投产，Grand Isle 82井于10月开始投产 [24] - 资产振兴和维护计划在第三季度产生了2700桶油当量/天的毛产量或1500桶油当量/天的净产量，转换成本为每桶油当量3400美元/天 [25] 墨西哥近海业务 - 第三季度在墨西哥近海浅水31区块Xaxamani勘探活动取得成功，Xaxamani - 2井在两个浅层油砂中有148英尺的总垂直深度产层，净毛比为78%；Tolteca - 1井发现了比预期更厚的产层，总垂直深度产层为120英尺，净毛比为95%，且未发现油水界面 [17][18] - 墨西哥近海7区块Zama评估计划执行良好，预计2019年底获得第三方储量估计，第三季度获得该区块主要期限的两年延期，有望在2020年做出最终投资决策（FID） [20][21] 各个市场数据和关键指标变化 - 本季度WTI平均价格为每桶56.45美元，公司实现价格为每桶59.54美元，较WTI溢价超过3美元/桶 [11] - 天然气凝析液（NGL）价格从第二季度到第三季度大幅下跌，超过基准价格跌幅，部分原因是与历史财务预订相关的PPA影响，预计第四季度及以后情况会有所改善 [63] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是制定一个结合资产再开发和近基础设施钻探以实现快速投产的资本计划，同时将资本分配到高影响勘探项目，目标是在内部产生的自由现金流范围内进行投资 [26] - 公司继续与BP和埃克森美孚等公司开展业务合作，获取勘探机会，如从埃克森美孚收购Hershey前景，与BP达成Puma West前景的农场外协议 [14][15] - 行业内成本有所上升，包括劳动力、船只运输和钻机等方面，但公司团队在成本控制方面表现出色，钻机利用率从去年同期的约75%上升至目前的约95%，钻机价格可能会有所上涨，但由于合同条款更灵活且2020年底有一批钻机进入市场，成本上升仍可管理 [69][70] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管受到飓风巴里导致的生产中断影响，公司第三季度仍实现了稳健的运营和财务业绩，保持了保守的资产负债表，在墨西哥湾两岸的钻探活动取得成功，有望在明年增加产量，对公司2019年剩余时间和2020年的前景感到兴奋 [27][43] - 公司被纳入标准普尔600小型股指数，这将扩大投资者基础并增强股票交易流动性 [39] 其他重要信息 - 公司在电话会议中的发言包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，相关风险因素已在昨日的新闻稿、2019年9月30日结束季度的10 - Q表格和2018年年度的10 - K表格中列出 [4] - 电话会议中可能会同时展示公认会计原则（GAAP）和非公认会计原则（non - GAAP）财务指标，两者的调节信息已包含在昨日提交给美国证券交易委员会（SEC）的新闻稿中，也可在公司网站talosenergy.com上获取 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：31区块是否有可披露的测试数据？ - 公司已披露的信息表明两口井按计划完成，第二口井比预期更厚且离第一口井更远，未达到储层极限是个积极信号，该发现可能超出地球物理范围，需要进一步工作，目前的披露是合适的，公司认为已发现一个比预期更大的浅层油藏，此次31区块与2区块的交易很成功，有望打开墨西哥近海下上新世至中新世中期的油藏 [49][50] 问题2：2020年资本支出相对于2019年的方向如何？ - 公司通常会在下一次电话会议中提供指导，目前正在平衡基础生产、已确定要开发的项目和要钻探的前景，目标是保持自由现金流为正，不想过早确定资本支出是上升、持平还是下降，会确保合同具有灵活性，预计在每桶55美元左右的环境下继续产生大量自由现金流 [56][57][58] 问题3：Puma West项目的时间线以及发现石油后首次产油的时间线如何？ - 该项目有些信息目前需保密，BP在地震成像方面投入大量时间、资金和研发，公司与BP合作是因为有即将到期的租约，BP认为公司持有的区块有潜力并愿意调配钻机。项目结果有多种可能性，首先要取得成功，如果成功，BP正在建设与Mad Dog地区相关的第二个生产单元，该地区还有其他资产，有很多基础设施可供选择，但关键是能否发现有价值的资源 [59][60][61] 问题4：NGL未来定价如何，第三季度是否有特殊情况？ - 第三季度NGL价格疲软，这是行业普遍现象，部分影响是由于与历史财务预订相关的PPA，预计第四季度及以后情况会有所改善，NGL在整体收入组合中占比小 [63] 问题5：Zama单元化进程如何，何时能达成最终协议？ - 项目有三个并行的进程，一是年底前完成岩芯分析以确认资源，二是制定开发计划并准备提交开发许可，三是进行单元化谈判。单元化谈判是墨西哥近海的首次尝试，需要讨论技术和商业问题，包括初始股权分配、作业权和股权重新确定等，公司对自身立场有信心，尊重Pemex的意愿，希望尽快完成单元化谈判，按计划在下半年做出最终投资决策 [65][66][68] 问题6：当前成本方面的情况如何，特别是在进行钻机谈判时？ - 成本有所上升，包括劳动力、船只运输和钻机等方面，但公司团队在成本控制方面表现出色。钻机利用率从去年同期的约75%上升至目前的约95%，钻机价格可能会从目前的约180多美元/天上涨到200美元/天左右，但由于合同条款更灵活且2020年底有一批钻机进入市场，成本上升仍可管理 [69][70][71] 问题7：如何看待公司的维护资本？ - 维护资本可能会有波动，过去季度在1400 - 1800万美元之间，这是一个合理的范围。公司运营成本和利润率管理良好，资本支出中包含很多不直接用于生产的部分，如P&A资本、资本化G&A和其他维护项目，大约三分之二的EBITDA可用于维护，这是公司制定预算的原则之一 [73] 问题8：近期是否有考虑对债券进行再融资？ - 公司密切关注高收益市场，在考虑资本结构时主要关注低杠杆、高流动性和到期期限分布。公司认为目前杠杆率较低、资产覆盖率高但债券成本较高，如果有机会调整资本结构以获得合适的资本成本，会进入市场进行再融资 [76][77]

公司收购情况 - 2018年8月31日，公司完成对Whistler Energy II, LLC的收购，交易金额为5260万美元（扣除3780万美元收购现金后为1480万美元）[141] - 2019年1月11日，公司以2960万美元（经惯例购买价格调整后为2790万美元）收购了Gunflint油田约9.6%的非运营工作权益[145] 资产减值情况 - 2019年第一季度和前三季度，公司分别记录了140万美元和1380万美元的非现金减值费用，用于墨西哥近海2号区块未探明石油和天然气资产的减记[143] - 2019年前三季度油气资产减记1380万美元，因对墨西哥近海2号区块未探明资产评估[181] 自然灾害及检修影响产量情况 - 2019年7月，飓风Barry影响美国墨西哥湾生产约一周，2019年前三季度和前三季度，公司估计与飓风Barry相关的递延产量分别约为4.0 MBoepd和1.3 MBoepd[148] - 2019年前三季度，Helix对HP - I进行干船坞检修，导致生产中断57天，与2018年同期相比，递延产量为4.4 MBoepd[150] 营收情况 - 2019年第三季度总营收为2.289亿美元，2018年同期为2.829亿美元，减少约5400万美元，降幅19%[159] - 2019年前三季度总收入为6.944亿美元，较2018年同期的6.326亿美元增加约6180万美元，增幅10%[165] 石油业务数据 - 2019年第三季度石油收入较2018年同期减少约3620万美元，降幅15%，主要因价格下降减少3990万美元，产量增加抵消370万美元[161] - 2019年第三季度石油产量为355.9万桶，2018年同期为350.7万桶；2019年前三季度为1022.8万桶，2018年同期为818.8万桶[158] - 2019年前三季度石油收入增加约6850万美元，增幅12%，主要因产量增加750万桶/日带来1.385亿美元增长，但价格下降6.84美元/桶导致减少7000万美元[166] 天然气业务数据 - 2019年第三季度天然气收入较2018年同期减少约760万美元，降幅38%，因价格下降减少500万美元，产量下降减少260万美元[162] - 2019年第三季度天然气产量为5909万立方英尺，2018年同期为6783万立方英尺；2019年前三季度为1.7101亿立方英尺，2018年同期为1.6548亿立方英尺[158] - 2019年前三季度天然气收入减少约760万美元，降幅15%，因价格下降0.54美元/千立方英尺减少920万美元，产量增加200万立方英尺/日带来160万美元增长[167] NGL业务数据 - 2019年前三季度NGL收入减少约1220万美元，降幅45%，价格下降14.32美元/桶减少1310万美元，产量增加0.1万桶/日带来90万美元增长[168] 其他收入情况 - 2019年前三季度其他收入因多年期联邦特许权使用费退款索赔增加1310万美元[169] 租赁经营费用情况 - 2019年第三季度租赁经营费用为4760万美元，较2018年同期的4680万美元增加约80万美元，增幅2%，主要因处理费增加[172] 修井和维护费用情况 - 2019年第三季度修井和维护费用为1420万美元，较2018年同期的2510万美元减少约1090万美元，降幅43%，主要因2018年有相关维护费用，2019年有飓风相关非经常性费用[173] 折旧、损耗和摊销费用情况 - 2019年前三季度折旧、损耗和摊销费用为2.485亿美元，较2018年同期的2.046亿美元增加约4390万美元，增幅21%，主要因产量增加和损耗率提高[180] 一般和行政费用情况 - 2019年前三季度一般和行政费用为5380万美元，较2018年同期的6110万美元减少约730万美元，降幅12%，主要因交易相关成本减少，部分被员工和合同相关成本及其他行政成本增加抵消[182] 价格风险管理活动费用情况 - 2019年前9个月价格风险管理活动费用为3580万美元，2018年同期为1.965亿美元[186] 有效税率情况 - 2019年前9个月有效税率为0.7%，与法定税率21%不同；2018年前9个月有效税率为0.0%，与联邦法定税率21%不同[187] 调整后EBITDA情况 - 2019年第三季度调整后EBITDA为1.57758亿美元，2018年同期为1.57021亿美元；2019年前9个月调整后EBITDA为4.5843亿美元，2018年同期为3.43977亿美元[191] 可用流动性及债务情况 - 截至2019年9月30日，可用流动性为6.121亿美元[192] - 截至2019年9月30日，净债务约为6.972亿美元，包括3.832亿美元11.00%优先担保票据、610万美元7.50%优先担保票据和3.079亿美元银行信贷安排借款[193] 资本支出预算情况 - 2019年资本支出预算为5.4亿 - 5.5亿美元[193] 担保履约债券情况 - 截至2019年9月30日，有总额约6.373亿美元的担保履约债券[194] 银行信贷安排情况 - 银行信贷安排初始借款基数为6亿美元，2019年7月3日重新确认借款基数为8.5亿美元，承诺额度从6亿美元增至8.5亿美元[197][199] - 截至2019年9月30日，银行信贷安排未动用承诺额度约为5.214亿美元[200] 经营活动净现金流入情况 - 2019年前9个月经营活动净现金流入为3.32413亿美元，2018年同期为1.43687亿美元[202] 投资活动净现金情况 - 2019年前九个月投资活动提供（使用）的净现金较2018年同期增加5.045亿美元，主要归因于资本支出增加1.986亿美元[203] 融资活动净现金情况 - 2019年前九个月融资活动提供（使用）的净现金较2018年同期增加2.076亿美元[204] - 2019年前九个月公司从银行信贷安排和其他债务获得约4010万美元净收益，偿还建筑贷款1060万美元，而2018年同期净偿还约1.801亿美元[204] 各类型资本支出情况 - 2019年前九个月美国钻探与完井资本支出为23668.7万美元[207] - 2019年前九个月墨西哥评估与勘探资本支出为6886.8万美元[207] - 2019年前九个月资产管理资本支出为4905.2万美元[207] - 2019年前九个月地震和地质地球物理、土地、资本化一般及行政费用和其他资本支出为4988.1万美元[207] - 2019年前九个月总资本支出为40448.8万美元[207] - 2019年前九个月封堵与废弃支出为5440.6万美元[207] - 2019年剩余时间资本支出和封堵与废弃支出预计约为8000万 - 9000万美元[207]

公司概况 - 公司是技术驱动的离岸独立油气公司，2019年二季度产量59.0MBoe/d，证实储量149MMBoe，2P储量197MMBoe，企业价值17.9亿美元[5][7] 财务表现 - 2019年二季度LTM调整后EBITDA为6.16亿美元，较2017财年增长34%；净债务与2019年二季度LTM调整后EBITDA之比为1.2倍[7][10] - 2019年二季度调整后EBITDA利润率为72%（不含对冲为75%），调整后EBITDA每桶利润率为38.54美元（不含对冲为40.32美元）[82] 资产情况 - 美国墨西哥湾资产是自由现金流机器，拥有超5.6万平方英里地震覆盖范围，2019年二季度净产量22.8MBoe/d，80%为石油[12][14] - 