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Talos Energy(TALO) - 2021 Q4 - Earnings Call Transcript
2022-02-26 03:12
财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度,公司实现调整后息税折旧及摊销前利润(EBITDA)1.904亿美元,进一步调整已实现套期保值损失后,核心运营业务调整后EBITDA超过2.91亿美元,分别相当于每桶油当量净收益超过30美元和46美元 [17] - 2021年第四季度,公司净收入为8100万美元,相当于每股0.98美元;调整后净收入为3740万美元,即每股0.45美元,均为扣除本季度约1亿美元已实现套期保值损失后的结果 [17] - 2021年第四季度,公司资本支出总计6420万美元,本季度营运资金前自由现金流略高于9300万美元 [17] - 2021年全年,公司平均日产量为64400桶油当量,较2020年增长约18%;调整后EBITDA为6.065亿美元,其中包括新冠疫情初期遗留金融套期保值造成的2.9亿美元已实现损失 [18] - 2021年全年,公司资本支出约为3.39亿美元,低于2021年指引下限,再投资率为56%;全年营运资金前自由现金流为1.345亿美元 [18] - 过去三个季度,公司迅速将杠杆率降低了近一倍,年底杠杆率约为1.7倍;预计到2022年底,公司净债务与EBITDA之比将达到约1倍,并在未来一两个季度内处于1 - 1.5倍的目标杠杆范围内 [19] - 2021年全年,公司流动性迅速增加,营运资金前自由现金流约为1.35亿美元,并新增两家银行加入信贷安排,年底流动性达到4.73亿美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 2021年第四季度,公司实现创纪录的季度产量里程碑,日产量达到6.87万桶油当量,产量在当前大宗商品环境下以石油为主,石油占比近70%,总液体占比75% [5] - 2021年全年,公司实现创纪录的年产量,日产量达到6.44万桶油当量,尽管第三季度因飓风“艾达”而停产,但仍较2020年增长约18% [6] - 截至2021年底,公司已探明储量为1.62亿桶油当量,其中约84%为已开发探明储量,69%为石油;按美国证券交易委员会(SEC)每桶66.55美元和每百万英热单位3.60美元的价格计算,这些储量的PV - 10价值约为39亿美元;按每桶80美元的价格计算,已探明储量的PV - 10超过49亿美元 [13] - 公司还拥有额外的6000万桶可能储量,按SEC价格计算,PV - 10为14亿美元 [14] 碳捕获业务 - 公司迅速组建团队并取得成功,被任命为德克萨斯州首个海上碳封存场地(GLO场地)的运营商 [8] - 2021年第四季度及2022年初,公司在碳捕获业务方面取得重大进展,宣布与TechnipFMC建立技术联盟、首个点源项目以及下一个区域枢纽项目 [9] - 与Freeport LNG的项目将开发定制点源解决方案,以捕获、运输和封存该设施现场的二氧化碳排放,这将是墨西哥湾沿岸首批商业专用封存项目之一 [9] - 与EnLink Midstream合作的Riverbend CCS项目是墨西哥湾沿岸首个为潜在客户提供综合运输和封存解决方案的CCS项目,该项目拥有超过5亿吨的封存能力 [10] 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 - 2022年,公司预计日产量平均在6万 - 6.4万桶油当量之间,与2021年生产水平大致一致;预计现金运营成本为3亿 - 3.2亿美元,现金一般及行政费用(G&A)为6800万 - 7300万美元;资本支出预计在4.5亿 - 4.8亿美元之间,约65%将投资于资产管理、低风险的油田内开发以及高影响的评估和开采项目,其余将投资于地质与地球物理(G&G)、土地、TNA、CCS及其他资本化项目 [20][22] - 2022年,公司将在碳捕获业务上投资约3000万美元,推进前期工程设计(FEED)工作,并在先前宣布的项目地点钻探多个地层测试井,以推进所需的美国环境保护署(EPA)6类许可程序 [23] - 2023年下半年至2024年,公司的重点领域将是一系列海底回接钻探项目以及密西西比峡谷中新世走廊的两到三个运营项目,这些项目将回接到公司运营的设施,特别是庞帕诺和拉姆·鲍威尔设施;公司还将参与另外三个非运营海底项目 [25] 行业竞争 文档未提及相关内容 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其基础业务在未来几年有强大的基本面支撑,加上碳捕获业务的快速增长,公司处于非常有吸引力的地位,是一个极具吸引力的投资机会 [29] - 公司预计到2025年,基础业务可产生超过10亿美元的自由现金流 [29] 其他重要信息 - 2021年,公司团队表现出色,全年无损失工时安全事故,可记录事故率持续下降,连续第三年海上无超过1桶的碳氢化合物泄漏,并进一步降低了温室气体排放强度,有望提前实现到2025年较2018年基准减少30%的目标,并有望实现40%的减排目标 [6][7] - 2021年,公司股票交易流动性显著增加,目前是疫情前日均交易量的4 - 5倍,随着一位大股东在长期投资后退出其股票头寸,公司认为此前交易中的技术压力已基本消除,这将有利于股东 