业绩总结 - Talos Energy在2023年的资产基础多样化，推动增长和现金流生成[14] - Talos目前的PDP储量为109MMBoe，SEC PV-10价值为$3,453MM[16] - Talos的ESG报告中显示，环境方面的Scope 1强度较去年下降了9%，较XOP指数平均值降低了27%[17] - Talos当前的钻井计划将通过2026年实现8-9%的复合年增长率[25] 用户数据 - Talos拥有广泛的深水区域地产，涵盖多个富产和新兴地质趋势，总面积为1.5百万英亩[19] - Talos拥有独特的催化剂组合，为长期价值创造奠定基础[23] - Talos拥有大量的资源库存，支持未来几年的潜在增长[24] - Talos的深水作业技术需要广泛的技术、商业和行政专业知识[28] 未来展望 - Talos的碳捕获计划将永久封存超过25.0+ MMTPA的二氧化碳，远远超过其现有上游运营的年排放量[30] - Talos计划平衡增长投资、持续减少债务和适当时进行防御性股份回购[1] - Talos可能参与任何重要的私募股东销售[1] 新产品和新技术研发 - Talos利用地震技术和并购来通过全生命周期的机会创造价值[18] - Lime Rock和Venice发现将为Ram Powell生产带来长达15年未见的产量水平[22] - Talos的碳捕获计划将永久封存超过25.0+ MMTPA的二氧化碳，远远超过其现有上游运营的年排放量[30] 市场扩张和并购 - Talos通过Ram Powell案例研究展示了优化现有基础设施、商业交易和新探索的生产演变策略[21] - Talos的公开流通股份正在增加，私募股权持有者持有的比例正在下降[37] - Talos可能参与任何重要的私募股东销售[1] 负面信息 - 无相关信息 其他新策略和有价值的信息 - Talos将继续投资于催化剂，同时注意信用健康和将多余现金流返还给股东[1] - Talos计划平衡增长投资、持续减少债务和适当时进行防御性股份回购[1]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度实现收入3.42亿美元，全年收入约17亿美元 [13][14] - 2022年全年净收入约3.82亿美元，摊薄每股收益4.56美元，调整后净收入约2.44亿美元，摊薄每股收益2.92美元 [14] - 2022年第四季度调整后EBITDA为1.85亿美元，全年调整后EBITDA为8.42亿美元 [38][152] - 2022年全年调整后自由现金流为2.61亿美元，创历史新高 [164] - 2022年全年资本支出约4.56亿美元，处于指导范围的低端，再投资率为54% [146] - 2022年第四季度实现油价为每桶80.87美元，天然气价格为每千立方英尺6.10美元 [13] - 2022年全年实现油价为每桶93.75美元，天然气价格为每千立方英尺7.6美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务：2022年全年产量为59,500桶油当量/天，其中67%为石油，75%为液体 [164] - 碳捕集与封存（CCS）业务：2022年取得显著进展，包括获得多个主要封存场地和引入关键合作伙伴 [10] - 2023年CCS投资预计为7000万至9000万美元，涵盖资本支出、G&A和其他损益表费用 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - 墨西哥湾深水区继续是低排放石油生产的领导者，新发现的石油可以通过现有的海底基础设施流动，减少排放 [8] - 2023年预计产量为72,000至76,000桶油当量/天，较2022年增长21%至28% [20][30] - 2023年第一季度预计为产量最低的季度，EnVen资产的贡献为50% [53] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续投资于上游和CCS业务，以创造股东价值 [6] - 2023年资本分配框架优先考虑自由现金流生成和债务偿还，计划今年至少减少1亿美元债务 [45] - 公司计划在2023年至2026年间实现6%至8%的有机增长率，同时降低资本再投资率 [56] - 公司将继续通过基础设施主导的钻探策略优化项目，利用自有或通过业务发展获得的基础设施 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其股票具有巨大的上行潜力，特别是在上游和CCS业务方面 [150] - 公司对2024年及以后的潜在产量增长和现金流感到兴奋，预计2024年至2026年将产生17亿至25亿美元的自由现金流 [44] - 公司对CCS业务的长期前景持乐观态度，特别是在美国墨西哥湾沿岸地区 [167] 其他重要信息 - 2022年公司安全绩效显著提升，事故率较上年减少25%，温室气体排放强度较2018年基准年减少30% [168] - 公司通过EnVen交易扩大了墨西哥湾业务，增加了高利润的石油资产和充足的基础设施 [25] - 公司参与了与雪佛龙合作的德克萨斯州东南部陆上CO2封存租赁，预计总封存能力超过10亿吨 [26] 问答环节所有提问和回答 问题: EnVen收购完成后，公司的并购策略是否会发生变化？ - 公司表示并购策略不会改变，将继续寻找符合技术、运营和股东利益的资产 [65] 问题: 德克萨斯州东南部Bayou Bend附近的存储容量扩展对CCS业务的重要性？ - 公司认为高质量的封存空间对未来至关重要，特别是在工业合作伙伴减少排放的背景下 [66][69] 问题: 2023年CCS投资的分配情况？ - 2023年CCS投资将包括封存空间收购、地层评估井钻探和数据收集等活动 [70][71] 问题: 2023年CCS项目的进展预期？ - 公司正在积极参与工业合作伙伴的RFP，并推进多个项目的可行性研究和前端工程设计 [75][77] 问题: Puma West项目的开发时间表？ - 公司表示需要更多数据来做出商业决策，可能需要钻探另一口井以确认资源连通性 [99] 问题: 2023年与排放者签订合同的信心？ - 公司对2023年签订合同持乐观态度，特别是在《通胀削减法案》通过后，市场活动显著增加 [131][132] 问题: Pancheron项目的规模预期？ - Pancheron是一个高影响项目，预计具有较大的地质结构，公司持有30%的工作权益 [113] 问题: EnVen资产的基础设施利用机会？ - 公司对EnVen资产的基础设施利用持乐观态度，预计未来几年将看到更多第三方活动和开发 [123][124]

