公司概况 - 公司是技术驱动的离岸独立油气公司，2018年四季度产量53.4MBoe/d，证实储量149MMBoe，2P储量197MMBoe[10] 风险提示 - 前瞻性陈述受商品价格波动、通胀等众多风险影响，实际结果可能与陈述有重大差异[2][3][5] - 储量估算受数据质量等因素影响，可能与最终开采量有显著差异[4] 财务指标 - 采用非GAAP财务指标，如Adjusted EBITDA、Net Debt等，需参考附录与GAAP指标进行调整[6] - PV - 10是用于估算储量未来现金流现值的非GAAP指标，按10%年利率折现[7] 资产情况 - 美国墨西哥湾资产有增长潜力，2019年一季度净产量超60MBoe/d，有超56000平方英里地震覆盖范围[11][13] - 核心区域包括格林峡谷、密西西比峡谷、墨西哥湾大陆架和墨西哥近海，各区域有不同储量和产量[32][33] 墨西哥项目 - 墨西哥7号区块Zama发现评估进展顺利，已完成两口评估井，目标是2020年做出最终投资决策[53][58] - Zama发现是世界上盈亏平衡成本最低的项目之一，预计首年高峰生产有可观现金流[67][70] 业务发展 - 参与多种业务发展活动，如收购单一资产、整合私人公司资产包等[40][41][42] 2019年计划 - 资本计划平衡产量增长和自由现金流，包括美国墨西哥湾项目、墨西哥勘探测试等[84] 交易情况 - 公司股价低于证实已开发生产储量的PV - 10，企业价值约为2P PV - 10的47%、1P PV - 10的63%[88][89][90]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）包含对冲结算为9370万美元，不包含已实现对冲影响为9670万美元 [14] - 第一季度资本支出为1.556亿美元，包含封堵和废弃活动支出，预计2019年资本支出在4.65亿 - 4.85亿美元，且下半年支出将大幅减少 [14][15] - 第一季度末流动性为3.56亿美元，当前调整后债务与EBITDA比率为1.3倍，该比率将在2019年后续完整运营季度中立即改善 [15] - 第一季度平均每日产量为4.2万桶油当量，符合预期，其中70%为石油；平均实现原油价格为每桶58.46美元，较同期WTI平均价格每桶溢价3.50美元 [36] - 第一季度收入为1.787亿美元，受Phoenix综合体生产延期影响；总租赁运营费用为4550万美元，较2018年第四季度下降约8.5%；一般及行政费用（G&A）为1760万美元，低于2018年第四季度的2470万美元 [37][39] - 第一季度净亏损为1.096亿美元，即每股亏损2.02美元；排除衍生品未实现商品损失和其他项目后，调整后净收入为1030万美元，即每股0.19美元 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 密西西比峡谷核心区 - 第一季度净产量为2.06万桶油当量/日，正在进行Ram Powell资产的重新完井项目，并与Murphy在该地区达成2.8万英亩的合资项目 [17][18] 绿峡谷地区 - 第一季度净日产量为5800桶油当量/日，不包括HP - 1干船坞延期的1.21万桶油当量/日；4月Tornado 3和Boris 3两口新井上线，两口井合计新增产量毛值1.78万桶油当量/日，净值1.26万桶油当量/日，使公司5月初产量超过6万桶油当量/日 [20][21] 浅水区域 - 第一季度产量为1.56万桶油当量/日，资产管理活动带来700桶油当量/日的产量提升；Ewing Bank 306 A - 2侧钻井于5月上线，产量为毛值1300桶油当量/日，净值1000桶油当量/日，且油占比80% [24][25] 墨西哥近海区域 - Zama发现区完成第二次评估作业，在测试储层北部延伸时，录得近900英尺总待确定产层，实现受限且未增产的试油流量超过7900桶油当量/日，94%为石油，确认该资产全面开发后峰值产量可达15 - 17.5万桶油当量/日；目前正在进行Zama 3钻井活动 [26][27] - Block 2的Acan勘探井在浅层多个目标发现气层，但主要目标为厚湿砂层，浅层砂层不足以支持进一步评估，公司25%参与权益的成本低于500万美元 