核心区域包括绿峡谷、密西西比峡谷、美国墨西哥湾大陆架和墨西哥近海，2P储量分别为95MMboe、67MMboe、35MMboe[31] 业务发展 - 近期收购了绿峡谷18平台、安特里姆发现等资产，2019年二季度绿峡谷18平台净产量1.1MBoe/d[37][44][46] - 参与墨西哥7号区块和2/31区块项目，7号区块扎马发现评估结果良好，预计总资源量在4 - 8亿桶油当量区间上半部分[53][56] 市场估值 - 公司目前股价低于证实已开发生产储量PV - 10的20亿美元，企业价值约为2P PV - 10的43%、1P PV - 10的58%[73][74]

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量为59000桶油当量/天，其中75%为石油，81%为总液体，带来2.866亿美元收入 [17] - 该时期WTI平均价格为59.81美元/桶，公司实际价格为64.13美元/桶，较WTI溢价超4美元 [17] - 二季度调整后EBITDA（含对冲结算）为2.069亿美元，不含对冲影响为2.165亿美元；EBITDA利润率或现金利润率，对冲后为38.54美元/桶油当量，未对冲为40.32美元/桶油当量；未对冲调整后EBITDA利润率75%，为单季度最高 [18] - 二季度净收入约9500万美元，即每股1.74美元；季度末总债务略低于8亿美元，包括HP - 1的约8700万美元融资租赁 [45] - 调整后净债务与LTM调整后EBITDA之比小于1.2倍，与二季度年化调整后EBITDA之比小于0.9倍 [46] - 二季度资本支出约1.87亿美元，包括略超2800万美元的弃置费用，其中墨西哥支出略超3100万美元 [46] - 6月30日，公司流动性为3.59亿美元，包括循环信贷协议下2.7亿美元未动用额度；7月初新增三家贷款机构，信贷额度增加2.5亿美元至8.5亿美元，预计流动性超6亿美元 [48] 各条业务线数据和关键指标变化 美国墨西哥湾业务 - 二季度美国深水项目中，Phoenix综合体的Tornado 3和Boris 3两口井投产；Bulleit勘探项目取得成功；不久将对Orlov勘探项目进行评估 [21][22] - 浅水区Ewing Bank 305油田两口井投产，计划年底前新增第三口生产井 [22] - 密西西比峡谷核心区二季度净产量为20700桶油当量/天；Pompano油田两项资产再开发活动增加日产3700桶油当量（毛）和2500桶油当量（净），预计影响三季度产量；Ram Powell平台完成轻建设工作，将收取生产处理费 [24][25][26] - 绿峡谷地区日产净产量23900桶油当量，Tornado 3和Boris 3井投产；Bulleit勘探项目发现石油，将与Green Canyon 18设施进行海底连接；Orlov勘探项目有积极结果，合作伙伴将进行评估侧钻 [27][28][30] - 浅水区及其他核心区日产14400桶油当量，Ewing Bank 305 A - 2侧钻井和A - 20侧钻井成功投产；Grand Isle 82 A - 22井计划三季度达到总深度，若成功四季度开始生产 [31][32] 墨西哥近海业务 - Zama评估项目完成，Zama - 2侧钻井录得873英尺总产层，两次流动测试日产7900桶油当量（毛），94%为石油；Zama - 3井发现1000英尺总厚度砂岩和748英尺总产层；四次钻探录得超3300英尺总产层，收集超200个压力采样点、59个流体样本和超1400英尺岩心 [35][36][37] - 墨西哥浅水区Block 2的Yaluk勘探项目未发现商业碳氢化合物并弃井；Block 31的Xaxamani - 2勘探井近期达到总深度，结果积极，将进行短钻杆测试，之后钻机将钻探Tolteca勘探项目 [40][41] 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 - 公司继续将资本分配到现有资产周边的钻探活动，专注资产管理，追求组合中的协同效应，以提高效率、扩大规模和增加多样性 [10][11] - 2020年计划在Pompano地区开展钻探活动；完成Zama项目的前端工程设计（FEED）工作，与Pemex进行联合开发谈判，目标是2020年达成最终投资决策（FID） [25][38][39] - 关注市场油价变化，灵活调整资本投入策略，通过套期保值保护资产负债表和现金流；在并购市场中，寻找对现金流有增值作用、符合公司战略的项目，因市场环境变化需更具创造性 [59][60][92] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 二季度是公司历史上最繁忙和最有成效的季度之一，产量和调整后EBITDA创纪录，尽管商品价格环境低于去年同期，但通过降低总费用实现增长 [8][13] - 公司美国墨西哥湾业务产生大量自由现金流，预计下半年将增加；资产负债表在同行中表现出色，杠杆率保守 [52] - 近期多数钻井取得成功，公司有望在下半年及未来取得成功 [53] 其他重要信息 - 飓风Barry影响美国墨西哥湾大部分地区，公司约85%的产量停产近一周，HP - 1船只撤离，将影响三季度生产 [33][34] - 二季度公司增加2020年原油套期保值，对冲约340万桶原油，平均掉期或底价超55美元/桶，看涨期权保留64美元/桶以上的上行空间 [50] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：在油价50美元和60美元的环境下，如何制定2020年计划 - 公司不会依赖做多石油，有合适价格会进行套期保值；2020年墨西哥支出将减少，会花时间进行联合开发和制定开发计划；会根据钻机市场情况和目标灵活调整资本投入，目前套期保值情况良好，为2020年做好准备 [59][60][62] 问题2：墨西哥Block 31项目是否可能先于Zama项目投产及时间线 - 因水深浅、靠近海岸，Block 31项目有可能先于Zama项目投产，但目前还在初期阶段，具体时间难以确定；Zama项目需要进行联合开发讨论，而Block 31项目无此环节 [63][64][66] 问题3：Bulleit勘探项目的DTR - 10和MP砂层是否会进行双完井 - 目前尚未确定是钻两口井还是进行双完井，需考虑价格环境、资本支出和回报等因素；公司会在年底前做出决策，甚至可能更早 [72][73][74] 问题4：与Stone Energy合并一年后，公司业务进展如何 - 尽管市场环境艰难，但公司业务取得积极进展，未对冲利润率达到75%，美国墨西哥湾业务产生大量自由现金流并投资于墨西哥近海发现；团队努力工作，公司对目前的业务表现感到满意 [81][82][84] 问题5：Zama项目迈向最终投资决策（FID）的下一步计划及联合开发过程如何进行 - 公司每周与Pemex进行讨论，共享数据；需处理大量数据并与各方分享，希望年底前完成联合开发，之后提交政府审批；2020年该项目资本支出将减少 [88][89][90] 问题6：当前并购市场情况如何 - 由于公开股权市场不活跃，并购交易更具挑战性，公司需更谨慎和创新；寻找对现金流有增值作用、符合公司战略的项目；公司有专业团队负责并购，虽交易难度增加，但理论上机会更多 [92][93][95]

公司收购情况 - 2018年5月10日，Stone Energy Corporation和Talos Energy LLC成为公司全资子公司[149] - 2018年8月31日，公司以5260万美元（扣除3780万美元收购现金后为1480万美元）完成对Whistler Energy II, LLC的收购[150] - 2019年1月11日，公司以2960万美元（经惯例购买价格调整后为2790万美元）收购Gunflint油田约9.6%的非运营工作权益[154] 资产减值情况 - 2019年第二季度，公司对墨西哥近海2号区块未探明油气资产进行评估，记录了1240万美元的非现金减值[152] 油田产量情况 - 2019年上半年，Helix对HP - I进行干船坞检修，导致Phoenix油田停产57天，与2018年同期相比，递延产量为6.6 Mboepd；2019年和2018年上半年，Phoenix油田产量分别为13.7 MBoepd和19.3 MBoepd[158] 营收情况 - 2019年第二季度总营收为2.868亿美元，2018年同期为2.039亿美元，增加约8290万美元，增幅41%[166] - 2019年第二季度石油收入增加约7670万美元，增幅43%，产量增加带来9210万美元增长，价格下降导致1530万美元减少[167] - 2019年第二季度天然气收入减少约170万美元，降幅10%，价格下降导致190万美元减少，产量增加带来20万美元增长[169] - 2019年第二季度NGL收入减少约70万美元，降幅9%，价格下降导致300万美元减少，产量增加带来240万美元增长[170] - 2019年上半年总营收为4.655亿美元，2018年同期为3.498亿美元，增加约1.157亿美元，增幅33%[171] - 