业务收入客户分布 - 2022年公司石油、天然气和NGL收入的44%、23%和11%分别来自壳牌贸易（美国）公司、瓦莱罗能源公司和雪佛龙产品公司[80] 保险情况 - 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为1.5亿美元，含10万美元自留额[84] - 公司针对美国墨西哥湾命名风暴对资产造成的损失提供最高2亿美元的保险，每次事故自留额最高1500万美元[84] - 公司为美国墨西哥湾深水钻井井维护最高5亿美元的额外费用保险，墨西哥湾大陆架钻井井为1.5亿美元，生产和停产井为7500万美元，内陆水域钻井和修井为7500万美元，陆上油田钻井和修井为2500万美元[84] - 公司墨西哥保险政策中，运营的额外费用保险为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[84] 政策法规对特许权使用费率影响 - 《2022年降低通胀法案》将陆上特许权使用费率提高到16.7%，未来十年海上特许权使用费率不低于16.7%且不超过18.8%[88] 现金流与风险控制 - 公司通过签订衍生品合约稳定现金流，降低大宗商品价格下跌对销售的风险和财务影响[79] 市场竞争情况 - 公司主要与大型综合油气公司和独立勘探生产公司竞争，认为自身高质量的石油生产基地等优势使其具有较强竞争力[81] 业务季节性波动 - 公司业务受天气影响有季节性波动，夏季天然气需求通常下降，冬季上升[82] 业务风险与影响 - 公司油气业务面临多种风险，虽有保险但不能覆盖所有损失，未覆盖的损失可能对财务状况等产生重大不利影响[83] 墨西哥法规变更 - 2020年12月墨西哥SENER发布的法规将碳氢化合物进出口许可证期限从20年限制为5年[91] - 2021年5月墨西哥政府两次修订《碳氢化合物法》，相关法律变更引发法院诉讼和临时措施[91] 责任赔偿与财务要求 - 《石油污染法》（OPA）的损害赔偿责任上限目前为1.377亿美元，运营公司最低财务责任证明要求为3500万至1.5亿美元[95] 美国环境评估法规修改 - 2020年7月特朗普政府修改NEPA，规定EIS编制期限为两年，EA编制期限为一年[96] - 2021年10月拜登政府宣布对2020年NEPA最终规则进行三项重大修改，2022年4月发布最终规则[96] - 2023年1月CEQ发布指导意见，协助联邦机构评估NEPA下拟议行动的温室气体排放和气候变化影响[96] 美国其他法规变更 - 2016年奥巴马政府发布2016 NTL，2020年特朗普政府撤销该文件并联合发布拟议规则[90] - 2021年8月BOEM扩大补充财务担保要求，适用于某些高风险非单一责任财产[90] 监管与合规成本 - 公司在墨西哥浅水区的油气业务受SENER、CNH等墨西哥监管机构监管，法律框架不断演变[90] - 公司需遵守各类环境、职业安全与健康法规，合规成本可能增加[92][93] 全球气候目标与行动 - 拜登宣布到2030年美国经济范围内净温室气体排放量较2005年水平减少50 - 52%[99] - 超100个国家加入全球甲烷承诺，目标是到2030年全球甲烷排放量较2020年水平减少至少30%[99] - 格拉斯哥净零金融联盟超450家公司承诺投入超130万亿美元实现净零目标[100] 能源相关政策激励与收费 - IRA 2022包含数千亿美元激励措施用于可再生能源等发展，并对温室气体排放征收联邦费用[100] 法规制定计划 - 2023年第一季度末计划发布候鸟附带捕获拟议规则制定通知[97] 空气质量标准变更 - 2015年奥巴马政府使地面臭氧国家环境空气质量标准更严格，2020年特朗普政府决定维持该标准，2021年EPA宣布重新考虑，目标2023年底出结果[98] 甲烷排放标准变更 - 2021年11月EPA发布拟议规则使原油和天然气甲烷排放标准更严格，2022年11月发布补充提案，预计2023年最终确定[99] 气候情景分析 - 2023年1月美联储发布试点气候情景分析，分析气候变化对银行资产组合影响[100] - 2022年9月美联储宣布6家美国最大银行参与试点气候情景分析[100] 气候风险报告规则 - 2022年3月SEC发布气候风险报告框架拟议规则，预计2023年第二季度发布最终规则[100] 违规罚款规定 - 2021年FERC对违反反操纵法规的行为可处以每天最高1388496美元的民事罚款，该金额每年会根据通货膨胀进行调整[102] 公司文化建设 - 2022年公司制定Talos Energy文化路线图，包含五个关键原则[104] 员工分布情况 - 截至2022年12月31日，公司约有436名员工，主要分布在得克萨斯州、路易斯安那州和墨西哥，其中216人从事海上作业[105] 激励奖励政策 - 2022年短期激励奖励池价值的10%基于公司安全目标的实现情况[107] 人权政策 - 2021年公司发布Talos人权政策以加强对保障人权的承诺[107] 极端气候影响 - 公司海上作业易受极端气候事件影响，可能对资产造成物理损坏并影响勘探和生产作业[101] 墨西哥作业法规 - 公司在墨西哥近海浅水区的油气作业需遵守ASEA法规，不遵守可能面临罚款、吊销许可证等处罚[101] - 2020年5月，ASEA发布《碳氢化合物部门设施关闭、拆除和废弃的工业安全、运营安全和环境保护指南》[101] - 2021年第四季度，ASEA宣布实施“大众举报系统”[101] 价格控制风险 - 公司销售的天然气和原油可能面临美国国会重新实施价格控制的风险[102][103] 员工发展计划 - 2022年公司推出面向全体员工的领导力发展计划[109] 员工离职率 - 2022年公司自愿离职率为6.6%[109] 居家办公计划 - 2021年底公司推出居家办公计划[109] 员工津贴政策 - 公司每年为每位员工提供500美元津贴用于支持其选择的非营利组织[110] 信息披露渠道 - 公司通过网站https://www.talosenergy.com免费提供向美国证券交易委员会提交的报告及相关信息[111] - 公司在网站https://www.talosenergy.com/sustainability/免费发布年度可持续发展报告[111]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度生产53,000桶油当量/天，石油实现价格超90美元/桶，NGLs价格为实现油价的36%，天然气超9.35美元/Mcf，总营收3.77亿美元 [17] - 第三季度净收入约2.51亿美元，摊薄后每股约3美元；调整后净收入约6300万美元，摊薄后每股0.75美元 [18] - 第三季度调整后EBITDA为1.976亿美元，对冲结算现金影响前为2.787亿美元；调整后EBITDA利润率约为41美元/BOE，排除已实现对冲损失后约为57美元/BOE，分别为67%和74% [18] - 第三季度资本支出1.29亿美元，产生自由现金流3940万美元，今年前9个月自由现金流达2.65亿美元 [18] - 第三季度偿还循环信贷额度借款1.4亿美元，RBL余额降至6000万美元，较年初3.75亿美元大幅下降，RBL未提取比例约93% [19] - 截至9月30日，总债务约6.65亿美元，自2021年第一季度以来减少约4.5亿美元；季度末流动性超8亿美元，杠杆率降至0.8倍，为公司历史最低 [19][20] 各条业务线数据和关键指标变化 油气生产业务 - 第三季度产量53,000桶油当量/天，含约9,000桶油当量/天的延期产量，其中计划内延期约8,000桶油当量/天，计划外约1,000桶油当量/天 [9][10][17] - 预计第四季度产量在5.6 - 5.7万桶油当量/天，含3500 - 4000桶油当量/天的预期延期产量，略低于年初全年产量指引 [23] 碳捕获与封存业务 - 主要关注四个并行优先事项，有望在年底前取得积极进展，未来将为公司盈利和现金流做重要贡献 [7] 并购业务 - 9月底宣布以11亿美元战略收购EnVen Energy，预计增加约2.4万桶油当量/天的产量和7800万桶油当量的探明+可能储量，交易预计在12月或1月完成 [8] 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 公司战略和发展方向 - 持续推进有机钻井项目，第三季度启动深海钻井活动，预计持续到2023年，有望增加大量有机资源 [5] - 发展碳捕获与封存业务，专注四个并行优先事项，争取年底取得积极进展 [7] - 寻求增值并购机会，已宣布收购EnVen Energy，预计增强公司规模和资产多样性 [8] 行业竞争 - 在碳捕获与封存业务上，公司凭借对墨西哥湾沿岸地质的了解和灵活性，吸引了如雪佛龙等合作伙伴，相比部分竞争对手有一定优势 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第三季度有计划内生产中断，但通过控制运营成本，公司超内部预期，产生大量自由现金流并快速降低资产负债表杠杆 [5] - 公司目前资产负债表健康，流动性充足，为未来发展奠定良好基础 [5] - 对未来发展充满信心，认为有机钻井、碳捕获与封存业务和并购将成为业务增长催化剂 [5][7][8] 其他重要信息 - 第三季度墨西哥湾深海绿峡谷地区强环流影响动态定位船只，导致HP - 1多次停产，第四季度初仍受影响，近期情况改善 [10] - 钻井作业中，因环流问题暂停子弹项目作业，计划2023年第一季度返回完成工作并使井投产 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第四季度退出率及第一季度产量预期 - 第四季度环流问题缓解，非运营设施维修完成后产量将恢复；第一季度Bulleit再完井和Mount Hunter项目有望增加产量；未来12 - 18个月，成功的钻井项目可增加5000 - 15000桶/天的产量 [27][29][30] - 目前无法给出第一季度具体产量预期，待EnVen交易完成后将公布更多信息 [32] 问题2: 公司在碳捕获与封存业务的竞争优势及年底可能的公告类别 - 公司优势在于了解墨西哥湾沿岸地质、灵活性高，吸引了优质合作伙伴；年底可能在项目进展、碳存储获取、合作讨论和排放者讨论等方面取得里程碑 [35][36][38] 问题3: 龙卷风对运营成本和早期水突破的影响 - 影响较小，虽部分与油相关费用可能下降，但设施正常运行时利用率高，且EnVen资产整合的协同效应可抵消部分影响 [42] 问题4: EnVen平台钻机计划及对产量的影响 - EnVen在龙虾油田的平台钻机计划表现出色，未来9 - 12个月将继续；合并后公司将有两个平台钻机计划和两个深海钻机计划，有望在未来12 - 18个月增加产量和储量 [43][44] 问题5: S - 4文件的相关问题 - 若现在重新提交文件，需使用9月30日的财务数据，并将其和EnVen的数据纳入后续文件；最终会有包含9月30日数据的修订文件 [45][47] 问题6: 碳捕获与封存项目每口井的潜在注入活动及不同项目对比 - 计划每口井每年注入量在100 - 150万吨之间，陆上和海上项目差异不大，将通过钻探地层井获取确认数据 [50][52] 问题7: 开发额外封存地点的意愿、挑战及是否拓展到墨西哥湾以外地区 - 公司有兴趣开发额外封存地点，在墨西哥湾沿岸有战略立足点，与排放者有合作机会；也在探索墨西哥湾以外的点源解决方案，以实现低碳投资组合多元化 [54][55][56]

公司收购情况 - 公司以约11亿美元股票和现金收购EnVen Energy，预计使运营深水设施规模翻倍，产量增加约40%（24.0 MBoep/d），总土地面积增加35%[115] - 收购EnVen Energy的对价包括4380万股普通股和2.125亿美元现金，完成后原股东将持有约66%股份，EnVen股东持有34%，预计2022年末或2023年初完成交易[116] 产量延迟情况 - 2022年8 - 9月，HP - I干船坞维护41天，导致2022年第三季度和前九个月预计延迟产量分别约为6.2 MBoepd和2.1 MBoepd[127] - 2022年第三季度，Shell Odyssey管道维护约17天，导致2022年第三季度和前九个月预计延迟产量分别约为1.8 MBoepd和0.6 MBoepd[128] - 2022年第一季度，Eugene Island管道系统维护约40天，导致2022年前九个月预计延迟产量约为1.5 MBoepd[129] - 2021年第三季度，飓风Ida导致公司2021年第三季度和前九个月预计延迟产量分别约为12.7 MBoepd和4.3 MBoepd，2022年未受飓风或热带风暴影响[130] 能源价格情况 - 2022年1 - 9月，NYMEX WTI原油现货价格在75.99 - 123.64美元/桶之间，NYMEX Henry Hub天然气现货价格在3.73 - 9.85美元/MMBtu之间[134] - EIA预计2022年第四季度Henry Hub天然气现货均价为9.03美元/MMBtu，2023年降至6.01美元/MMBtu；2022年第四季度WTI原油现货均价为91.98美元/桶，2023年为90.91美元/桶[135] - 2022年9月30日，公司上限测试计算基于美国证券交易委员会（SEC）定价，原油每桶93.61美元、天然气每千立方英尺6.56美元、天然气凝析液每桶35.94美元[137] 政策法规影响 - IRA将新海上租赁的最低油气特许权使用费率从12.5%提高到16.7%，并在10年内将费率上限设定为18.8%，不影响现有海上租赁[123] - IRA对温室气体征收联邦费用，甲烷排放收费从2024年的900美元/公吨开始，2025年增至1200美元/公吨，2026年及以后增至1500美元/公吨[124] 油气资产情况 - 公司在墨西哥的油气资产为未探明资产，预计2023年3月向国家碳氢化合物委员会提交萨马油田的单元开发计划，可能影响墨西哥油气资产价值并导致未评估油气资产减值[140] - 2022年5月11日，美国内政部取消墨西哥湾两次租赁拍卖（租赁销售259和261）和阿拉斯加库克湾一次拍卖（租赁销售258），IRA法案要求内政部分别在2023年3月31日和9月30日前举行墨西哥湾租赁销售259和261[146] - 公司是2021年11月租赁销售257最活跃的投标人之一，是10个区块的最高出价者，并获得9个区块的租赁权[146] 业务收入情况 - 2022年第三季度，公司石油收入2.95585亿美元、天然气收入6836万美元、NGL收入1318.3万美元；前三季度，石油收入10.788亿美元、天然气收入1.81747亿美元、NGL收入4923.2万美元[153] 生产体积情况 - 2022年第三季度，公司总生产体积487.6万桶油当量，日均生产体积5.3万桶油当量；前三季度，总生产体积1651.6万桶油当量，日均生产体积6.05万桶油当量[153] - 2022年第三季度，公司生产体积较2021年同期减少3500桶油当量/日至5.3万桶油当量/日；前三季度，生产体积较2021年同期减少2400桶油当量/日至6.05万桶油当量/日[153][155] 销售价格情况 - 