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度油价在2018年第四季度末下跌后企稳，墨西哥湾沿岸市场需求强劲，由于对委内瑞拉和其他国际供应商的制裁，导致墨西哥湾沿岸炼油厂合适等级原油供应商相对短缺 [36][37] - 公司平均实现原油价格较同期WTI平均价格有每桶3.50美元的溢价，且因委内瑞拉制裁，墨西哥湾沿岸需求上升，进一步增加了溢价 [36][113] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过基础设施驱动的勘探适度增加产量，通过评估全球知名的墨西哥发现区加速实现重大净资产价值，并在现金流范围内管理债务 [7] - 继续推进Zama发现区的评估和开发工作，与Pemex就联合开发进行讨论，目标是尽快达成最终投资决策（FID） [27][29] - 参与墨西哥湾联邦租赁拍卖，扩大与Murphy的勘探合资企业，同时在各个运营区域开展积极的项目，包括深水钻井和浅水资产的管理 [17][12] - 认为在墨西哥湾有整合机会，公司会根据自身情况、资产负债表和资本市场状况，在大小交易中寻找机会，耐心等待可交易项目 [83][85] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年第一季度公司运营繁忙且成果丰硕，团队在多个增长和维护项目上表现出色，公司对2019年剩余时间及未来发展充满信心 [7][32] - 公司拥有强大的现金流生成能力、以石油为主的资产组合、进入墨西哥湾沿岸优质市场的渠道，以及良好的杠杆和流动性状况，是能源领域有吸引力的投资标的 [35] - 认为Zama发现区具有出色的地下特征、开发可选性和明确的商业路径，有望实现高产 [27] 其他重要信息 - 公司在2019年3月完成Helix Producer I（HP - 1）的监管干船坞流程，该流程确保了关键生产设施的运营可靠性和长期健康，干船坞期外设施正常运行时间高于95% [9] - 公司与Helix共同庆祝HP - 1实现八年200万工时无损失工时事故的安全里程碑 [11] - 在墨西哥湾联邦租赁拍卖中，公司以平均约每英亩200美元的成本成为2.3万英亩（净1万英亩）潜在土地的明显高价中标者 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Zama 3的结果沟通时间、Pemex的偏移活动情况以及FID时间安排 - 完成Zama 3作业后会评估并公布结果；与Pemex共享测试信息，让其了解情况；预计下半年在联合开发讨论上取得进展，目标是年底前完成联合开发讨论并获大致批准，争取明年某个时间达成FID，从FID到首次生产预计2 - 2.5年 [45][71][75] 问题2: 公司在近期拍卖中联合投标全部中标，单一投标仅一个中标，以及与Murphy的合资是否意味着战略转变 - 公司对自身和合并后资产组合进行深入研究，根据基础设施和趋势进行投标；与Murphy的合资是基于对趋势区域的共同兴趣，不同投标方式是不同的业务发展过程，目的是创造最大价值 [52][53][55] 问题3: 近海新规则变化对公司业务的影响 - 新规则旨在更务实，减少了约15% - 20%的广泛监管，但对公司设计井或项目周期影响不大，公司检查次数同比增加 [57][59][60] 问题4: Block 31的FID情况、项目规模和资本承诺 - 该区域水深较浅（100 - 120英尺），可能较快达成FID；项目规模预计在2000 - 3000万桶总储量左右，具体取决于价格等因素；与各方在该区域合作良好，向政府提交开发计划相对容易，若计划合理有望获批 [61][62][68] 问题5: Zama联合开发协议到FID以及到首次生产的预计时间 - 目标是年底前完成联合开发讨论并获大致批准，争取明年某个时间达成FID；由于水深550英尺，条件可控，从FID到首次生产预计2 - 2.5年 [71][73][75] 问题6: Orlov发现的解读、下一步计划和资源估计 - 未披露资源发现情况，与合作伙伴协调后公布；在Miocene段发现产层，沿途在同一圈闭浅层也发现产层；将与合作伙伴讨论是否移动井眼位置，利用周边基础设施，盈亏平衡点低，首次生产速度快 [77][78][79] 问题7: 更多运营商对墨西哥湾表现出兴趣，对公司并购环境吸引力的影响 - 墨西哥湾有很多可交易资产，但可能没有足够的交易对手；公司会根据自身情况耐心寻找可交易项目，在大小交易中寻找机会，竞争是正常的，仍有很多机会 [81][83][87] 问题8: Block 2第一口井对该区块地震解释的影响 - 一个振幅表现符合预期，一个不符合；下一个勘探目标更多是构造性而非地球物理性；目前难以确定风险降低和需要调整的内容，需时间校准 [90][91][93] 问题9: Ram Powell资产的管理计划及对产量提升的预期 - 先深入了解资产和生产水平，去年进行的作业使产量有所提升；计划进行大型钻机修井作业，更换油管并开采不同层段；该区域完井通常产气较多，基础设施完备，单井产量可能在1000 - 1500桶/日和1000万立方英尺/日天然气；作业完成后会公布结果，此作业可推迟相关义务，为后续数据处理和钻井位置规划争取时间 [95][96][97] 问题10: 剩余封堵和废弃（P&A）工作的时间安排 - 第一季度P&A工作较少，部分是由于服务和规划原因；预计随着钻机作业减少，P&A工作将在下半年增加；P&A占资本计划的13% - 15%，低于2018年 [100][101] 问题11: 5月6万桶油当量/日产量的油气混合比例 - 第一季度石油占比相对较低，现在产量恢复后，油气混合比例可能与第四季度相似，甚至石油占比可能略高 [103] 问题12: Zama - 3的风险 - 已找到接触带，有助于确定资源范围；项目有生产分成合同激励，水深、井深、压力等条件可控，可设计水驱注入方案；井测试情况良好，即使存在分隔情况，也可通过平台钻机快速钻井解决 [105][106][110] 问题13: 委内瑞拉原油供应减少对墨西哥湾WTI实现价格的影响 - 基础价差为正，公司实现的原油价格较WTI有每桶3.56美元的溢价，委内瑞拉制裁导致墨西哥湾沿岸需求上升，增加了溢价，但溢价的可持续性不确定 [111][113][114] 问题14: 墨西哥500英尺水深平台钻机的融资或合作方式 - 目前还处于早期阶段，需根据合同考虑不同决策的可回收性和回报率，会根据具体情况选择合适的方式，目前暂无具体评论 [115][118][119]

公司收购与权益交易 - 2018年8月31日，公司以5260万美元（扣除所获3780万美元现金后为1480万美元）完成对Whistler Energy II, LLC所有已发行和流通会员权益的收购[145] - 2018年9月11日，公司与Hokchi Energy进行交易，交叉转让Block 2和Block 31的25%参与权益，完成后公司将在两个区块各拥有25%参与权益[146] - 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 Field约9.6%非运营工作权益[147] 产量相关数据 - 2019年第一季度，Helix对HP - I进行干船坞作业，导致Phoenix Field停产57天，与2018年同期相比，2019年第一季度递延产量为13.2 Mboepd，2019年和2018年第一季度产量分别为4.6 MBoepd和20.8 MBoepd[152] - 2019年第一季度与2018年同期相比，石油产量从22.6 MBblpd增至29.6 MBblpd，天然气产量从45.8 MMcfpd增至57.6 MMcfpd，NGL产量从2.2 MBblpd增至2.8 MBblpd，总产量从32.4 Mboepd增至42.0 Mboepd[158] 营收相关数据 - 2019年第一季度总营收为1.787亿美元，2018年同期为1.459亿美元，增加约3280万美元，增幅23%[158] - 2019年第一季度石油收入增加约2800万美元，增幅22%，产量增加7.0 MBblpd带来3970万美元增长，价格降低4.41美元/桶导致1170万美元减少[160] - 2019年第一季度天然气收入增加约170万美元，增幅14%，产量增加11.8 MMcfpd带来330万美元增长，价格降低0.30美元/Mcf导致160万美元减少[161] - 2019年第一季度NGL收入减少约40万美元，降幅7%，价格降低7.57美元/桶导致190万美元减少，产量增加0.6 