2019年上半年石油收入约增加1.047亿美元，增幅34%，主要因产量增加带来1.306亿美元增长，部分被价格下降导致的2590万美元减少抵消[172] - 2019年上半年天然气收入持平，产量增加带来330万美元增长，部分被价格下降导致的320万美元减少抵消[173] - 2019年上半年NGL收入约减少100万美元，降幅8%，价格下降导致减少500万美元，部分被产量增加带来的390万美元增长抵消[174] 费用情况 - 2019年第二季度总租赁运营费用为4270万美元，较2018年同期的3890万美元增加约380万美元，增幅10% [177] - 2019年第二季度修井和维护费用为1230万美元，较2018年同期的1770万美元减少约540万美元，降幅31% [178] - 2019年第二季度折旧、损耗和摊销费用为9580万美元，较2018年同期的6770万美元增加约2810万美元，增幅41% [179] - 2019年上半年总租赁运营费用为8820万美元，较2018年同期的6690万美元增加约2130万美元，增幅32% [183] - 2019年上半年修井和维护费用为3530万美元，较2018年同期的2460万美元增加约1070万美元，增幅43% [184] - 2019年上半年折旧、损耗和摊销费用为1.604亿美元，较2018年同期的1.168亿美元增加约4360万美元，增幅37% [185] 价格风险管理活动收入情况 - 2019年第二季度价格风险管理活动带来3000万美元收入，2018年同期为9120万美元费用；2019年上半年为7960万美元费用，2018年同期为1.432亿美元费用[190][192] 调整后EBITDA情况 - 2019年第二季度调整后EBITDA为2.06943亿美元，2018年同期为1.02775亿美元；2019年上半年调整后EBITDA为3.00672亿美元，2018年同期为1.86956亿美元[196] 公司流动性与债务情况 - 截至2019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3.589亿美元[197] - 截至2019年6月30日，公司净债务约为6.971亿美元，包括3.825亿美元11.00%的二级优先有担保票据、610万美元7.50%的有担保票据和3.086亿美元银行信贷额度借款[198] - 截至2019年6月30日，银行信贷额度借款基数为8.5亿美元，承诺额度为6亿美元，未使用承诺额度约2.698亿美元[206] 公司债券情况 - 11.00%的二级优先有担保票据于2022年4月3日到期，2019年5月10日前可按本金加利息和溢价赎回，之后赎回价格从105.5%逐年降至100% [201] - 7.50%的有担保票据于2022年5月31日到期，2020年5月31日前可按本金加利息和溢价赎回，之后赎回价格从105.625%逐年降至100% [202] 公司现金流情况 - 2019年上半年经营活动净现金流入为1.82621亿美元，2018年同期为1.07111亿美元；投资活动净现金流出为2.57148亿美元，2018年同期为流入1.52033亿美元；融资活动净现金流入为2247万美元，2018年同期为流出2.12473亿美元[209] - 2019年上半年投资活动现金流出较2018年同期增加4.092亿美元，主要因资本支出增加8860万美元及收购支付3290万美元[210] 公司资本支出情况 - 公司2019年资本支出预算为4.65 - 4.85亿美元[198] - 2019年上半年美国钻探与完井资本支出为184136千美元[214] - 2019年上半年墨西哥评估与勘探资本支出为56260千美元[214] - 2019年上半年资产管理资本支出为35031千美元[214] - 2019年上半年地震、地质与地球物理、土地、资本化一般与行政费用及其他资本支出为35415千美元[214] - 2019年上半年总资本支出为310842千美元[214] - 2019年上半年封堵与废弃支出为32206千美元[214] - 2019年上半年总资本支出与封堵废弃支出合计为343048千美元[214] - 2019年剩余时间资本支出与封堵废弃支出预计在1.22亿美元至1.42亿美元之间[214] 公司资产负债表外安排情况 - 截至2019年6月30日公司无资产负债表外安排[215] 公司关键会计政策情况 - 公司认为与油气资产、已探明储量估计等相关的会计政策为关键会计政策[216]