2022年第三季度，公司石油平均销售价格每桶90.73美元、天然气每千立方英尺9.37美元、NGL每桶32.71美元；前三季度，石油平均销售价格每桶97.89美元、天然气每千立方英尺7.34美元、NGL每桶35.88美元[153] 租赁运营费用情况 - 2022年第三季度，公司租赁运营费用8176万美元，较2021年同期增加约1170万美元，增幅17%；前三季度，租赁运营费用2.29156亿美元，2021年同期为2.08675亿美元[156] - 2022年第三季度租赁运营费用增加主要因凤凰油田和庞帕诺油田维修保养设施和修井费用增加490万美元、公司和合同劳动力增加170万美元、生产处理费减少140万美元[156] - 2022年前九个月租赁运营费用增加约2050万美元，即10%，主要因菲尼克斯油田和冈弗林特油田设施及修井费用增加1980万美元和公司及合同人工费用增加480万美元，部分被第三方成本报销的700万美元生产处理费抵消[157] 折旧、损耗和摊销费用情况 - 2022年第三季度折旧、损耗和摊销费用增加约370万美元，即4%，主要因探明油气资产损耗率每桶油当量增加1.85美元，即11%，部分被日产量减少350万桶抵消[158] - 2022年前九个月折旧、损耗和摊销费用增加约510万美元，即2%，主要因探明油气资产损耗率每桶油当量增加1美元，即6%，部分被日产量减少240万桶抵消[159] 一般及行政费用情况 - 2022年第三季度一般及行政费用增加约490万美元，即24%，主要因非现金股权薪酬增加170万美元和交易成本增加280万美元，每单位费用增加1.26美元主要因日产量减少350万桶[161] - 2022年前九个月一般及行政费用增加约1170万美元，即20%，主要因新兴CCS运营部门费用增加410万美元、交易成本增加200万美元和非现金股权薪酬增加340万美元，每单位费用增加0.85美元主要因日产量减少240万桶[162] 其他经营（收入）费用及利息费用情况 - 2022年第三季度其他经营（收入）费用记录约10万美元估计退役义务，2021年同期为410万美元；利息费用为2930万美元，2021年同期为3240万美元，主要因银行信贷安排未偿还借款从4亿美元降至6000万美元[164] - 2022年前九个月其他经营（收入）费用记录1060万美元估计退役义务，2021年同期为690万美元；利息费用为9150万美元，2021年同期为1亿美元，主要因银行信贷安排未偿还借款从4亿美元降至6000万美元[168] 价格风险管理活动情况 - 2022年第三季度价格风险管理活动收入为1.142亿美元，包括非现金收益1.953亿美元和现金结算损失8110万美元；2021年同期费用为8150万美元，包括现金结算损失7160万美元和非现金损失980万美元[165] - 2022年前九个月价格风险管理活动费用为2.311亿美元，包括现金结算损失3.685亿美元和非现金收益1.374亿美元；2021年同期费用为4.056亿美元，包括非现金损失2.164亿美元和现金结算损失1.893亿美元[169] 调整后EBITDA情况 - 2022年第三季度调整后EBITDA为1.9756亿美元，2021年同期为1.31427亿美元；2022年前九个月调整后EBITDA为6.5655亿美元，2021年同期为4.16096亿美元[175] 额外收益情况 - 2022年前九个月因和解协议获2750万美元收益，出售Bayou Bend部分股权分别在三个月和九个月内获140万美元和1530万美元收益[177] 流动性及营运资金情况 - 截至2022年9月30日，可用流动性为8.068亿美元，自2021年12月31日起，营运资金赤字减少，主要因价格风险管理活动负债减少8730万美元，资产增加2640万美元[178] 资本支出情况 - 2022年前九个月资本支出（不包括收购）为2.39209亿美元，封堵和废弃支出为6030.4万美元，总计2.99513亿美元[180] - 董事会批准的2022年资本支出计划为4.5亿至4.8亿美元，约3000万美元分配给CCS[182] 现金流量情况 - 2022年前九个月经营活动净现金流入5.38928亿美元，较2021年同期增加2.513亿美元；投资活动净现金流出1.98652亿美元，较2021年同期减少1350万美元；融资活动净现金流出3.45638亿美元，较2021年同期减少2.953亿美元[183] 银行信贷安排情况 - 2022年5月4日，银行信贷安排借款基数从9.5亿美元增至11亿美元，承付款从7.913亿美元增至8.063亿美元[187] - 银行信贷安排本金从3.75亿美元降至6000万美元，债务工具利息费用总计减少约1910万美元[193] 担保方财务情况 - 截至2022年9月30日，担保方合并资产为26.66121亿美元，负债为16.5397亿美元，股东权益为10.12151亿美元；前九个月收入为13.09779亿美元，净收入为3.73661亿美元[192] 履约保证金及信用证情况 - 截至2022年9月30日，已获得总额为6.895亿美元的履约保证金和390万美元的信用证[194] 协议及负债情况 - 2022年4月6日执行海上钻井平台协议使船舶承诺增加约3360万美元，衍生品净负债从1.967亿美元降至5940万美元，采购义务到2023年从320万美元增至5780万美元[198]

财务数据和关键指标变化 - 二季度营收5.19亿美元，创公司10年历史新高，产量为6.54万桶油当量/天，实现价格约为108美元/桶和8美元/千立方英尺（未计财务套期保值影响） [30] - 二季度租赁运营费用8800万美元，约合14.70美元/桶油当量（含1150万美元HP - 1干船坞准备成本），不含非经常性成本约为12.80美元/桶油当量 [30] - 二季度现金一般及行政费用（G&A）为1800万美元，约合3美元/桶油当量 [31] - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为2.51亿美元，未计现金结算财务套期保值影响时为4.11亿美元，利润率分别为70%和79%，或分别为42美元/桶油当量和69美元/桶油当量 [31] - 二季度净收入为1.95亿美元，摊薄后每股收益2.33美元；调整后净收入为1.01亿美元，摊薄后每股收益1.20美元 [31] - 二季度资本支出总计8600万美元，营运资金变动前自由现金流为1.34亿美元，2022年上半年自由现金流为2.26亿美元，实现显著去杠杆化 [32] - 截至6月30日，杠杆倍数降至1倍，可用流动性超7亿美元，均创公司历史最佳 [33] - 过去15个月累计净债务减少近3.5亿美元，约合每股净债务减少4.20美元 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 二季度上游业务营收超5亿美元，调整后EBITDA利润率近80%（未计财务套期保值调整），套期保值后及营运资金变动前自由现金流超1.3亿美元 [9] - 计划在2022年下半年和2023年利用有利商品环境加速高影响钻井机会，包括运营和非运营项目，预计未来12 - 18个月提供储量和产量增长 [11] - 即将开展开放水域钻井活动，使用Seadrill Sevan Louisiana深水钻井平台，计划进行6次连续作业，目标至少4个前景，总资源潜力6500 - 