MBblpd带来160万美元增长[163] - 2019年第一季度其他收入增加350万美元，源于一项多年期联邦特许权使用费退款索赔[163] 费用相关数据 - 2019年第一季度总租赁运营费用为4550万美元，较2018年同期的2800万美元增加1750万美元，增幅63%[164] - 2019年第一季度修井和维护费用为2300万美元，较2018年同期的690万美元增加1610万美元，增幅233%[165] - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销费用为6460万美元，较2018年同期的4900万美元增加1560万美元，增幅32%[166] - 2019年第一季度一般和行政费用为1760万美元，较2018年同期的860万美元增加900万美元，增幅105%[168] - 2019年第一季度价格风险管理活动费用为1.096亿美元，较2018年同期的5200万美元增加5760万美元[169] 税率与EBITDA数据 - 2019年第一季度有效税率为5.48%，与法定税率21%不同是因估值备抵减少[170] - 2019年第一季度调整后EBITDA为9372.9万美元，2018年同期为8419.8万美元[173] 资金流动性与债务数据 - 截至2019年3月31日，可用流动性为3.555亿美元[174] - 截至2019年3月31日，净债务总额约为6.664亿美元[175] 资本支出与预算数据 - 公司认为运营现金流和银行信贷额度可满足2019年4.65 - 4.85亿美元的资本支出预算[176] - 2019年第一季度资本支出和封堵弃置费用总计1.55614亿美元[190] - 2019年剩余时间资本支出和封堵弃置费用预计为3.094亿 - 3.294亿美元[192] 银行信贷安排数据 - 银行信贷安排初始借款基数为6亿美元，2018年11月16日从6亿美元增至8.5亿美元，公司选择维持6亿美元承诺[180][181] - 截至2019年3月31日，借款基数为6亿美元，其中不超过2亿美元可用作信用证，已偿还2500万美元，未动用承诺约3.098亿美元[183] - 2019年4月，公司为一般企业用途从银行信贷安排借款4000万美元[184] 建筑贷款数据 - 建筑贷款年利率为4.20%，每月还款约10万美元，截至2019年3月31日，未偿还余额为1050万美元[185] 现金流量数据 - 2019年第一季度，经营活动净现金流入4.1122亿美元，投资活动净现金流出1.35312亿美元，融资活动净现金流入5000美元[186] - 2019年第一季度，经营活动净现金较2018年同期增加150万美元，投资活动净现金使用增加1.053亿美元，融资活动净现金提供增加2850万美元[186][187][188] 资产负债表外安排与会计政策 - 截至2019年3月31日，公司没有任何资产负债表外安排[193] - 公司认为与油气资产、探明储量估计等相关的会计政策为关键会计政策，自2018年年报以来无变化[194]

公司概况与业务范围 - 公司是技术驱动的独立勘探和生产公司，业务位于美国墨西哥湾和墨西哥近海，截至2018年12月31日，深水资产占已探明储量的83%[32] - 公司历史上专注于墨西哥湾业务，因该地区地质和经济条件有利，且公司有相关经验和技术专长[33] - 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[32] - 公司专注墨西哥湾业务，因该地区地质和经济条件有利，且公司有相关经验和专业知识[33] 公司成立与业务合并 - 2017年11月14日，Talos Energy Inc.根据特拉华州法律成立，目的是实现Talos Energy LLC和Stone Energy Corporation的业务合并[35] - 业务合并于2018年5月10日完成，合并后Talos Energy和Stone成为Talos Energy Inc.