1亿桶油当量，单井潜在日产量5000 - 15000桶油当量 [12][13] - 已引入行业合作伙伴参与Lime Rock、Venice和Rigolets前景项目，实现每口井60%的目标工作权益 [14] - 预计2022年第四季度初与BP和雪佛龙合作开钻Puma West评估井 [15] - 正与另一大型墨西哥湾运营商敲定Green Canyon和Walker Ridge地区的5区块勘探单元，2023年将进行高影响勘探井作业 [16] - 在墨西哥Zama项目上，继续与合作伙伴和Pemex合作敲定油田开发计划，预计2023年3月提交，同时讨论组建综合项目团队（IPT） [17] - 已开始HP - 1设施的干船坞维护工作，预计三季度净产量减少6000 - 9000桶油当量/天，该停机时间已包含在2022年全年指导中 [21] 碳捕获业务 - 5月达成重要交易，雪佛龙加入Bayou Bend碳捕获与封存（CCS）合资企业，交易带来前期现金和雪佛龙的重大资本成本支付，预计覆盖项目至最终投资决策（FID）的所有费用 [22] - 计划在四季度钻探地层测试井，以收集岩石属性数据，为永久二氧化碳封存的6类许可证提供关键信息 [22] - 目前整体项目组合在德克萨斯州和路易斯安那州的4个项目区域拥有近10亿吨的存储容量，均由公司运营，且有强大合作伙伴，正积极争取长期锚定客户 [24] 各个市场数据和关键指标变化 无相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 利用有利商品环境，在2022年下半年和2023年加速高影响钻井机会，通过核心技能和有机增长战略，利用现有土地、专有地震重新处理技术和运营基础设施，解锁更多资源并获得有吸引力的经济回报 [11] - 积极引入行业合作伙伴，降低资本分配和集中风险，同时通过生产处理费进一步实现实体基础设施的价值 [14] - 持续推进碳捕获业务，扩大存储足迹，加强在美国CCS领域的领导地位 [24] - 关注并购机会，寻求增值交易，重点考虑交易对资源使用、资产协同、自由现金流生成等方面的增值作用，关注墨西哥湾内外的潜在交易 [44][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 二季度是公司的出色季度，实现创纪录营收、强劲利润率和大量自由现金流，推动快速债务偿还，公司杠杆倍数降至历史最低，流动性达到历史最高，为下半年业务发展奠定良好基础 [7][8] - 尽管面临通胀宏观环境，但公司团队通过严格成本控制和专注运营，仍实现了强劲盈利 [10] - 对公司未来发展充满信心，认为公司创造的巨大价值未被市场充分认可，但相信很快会得到体现 [40] - 期待钻井和开发项目带来积极成果，随着遗留套期保值到期，预计2023年自由现金流将加速增长 [34] - 认为拟议的《2022年降低通胀法案》若通过，将对公司上游和碳捕获业务产生积极影响，减少监管不确定性，吸引潜在工业合作伙伴 [25][26][27] 其他重要信息 - 公司发言包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，相关影响因素在昨日新闻稿和2022年6月30日季度的10 - Q表格中有说明 [4] - 电话会议中可能同时呈现公认会计原则（GAAP）和非GAAP财务指标，GAAP与非GAAP指标的调节在昨日提交给美国证券交易委员会（SEC）的收益新闻稿中，也可在公司网站talosenergy.com查询 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待EnVen路透社报道相关的并购问题 - 并购是公司无机战略的重要部分，公司一直在市场中寻找机会，优先考虑墨西哥湾内的交易以实现协同效应，也不排除在认为可转移技能的情况下进行盆地外交易 [44] - 寻找增值交易，需满足资源使用、资产协同、自由现金流生成等多方面的增值要求，目前市场上可选择的交易比年初预期更多 [45] - 不评论具体交易，公司专注于各项业务和众多机会 [46] 问题2: 国会能否推翻联邦法官关于恢复租赁销售的决定，以及如何看待《降低通胀法案》 - 对于国会能否推翻联邦法官决定，需观察后续流程，公司也在研究该问题 [47] - 该法案若通过，对公司影响重大，公司是美国中小型勘探与生产（E&P）领域中同时涉足墨西哥湾近海和碳捕获与封存业务的公司，法案将恢复去年11月的租赁销售257，公司是该销售中最活跃的竞标者之一，还将确保未来租赁销售的规范性，减少监管不确定性 [26][48][49] - 法案提议将45Q税收抵免从每吨50美元提高到85美元，并引入直接支付机制，这对公司碳捕获项目和潜在工业合作伙伴具有吸引力，有助于推动长期碳封存解决方案 [27][51] 问题3: 临近1月再融资期，公司如何考虑再融资或还款路径 - 公司2022年的目标是在年底前实现最佳信用状况，为市场提供良好的信用形象，这将为合适时机的再融资创造有利条件 [53][54] - 市场情况不受公司控制，目前市场较艰难，但公司有更多时间考虑再融资，希望在2023年解决现有票据问题 [54] - 公司债务偿还进展良好，杠杆率降低，每股债务偿还超4美元，流动性增加，认为此前关于再融资的决策正确，团队执行有效 [55][56] 问题4: 华盛顿是否有关于州对6类许可证审批优先权的讨论 - 德克萨斯州和路易斯安那州正在与美国环境保护署（EPA）讨论获取6类井及相关许可证的审批优先权，目前审批权在EPA手中 [60] - 公司在准备提交首个6类许可证申请时，与相关机构沟通，确保申请文件的完整性和数据的充分性，以加速审批流程 [61] - 公司支持州政府获得审批权，认为从长远来看，这将利用州政府对地下情况和注入处置井的了解，提高审批效率，但近期重点是完善申请文件 [62][63][65] 问题5: 杠杆率降低后，关于股东回报（股息或回购计划）的讨论进展如何 - 公司认为股票被严重低估，在有大量自由现金流的情况下，优先考虑降低债务成本，将其作为首要任务，之后再考虑向股东返还资本 [67] - 公司自去年以来的计划是降低杠杆率，此前认为1 - 1.5倍的杠杆率较为舒适，现在认为1倍或更低更为合适，目前已接近该目标，后续将保持在该水平 [68] - 操作顺序是先将杠杆率降至理想水平，完成票据再融资，然后再关注股东回报策略 [69] 问题6: 如何根据二季度产量和预计三季度停机时间估算三季度和四季度产量 - 以二季度产量6.5万桶油当量/天为基础，减去预计三季度的停机影响（6000 - 9000桶油当量/天的HP - 1干船坞停机和4000 - 5000桶油当量/天的第三方中游停机及其他计划停机）是估算三季度产量的起点 [36][37][72] - 但三季度产量还受风暴季节影响，公司在自身指导中已考虑风暴季节的影响，有时会有积极或消极的意外情况 [72] - 过去几个四季度也有飓风停机情况，建模时需考虑该因素 [74] 问题7: 运营成本（OpEx）方面，三季度和四季度的情况如何 - 三季度HP - 1干船坞维护支出与二季度类似，之后该支出将消失，因此三季度运营成本与二季度相似，四季度会下降 [75] - 通常公司会在天气较好的二季度进行更多维修和维护工作，如弃井与封井（P&A）和资本支出（CapEx）方面的工作，这些工作在三季度和四季度会减少 [76] 问题8: 关于Walker Ridge和Green Canyon地区勘探单元的工作权益、前景来源、井的时间安排等情况 - 该勘探单元相关工作尚未完全敲定，是与墨西哥湾另一大型运营商合作的项目，公司已为此工作多年，看好该前景，其覆盖面积大，涉及多个区块 [77] - 该项目体现了公司如何通过整合大面积土地来实现价值，类似Puma West地区，通过整合多个区块和合作伙伴实现发现和评估 [78][79] - 随着更多信息确定，公司会在后续展示和会议中公布更多细节，这些小型合资项目对公司未来发展很重要，有助于实现长期业务目标 [81][82] 问题9: 排除极端飓风季节影响，全年产量指导6 - 6.4万桶油当量/天是否仍然适用 - 公司未更改全年产量指导，意味着该范围仍然适用 [84] - 上半年即使有第三方管道停机等影响，全年平均产量仍约为6.4万桶油当量/天 [84] - 三季度已知的停机情况已包含在指导中，四季度情况有待观察，公司认为团队在成本控制方面表现出色，资本指导受大型钻机时间安排影响，CCS业务有雪佛龙的报销，因此维持指导不变 [85]

公司业务合作与项目交易 - 2022年5月24日，公司与Carbonvert、Chevron扩大合资开发Bayou Bend项目，Chevron收购50%权益，从公司和Carbonvert各购25%，总对价5000万美元，含3000万美元现金和最高2000万美元对项目的出资[102] - 2022年7月20日，公司与Storegga修订合作协议，Storegga支付340万美元承担三个项目的部分过往成本[103] 生产运营停产情况 - 2022年第一季度，Eugene Island管道系统维护致约40天计划外停产，截至6月30日的六个月，预计减产约2300桶油当量/日[105] - HP - I于2022年8月3日开始干船坞检查，预计停产45 - 60天[116] 能源价格情况 - 2022年1月1日至6月30日，NYMEX WTI原油现货日价在75.99 - 123.64美元/桶，NYMEX Henry Hub天然气现货日价在3.73 - 9.44美元/百万英热单位[109] - EIA预计2022年下半年Henry Hub天然气现货均价5.97美元/百万英热单位，2023年为4.76美元/百万英热单位；2022年下半年WTI原油现货均价95.54美元/桶，2023年为89.75美元/桶[111] - 截至2022年6月30日和2021年的三个月和六个月，公司基于上限测试计算未确认减值，2022年6月30日上限测试计算基于SEC定价，原油86.69美元/桶、天然气5.30美元/千立方英尺、NGLs 36.04美元/桶[113] 租赁拍卖取消情况 - 2022年5月11日，DOI取消2017 - 2022国家计划下墨西哥湾的两次租赁拍卖（Lease Sales 259和261）和阿拉斯加库克湾的一次拍卖（Lease Sale 258）[123] 油气及NGL营收与生产数据 - 2022年Q2和H1公司油气及NGL总营收分别为5.19085亿美元和9.32651亿美元，较2021年同期分别增加2.15317亿美元和3.61975亿美元[128] - 2022年Q2和H1公司总生产体积分别为595.3万BOE和1164万BOE，较2021年同期分别减少7.8万BOE和34万BOE[128] - 2022年Q2和H1公司石油平均销售价格分别为108.03美元/桶和100.90美元/桶，较2021年同期分别增加43.75美元/桶和40.36美元/桶[128] - 2022年Q2公司油气及NGL收入变化中，价格因素使收入增加2.25381亿美元，产量因素使收入减少1006.4万美元；H1价格因素使收入增加3.87285亿美元，产量因素使收入减少2531万美元[130] - 2022年Q2生产体积减少0.9万BOEPD至65.4万BOEPD，主要因绿峡谷18油田产量下降和三角洲之家设施维修等；H1减少1.9万BOEPD至64.3万BOEPD，主要因尤金岛管道系统第三方停机和三角洲之家设施问题[130][131] 公司各项费用情况 - 2022年Q2公司租赁运营费用为8758.2万美元，较2021年同期增加约1560万美元，增幅22%；H1为1.47396亿美元，较2021年同期增加约880万美元，增幅6%[132][133] - 2022年Q2公司折旧、损耗和摊销费用为1.04511亿美元，较2021年同期增加约470万美元，增幅5%；H1为2.02851亿美元，较2021年同期增加约140万美元，增幅1%[135][136] - 2022年Q2公司一般和行政费用为2292.5万美元，较2021年同期增加约350万美元，增幅18%；H1为4545.3万美元，较2021年同期增加约690万美元，增幅18%[137][138] - 2022年Q2公司杂项费用中，价格风险管理活动费用为6409.4万美元，较2021年同期减少12252.3万美元；权益法投资收入为1346.6万美元，2021年同期无此项收入[139] - 2022年H1公司杂项费用中，价格风险管理活动费用为3.45313亿美元，较2021年同期增加2118.8万美元；其他（收入）费用为 - 3129.9万美元，2021年同期为1239.1万美元[139] - 2022年第二季度，公司记录了1020万美元的估计退役义务，2021年同期为280万美元；2022年上半年记录了1050万美元，2021年同期为280万美元[140][143] - 2022年第二季度，价格风险管理活动费用为6410万美元，2021年同期为1.866亿美元；2022年上半年费用为3.453亿美元，2021年同期为3.241亿美元[140][143] - 2022年第二季度，公司记录了260万美元的所得税费用，2021年同期为50万美元；2022年上半年记录了210万美元，2021年同期为110万美元[142][147] 公司收益与损失情况 - 2022年第二季度，公司记录了40万美元的股权损失，被出售Bayou Bend投资获得的1390万美元收益所抵消；2022年上半年记录了30万美元的股权损失，同样被1390万美元收益抵消[141][144] - 2022年上半年，公司因解决诉讼获得2750万美元收益，2021年同期因赎回11.00%优先次级担保票据产生1320万美元债务清偿损失[146] 调整后EBITDA情况 - 2022年第二季度调整后EBITDA为2.50777亿美元，2021年同期为1.48064亿美元；2022年上半年为4.5899亿美元，2021年同期为2.84669亿美元[150] 公司流动性与营运资金情况 - 截至2022年6月30日，公司可用流动性为7.021亿美元，自2021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负债增加了5250万美元[153] 公司支出情况 - 2022年上半年，公司资本支出（不包括收购）为1.30865亿美元，封堵和废弃支出为3976.8万美元，总计1.70633亿美元[155] 公司现金流量情况 - 2022年上半年，经营活动产生的净现金为3.54365亿美元，投资活动使用的净现金为1.17235亿美元，融资活动使用的净现金为1.98501亿美元[157] - 2022年上半年，经营活动净现金同比增加1.553亿美元，投资活动净现金使用同比减少940万美元，融资活动现金流同比减少1.572亿美元[157][158][159] 公司银行信贷工具情况 - 2022年5月4日，公司银行信贷工具的借款基数从9.5亿美元增至11亿美元，承付款从7.913亿美元增至8.063亿美元[161] - 公司银行信贷工具的总本金从3.75亿美元降至2亿美元，债务工具到期前的利息费用总计减少约890万美元[167] - 2022年5月4日，公司银行信贷工具的最低套期保值要求被修订，不同季度和月份的套期保值比例有相应调整[175] 公司票据利息与赎回情况 - 12%的第二优先高级有担保票据于2026年1月到期，2022年7月15日支付利息3900万美元[163] - 7.5%的高级票据于2022年5月31日到期并赎回[164] 公司资产与收入情况 - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司总资产分别为27.1757亿美元和26.3627亿美元[166] - 2022年上半年，公司收入为9.32651亿美元，净收入为1.23339亿美元[166] 公司履约保证金与信用证情况 - 截至2022年6月30日，公司从第三方担保人处获得的履约保证金约为6.89亿美元，银行信贷工具下开具的信用证约为1260万美元[168] 公司船舶承诺与负债情况 - 2022年4月6日，公司船舶承诺增加约3360万美元[167] - 公司衍生品净负债从1.967亿美元增至2.547亿美元，采购义务从320万美元增至5850万美元[167]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度营收4.14亿美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）2.08亿美元，调整后每股收益0.77美元 [10] - 第一季度自由现金流超9200万美元，使公司得以持续降低债务，净债务与EBITDA比率降至1.4倍，较去年底的1.7倍有所下降 [11][40] - 季度末流动性为5.16亿美元，其中信贷安排下可用资金超4.5亿美元，信贷状况恢复到疫情前的强劲水平 [41] - 本周成功完成半年期借贷基础重新确定流程，借贷基础从9.5亿美元增至11亿美元，承诺额度增至8.06亿美元 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度产量为6.32万桶油当量/日，其中67%为石油，75%为液体，受第三方管道系统约40天计划外停机影响，产量减少4700桶油当量 [34] - 庞帕诺平台钻机项目进展顺利，3月平均日产量增加约2400桶油当量 [12] 碳捕获与封存业务 - 2月宣布两个项目，Riverbend CCS项目拥有2.6万英亩封存场地，可储存超5亿吨二氧化碳；Coastal Bend项目与科珀斯克里斯蒂港和霍华德能源合作伙伴合作开发 [20][22] - 本周宣布扩大德克萨斯州杰斐逊县的Bayou Bend项目，与雪佛龙达成初步协议，将其纳入扩大后的合资企业 [24] 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 - 2022年公司目标包括将债务指标降至约1倍，重新引入高影响钻探项目，发展碳捕获业务，积极寻求并购机会 [7][8] - 公司致力于打造未来能源公司，平衡上游业务的可持续增长和减少工业碳足迹 [9] - 在并购方面，公司持续评估业务发展机会，寻求符合自身技能和战略、对股东增值且保持或改善信用状况的交易 [29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为目前估值相对于当前产量价值存在大幅折扣，未体现碳捕获业务、已发现资源及钻探组合的价值，是能源领域的绝佳投资机会 [46] - 管理层对实现2022年目标充满信心，认为公司在第一季度取得强劲业绩，且未来仍有令人兴奋的切实里程碑 [8] 其他重要信息 - 公司将于5月24日在纽约市举办首届分析师投资者日，讨论近期战略和执行里程碑、投资组合和未来资本配置机会以及上下游和CCS业务前景等话题 [43] - 公司运营团队完成2021年排放强度数据统计，较2020年下降9%，较2018年基线下降27%，有望实现到2025年减排40%的目标 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 钻机合同是否延长至10月，以及何时能看到井序列的生产响应 - 目前钻机由E&I使用，公司计划在其当前作业结束后接收，原计划在第三季度启动项目，首个项目为深水油井的重新完井，生产响应较快，后续高影响项目预计在2023年底至2024年上线 [50][51][54] 问题2: 雪佛龙交易是如何达成的，以及如何看待其对CCS项目的影响 - 公司在CCS业务发展中希望与大型企业合作，雪佛龙是全球知名品牌且致力于该领域，此次合作是对公司的有力验证，公司将保留项目运营权，罗宾·菲尔德认为合作带来了所需的技能、经验和专业知识 [57][59][62] 问题3: 如何评估雪佛龙交易的监管批准可能性，是否会分享现金和承担条款，以及并购机会在国际和国内的分布情况 - 公司对交易进展感到兴奋，待交易最终确定后会讨论具体细节；公司CCS业务始于美国墨西哥湾沿岸，也在关注北美其他地区和国际市场；在并购方面，公司优先考虑降低杠杆率，交易需符合核心原则，通常从墨西哥湾开始寻找机会 [68][69][71] 问题4: 公司如何应对通胀 - 公司通过延长钻机合同来管理通胀，同时团队在第一季度成功控制运营成本；全年成本指引已考虑通胀压力，预计HP - 1干船坞费用将增加约2000万美元 [75][77][79] 问题5: 今年联邦租赁销售环境如何 - 预计今年难以进行新的租赁销售，但最终销售会恢复，因为《外大陆架土地法》要求制定五年计划，目前上一届政府批准的五年计划即将到期，新计划正在制定中，公司拥有大量租赁面积，对库存情况感到满意 [83][85] 问题6: 深海海底回接项目是否有长周期物品可提前订购以缩短投产周期 - 有长周期物品，如脐带缆、采油树和管材等，提前规划和订购可应对供应链问题，有助于缩短投产周期，但需平衡风险 [88][89][90] 问题7: 提前订购长周期物品是否能增加项目现值 - 如果操作得当且项目成功，可缩短项目周期，从而增加项目现值，但需在风险和收益之间取得平衡 [92] 问题8: 雪佛龙是否会成为Bayou Bend项目的潜在锚定客户 - 目前仅宣布雪佛龙作为合作伙伴加入项目，尚未确定其是否为锚定客户，但公司希望其在下游合资企业中的影响力能带来积极作用 [94][95] 问题9: 是否考虑对2026年到期的12%票据进行再融资 - 公司会考虑再融资，但票据在2023年1月15日前不可赎回，且存在潜在的全额补偿条款，公司将持续关注并评估是否有降低资本成本的机会 [96][97] 问题10: 在当前商品价格环境下如何考虑套期保值 - 公司自2014年第一季度以来的套期保值组合总体收支平衡，套期保值有助于公司在动荡时期生存；公司有与信贷协议相关的最低套期保值要求，并将继续建立套期保值组合；套期保值组合的规模和价格会随时间变化，公司希望部分收入能暴露于市场以获取收益 [101][103][105]