的全资子公司[35] - 业务合并按美国公认会计原则处理，Talos Energy为“收购方”，Stone为“被收购方”[36] - 公司于2017年11月14日根据特拉华州法律注册成立，目的是完成Talos Energy LLC和Stone Energy Corporation的业务合并[35] - 业务合并于2018年5月10日完成，合并后Talos Energy和Stone成为公司的全资子公司[35] - 业务合并按美国公认会计原则处理，Talos Energy为“收购方”，Stone为“被收购方”[36] - 公司报告的财务状况和经营成果在合并前反映Talos Energy的情况，不反映Stone的情况[36] - 交易完成日，Talos Energy和Stone成为公司全资子公司[42] - Stone进行重组，合并后存续并成为公司直接全资子公司，Stone普通股转换为公司普通股[42] - 赞助商将Talos Production全部股权权益贡献给公司，换取31,244,085股公司普通股[42] 公司发展历程 - Talos Energy LLC于2011年根据特拉华州法律成立，2013年2月6日开始商业运营[38] - 2013年2月6日，公司以约6.252亿美元收购Energy Resource Technology GOM, LLC及其子公司全部股权[40] - 2012年2月3日，Talos Energy与Apollo Management VII、Apollo Commodities Management管理的基金及其他另类投资工具，以及Riverstone Energy Partners V控制或关联的实体和管理层成员完成交易，获得私募股权资本承诺[39] - 2013年2月6日，Talos Energy以约6.252亿美元收购Energy Resource Technology GOM及其子公司全部股权，交易于2012年12月1日生效[40] - 收购前，赞助商和管理层成员已向Talos Energy投资约3.25亿美元，用于部分ERT收购及其他资产购买[40] - 2015年9月，Talos Energy与Sierra和Premier组成的财团与墨西哥国家碳氢化合物委员会签订两个生产分成合同[41] - 合同涉及墨西哥第一轮招标的2号和7号区块，两区块共约162,904英亩[41] - 2017年，财团在7号区块钻探Zama - 1井，发现Zama油田[41] - 截至2018年12月31日，公司正在对该发现进行评估[41] 交易相关情况 - 2017年11月21日相关交易中，Apollo Funds和Riverstone Funds以1.02亿美元本金的9.75%高级票据换得2874049股普通股[44] - 2017年11月21日相关交易中，Talos Issuers的第二留置权过桥贷款持有人将贷款换为1.72亿美元本金的11.00%第二优先高级担保票据[44] - 2017年11月21日相关交易中，Franklin Noteholders和MacKay Noteholders以Stone发行的7.50%高级担保票据换得1.374亿美元本金的11.00%高级担保票据[44] - 2017年相关交易中，约8150万美元本金的7.50% Stone高级票据被有效投标，约610万美元本金仍未偿还[45] - 交易完成后，Talos Energy原利益相关者持有公司约63%的流通普通股，Stone原股东持有约37% [46] 业务运营情况 - 公司运用严格的投资组合管理方法评估钻井前景，以确定钻井计划的最佳回报[34] - 公司运营的物业产生约94%的产量，公司努力保持对生产物业的多数运营控制权[51] - 公司采用严格的投资组合管理方法评估钻井前景，以提高资本配置效率[34] - 公司利用广泛的地震数据库和重新处理技术，生成大量高质量勘探前景[33] 资产与储量情况 - 截至2018年12月31日，公司在美国拥有271.0口总生产井（228.9口净生产井），总面积885888英亩（净面积624891英亩），其中477190英亩（净面积342604英亩）为已开发面积[55] - 2018年美国核心物业产量占比约68%，截至2018年12月31日的已探明储量占比78% [55] - 公司在墨西哥Block 2的参与权益为20%，在Block 7的参与权益为35%，并运营Block 7 [65] - 