市场价格数据 - 2022年1月1日至3月31日，NYMEX WTI原油每日现货价格在每桶75.99美元至123.64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3.73美元至6.70美元之间[109] - 2022年第一季度，公司未因上限测试计算确认减值，3月31日的上限测试计算基于美国证券交易委员会每桶75.88美元的石油价格、每千立方英尺4.20美元的天然气价格和每桶30.86美元的NGL价格[111] 业务收入数据 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油收入从229,561千美元增至353,886千美元，天然气收入从28,234千美元增至42,981千美元，NGL收入从9,113千美元增至16,699千美元，总收入从266,908千美元增至413,566千美元[120] 生产体积数据 - 2022年第一季度与2021年同期相比，总生产体积从5,949千桶油当量降至5,687千桶油当量，日生产体积从66.1千桶油当量降至63.2千桶油当量[120] - 2022年第一季度生产体积减少2.9千桶油当量/日，主要因尤金岛管道系统计划外第三方停机和三角洲之家设施维修维护及自然产量下降，部分被凤凰油田油井增产抵消[121] 产品销售价格数据 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油平均销售价格从每桶56.70美元涨至93.42美元，天然气从每千立方英尺3.32美元涨至4.97美元，NGL从每桶18.91美元涨至36.54美元[120] 经营费用数据 - 2022年第一季度与2021年同期相比，总租赁经营费用减少约680万美元，即10%，每桶油当量的租赁经营费用降至10.52美元[122] - 2022年第一季度与2021年同期相比，折旧、损耗和摊销费用减少约330万美元，即3%，每桶油当量的折旧、损耗和摊销费用增至17.29美元[123] - 2022年第一季度与2021年同期相比，一般和行政费用增加约330万美元，即17%，每桶油当量的一般和行政费用增至3.96美元[124] 设备计划安排 - 2022年HP - I计划在年中干船坞检查，预计停产45至60天[114] 价格风险管理活动费用 - 2022年第一季度价格风险管理活动费用为2.812亿美元，包括1.271亿美元现金结算损失和1.541亿美元非现金损失；2021年同期费用为1.375亿美元，包括8910万美元非现金损失和4840万美元现金结算损失[127] 特殊收益与损失 - 2022年第一季度记录了2750万美元诉讼和解收益，2021年第一季度记录了1320万美元债务清偿损失[128] 所得税情况 - 2022年第一季度所得税收益为50万美元，2021年同期所得税费用为60万美元[129] 净亏损与调整后EBITDA - 2022年第一季度净亏损6644.1万美元，2021年同期净亏损1.21491亿美元；2022年第一季度调整后EBITDA为2.08213亿美元，2021年同期为1.36605亿美元[132] 可用流动性 - 截至2022年3月31日，公司可用流动性为5.161亿美元；后续偿还了2000万美元银行信贷安排，预计可用额度为4.727亿美元[134] 资本支出 - 2022年第一季度资本支出（不包括收购）为6468.3万美元，加上封堵和废弃费用后总计8470.6万美元；2022年董事会批准的资本支出计划为4.5 - 4.8亿美元，约3000万美元分配给CCS[137] 现金流量 - 2022年第一季度经营活动净现金流入为1.1361亿美元，2021年同期为6695.6万美元；投资活动净现金流出为5938.2万美元，2021年同期为7273.7万美元；融资活动净现金流出为4573.2万美元，2021年同期为流入3652.7万美元[138] 银行信贷安排 - 2022年5月4日，银行信贷安排的借款基数从9.5亿美元增加到11亿美元，承诺额度从7.913亿美元增加到8.063亿美元[142] 合并财务数据 - 截至2022年3月31日，发行人及担保人合并资产为26.77746亿美元，负债为21.13801亿美元，股东权益为5639.45万美元；2022年第一季度合并收入为4.13566亿美元，净亏损为6403.3万美元[146] 履约保证金与信用证 - 截至2022年3月31日，公司获得第三方担保的履约保证金约7.071亿美元，银行信贷安排下的信用证约1360万美元[148] 关键会计政策 - 公司认为与油气资产、已探明储量估计、金融工具公允价值计量等相关的会计政策为关键会计政策，2021年年报以来无变化[150] 会计准则情况 - 无最近采用的会计准则[151] - 无对公司重要的最近发布的会计准则[152] 船舶承诺与衍生净负债 - 由于2022年4月6日执行海上钻井平台协议，船舶承诺增加约3360万美元[152] - 衍生净负债从1.967亿美元增至3.509亿美元[152] 市场风险敞口 - 除本季度报告披露外，公司在某些市场风险敞口方面与2021年年报披露相比无重大变化[153]

业务概况 - 2022年预计产量60 - 64 MBoe/d，66%为石油，75%为液体，超70%为深水项目，超65%为运营项目[12] - 2021年末流动性约4.75亿美元，2022年末目标杠杆率约1.0倍，证实资产覆盖率约4.9倍[12] 2022年指引 - 产量预计石油1.46 - 1.55亿桶、天然气331 - 353亿立方英尺、NGL 180 - 190万桶，总产量2.19 - 2.34亿桶油当量，日均产量60.0 - 64.0 MBoe/d[28] - 现金支出3 - 3.2亿美元，G&A 6800 - 7300万美元，资本支出4.5 - 4.8亿美元，利息支出1.15 - 1.25亿美元[28] 现金流与财务 - 预计到2025年基础业务产生超10亿美元自由现金流，超当前市值100%[31] - 2022年末预计杠杆率达1.0倍，优先保障财务健康、稳定和长期价值创造[38][39] 勘探与开发 - 2022年上游资本项目包括平台钻机、开放水域项目，总未风险资源量可观[49] - 蓬马西项目2022年下半年进行评估井作业，积极推进海底回接方案[53] 碳捕集与封存（CCS） - 公司CCS项目组合存储容量达8亿吨二氧化碳，涵盖区域枢纽和点源项目[71] - 各CCS项目有不同规模、进度和合作方，如德州GLO项目2025年末首次注入[74] 资源与资产 - 证实储量1.62亿桶油当量，超2/3为石油，84%为已开发储量[82] - 130万英亩总土地面积，55%为生产持有，45%为初始期限[83] 项目分类 - 项目分为油田内钻井与开发、开采、勘探，不同类别在预算分配、风险、回报等方面有差异[87] 市场机会 - 美国墨西哥湾沿岸是世界级CCS市场，有超300亿吨潜在容量和优质排放源[90][91] 环境与安全 - 承诺到2025年将温室气体强度降低30%，设40%的延伸目标[118] - 安全表现超行业平均，工伤率呈下降趋势[122][125] 套期保值 - 2022 - 2024年有原油和天然气套期保值合约，不同季度有不同日均交易量和加权平均互换价格[127]