2018年12月31日，公司估计的已探明储量总计1.51739亿桶油当量，其中已开发储量1.15528亿桶油当量，占比76%，未开发储量0.36211亿桶油当量，占比24%[77][78] - 2019年1月11日，公司以2960万美元收购了位于密西西比峡谷地区的Gunflint油田约9.6%的非运营工作权益[72] - 2018年12月31日公司已开发储量较2017年增加6180万桶油当量，达到1.155亿桶油当量，增幅115%[83] - 2018年公司PUD储量减少1070万桶油当量，降幅23%，主要因扩展和发现增加310万桶油当量、先前估计下调450万桶油当量、收购增加65.4万桶油当量、转化为已开发生产储量减少995.7万桶油当量[83] - 公司已开发储量增加原因包括从Stone组合收购5800万桶油当量、从Whistler收购350万桶油当量、正向修订450万桶油当量、PUD转化1000万桶油当量、扩展和发现250万桶油当量，同时被产量1670万桶油当量抵消[86] - 2018年12月31日，公司PUD储量相关的未来开发成本约为3.967亿美元，其中凤凰油田占3.173亿美元[87] - 2018年美国勘探与评估井总数为1口（净0.1口），开发井总数为5口（净5口）；2017年美国勘探与评估井总数为4口（净3.7口）；2016年美国勘探与评估井总数为1口（净0.7口）[96] - 2018年12月31日，公司有1口（净0.4口）勘探井和2口（净1.7口）开发井正在钻探或完井，有1口（净0.4口）勘探井暂停或等待完井[98] - 2018年12月31日，公司原油生产井总数为201口（净178.3口），天然气生产井总数为70口（净50.6口）[99] - 2018年12月31日，公司美国深水开发面积为168,714英亩（净131,360英亩），未开发面积为252,895英亩（净161,895英亩）；美国大陆架开发面积为308,476英亩（净211,244英亩），未开发面积为155,803英亩（净120,392英亩）；墨西哥未开发面积为162,904英亩（净49,809英亩）[101] 产量与销售情况 - 2019年第一季度，HP - I进入干船坞期，5月7日完成干船坞要求，凤凰油田停产的年化产量影响估计在200 - 300万桶油当量/日[73] - Tornado 3井于2019年1月完成钻井作业，预计2019年第二季度初开始生产，预计净产量为100 - 150万桶油当量/日，公司拥有65%工作权益[74] - Boris 3井于2019年2月完成钻井作业，预计2019年第二季度开始生产，净产量为28 - 46万桶油当量/日，公司拥有100%工作权益[75] - 2018年公司原油产量为11,771千桶，天然气产量为22,771百万立方英尺，NGL产量为1,176千桶；2017年原油产量为7,048千桶，天然气产量为16,308百万立方英尺，NGL产量为706千桶；2016年原油产量为5,126千桶，天然气产量为19,001百万立方英尺，NGL产量为603千桶[103] - 2018年公司原油平均销售价格（含商品衍生品）为每千桶57.12美元，天然气为每百万立方英尺3.16美元，NGL为每千桶30.50美元；2017年原油为每千桶52.46美元，天然气为每百万立方英尺2.93美元，NGL为每千桶23.59美元；2016年原油为每千桶68.46美元，天然气为每百万立方英尺3.24美元，NGL为每千桶15.81美元[103] - 2018年公司原油平均销售价格（不含商品衍生品）为每千桶66.42美元，天然气为每百万立方英尺3.23美元，NGL为每千桶30.50美元；2017年原油为每千桶48.92美元，天然气为每百万立方英尺3.00美元，NGL为每千桶23.59美元；2016年原油为每千桶38.55美元，天然气为每百万立方英尺2.25美元，NGL为每千桶15.81美元[103] - 2018年公司每桶油当量的平均直接租赁经营和修井成本为12.60美元，2017年为13.56美元，2016年为16.77美元[103] - 2018年凤凰油田原油产量5160MBbls，天然气产量5311MMcf，NGLs产量491MBbls，平均产量6536MBoe，原油占比79%，平均销售价格（MBoe）为56.48美元，平均直接LOE和修井成本（Boe）为4.17美元[104] - 2018年庞帕诺油田原油产量2042MBbls，天然气产量1758MMcf，NGLs产量151MBbls，总产量2486MBoe，原油占比82%，平均销售价格（MBoe）为61.08美元，平均直接LOE和修井成本（Boe）为1.60美元[107] - 2018年公司65%和18%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[113] 成本回收与特许权使用费 - 成本回收方面，符合条件的成本可按成本的125%从未来产量中实物回收，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产生的合格成本[66] - 石油特许权使用费方面，根据每桶油价，7.5% - 14%的石油合同价值以特许权使用费形式分配给墨西哥合众国，天然气价格低于每百万英热单位5美元时特许权分配为0%，超过则按每百万英热单位价格除以100计算[66] 保险情况 - 公司一般责任保险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，含10万美元自留额[120] - 公司针对墨西哥业务的运营额外费用保险为2.5亿美元，一般责任保险每次事故和累计限额为5亿美元[120] 法规监管情况 - 公司运营受联邦、州、地方和外国法规监管，包括井的位置、数量、钻探和套管等方面规定[123][125] - 公司在墨西哥湾联邦油气租赁业务受美国内政部下属机构监管，需遵守相关法规和获得批准[126] - 2016年BSEE发布井控最终规则，2018年修订生产安全系统规则，BOEM在2016年提出更新空气排放要求的规则[127][128] - 2016年9月生效的2016 NTL要求承租人提供财务担保以履行退役义务，实施日期已无限期延长至2017年6月30日之后[132] - 2016年末公司收到BOEM提供额外财务担保的命令，后该命令被撤销，提交的定制计划未获行动[133] - 2018年1月，BOEM将OPA的损害赔偿责任上限提高至1.377亿美元，运营公司需证明3500万至1.5亿美元的财务责任[140] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75降至70亿分之一，可能导致更严格的许可要求和更高的污染控制设备支出[145] - 墨西哥韦拉克鲁斯和塔巴斯科州浅水区及其他近海地区业务受SENER、CNH等监管，相关法规可能增加运营成本[136] - 公司运营受多种环境法规约束，环保相关资本和运营支出可能增加[137] - 公司排放受联邦清洁水法和类似州法律限制，违反规定可能面临执法行动[139] - 濒危物种法、候鸟条约法和海洋哺乳动物保护法可能限制公司在受保护物种区域的运营[142] - RCRA一般规范固体和危险废物处置，EPA可能在2019年3月15日前提议修订相关法规[143] - CERCLA和类似州法律对造成有害物质释放的人施加无过错责任[144] - 公司运营的HP - I浮动生产单元及Ram Powell和Pompano油田设施需遵守EPA温室气体报告要求[150] - 若EPA 2016年6月规则生效或出台新甲烷排放标准，公司运营成本可能增加，运营或受限、延迟或取消[151] - 公司在墨西哥浅海的油气业务受ASEA监管，需获其许可并遵守相关规定，否则可能面临处罚[152] - FERC对违反反操纵法规的行为，2019年可处最高每天126.95万美元的民事罚款，该金额每年根据通胀调整[156] - 公司销售的油气受《商品交易法》及CFTC相关规定约束，禁止操纵价格和提供虚假市场信息[157] - 公司销售的原油和凝析油目前价格不受监管，但未来美国国会可能重新实施价格控制[160] - 2016年7月1日起至2021年6月30日，FERC监管的液体管道年度指数调整为适用年份制成品生产者价格指数加1.23%[163] - FERC将于2021年7月1日对石油管道指数进行下一次五年审查，《税收减免与就业法案》的影响将在此次审查中体现[163] 其他情况 - 公司油气业务具有季节性，夏季天然气需求通常下降，冬季上升[116] - 公司油气业务竞争激烈，与大型综合油气公司和独立勘探生产公司竞争[114] - 截至20