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1:CCS项目确定项目状态和达到最终投资决策(FID)的途径是什么,EPA 6类许可在流程中处于什么位置? - 这些项目的价值链包括排放者、运输、存储和监测三个部分,公司目前可控制存储和监测部分,在与排放者合作的同时整合管道和运输部分,所有环节必须整合在一起才能达到FID;点源项目可能比枢纽项目更快达到FID [31][32] - 公司正在推进三个项目的前期FEED工作,包括钻探地层测试井、收集地下数据以申请6类许可;目前监管机构是EPA,路易斯安那州已申请主导权,预计今年晚些时候会有结果,德克萨斯州预计也会跟进 [33][34] 问题2:从谅解备忘录(MOU)到最终协议的过程中有哪些关键因素? - 在新兴的CCS业务中,为了快速建立业务并让市场知道公司在积极开展工作,有时会先签订MOU;随着合作推进,当找到关键排放者并整合各方资源后,有望达成最终协议,这与成熟业务的协议达成过程不同 [37][38] 问题3:预计到2025年产生超过10亿美元自由现金流,如何分配这些资金,是否会回购所有股票? - 公司2021年产生了1.35亿美元自由现金流,考虑到更有利的市场环境和消除套期保值损失的影响,不难看到业务到2025年可产生超过10亿美元自由现金流 [41] - 公司的首要目标是降低债务,希望在2022年将杠杆率降至约1倍;之后会考虑向股东返还资本,并购活动不一定与其他活动相互排斥,达到1.1倍杠杆率后,有望开展更多资本返还活动 [42][44] 问题4:CCS业务目前处于测试和6类许可申请前期阶段,未来几年的业务发展预期如何,是否会加速增长? - 公司凭借传统地质专业知识和海上运营经验进入CCS行业,组建团队后积极推进项目,预计会继续加大投入以推进项目,不仅要使Freeport点源项目在未来几年上线,还要让枢纽项目在几年内投入运营 [49][51] - 今年在该业务的资本支出是合适的,足以推动项目达到FID并有望带来更多项目进展 [52] 问题5:今年计划的中新世勘探井是否依赖11月租赁销售的通过,是否已有合作伙伴,若租赁销售不通过,计划是否会改变? - 今年计划钻探的所有井都已签订租赁协议,公司在许可证申请方面有良好的先例记录,未出现延迟情况 [54] - 11月被取消的租赁销售中,公司原本接近签订新租赁协议,这令人失望,但公司已有租赁协议的项目不受影响 [55] - 密西西比峡谷的项目更多是勘探和开采性质,为单井海底回接项目,目标是1000 - 2000万桶油当量的储量,距离公司运营的庞帕诺和拉姆·鲍威尔设施约10英里;合作伙伴基本确定,钻机将于下半年到位 [57][58] 问题6:是否有更具体的时间计划在今年某个时候提交6类许可申请? - 公司认为联邦政府在CCS领域有政治意愿推动项目发展,但申请许可需要先在有明确租赁协议的资产上进行地层测试,然后按流程推进,具体时间无法确定 [62][63] - 公司计划在完成井测试和地下储层特征分析后,于今年晚些时候开始提交申请,审批时间取决于监管机构 [64][66] 问题7:与排放者的讨论情况如何? - 在Freeport项目上已有排放者合作,公司正在扩大该项目的业务范围,并与该地区所有潜在排放者进行沟通 [70] - 在River Bend项目中,由于与EnLink Midstream合作,其拥有良好的基础设施和客户关系,公司对该项目的快速推进持乐观态度 [70] - 墨西哥湾沿岸地区的总排放量超过1亿吨/年,公司正在积极与潜在客户对话;目前部分排放源在现有45Q税收抵免框架下可行,但仍有一些需要等待税收代码的改进以扩大可签约的排放源范围 [71][72] 问题8:在River Bend项目中,三个租赁区块是否需要分别申请6类许可,是同时进行还是逐个进行? - 公司仍在评估阶段,每个注入井都需要6类许可,将继续评估最佳注入位置;目前租赁的26000英亩土地孔隙空间厚度在某些区域超过3000英尺,有巨大的存储潜力,还拥有额外63000英亩土地的优先购买权 [78][79] - 该地区地质情况较为一致,公司希望通过地层测试来描述地质和岩石特性,证明其适合封存二氧化碳 [80] 问题9:点源项目和两个枢纽项目的回报偏好或经济回报情况如何比较? - 点源项目可减少一定的资本支出,有机会获得略高的经济效益;枢纽项目涉及更多环节,需要有承诺的交易量和关键排放者,更倾向于中游模式,预期获得中游回报 [83] - 确定关键排放者是项目的关键,这有助于明确资本投入、收费结构以及其他工业合作伙伴的参与方式 [84] 问题10:11月租赁销售中被取消的一份毗邻Puma West的租赁协议,对该发现的近期开发或评估计划是否有影响? - 该租赁协议属于边缘地块,对Puma West的基础开发和评估计划没有影响;公司将继续对该发现进行评估和资源划定,若成功将尽快连接两口井以加速开发 [86]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q4 - Annual Report
2022-02-25 00:00
公司面积数据 - 截至2021年12月31日,公司总毛面积为1256329英亩,净面积为638032英亩,其中美国毛面积为1186799英亩,净面积为620189英亩,墨西哥毛面积为69530英亩,净面积为17843英亩[86] 公司产量数据 - 2021年公司原油产量为16159千桶,天然气产量为32795百万立方英尺,NGL产量为1875千桶,总产量为23500千桶油当量,原油占比69%[89] - 2021年,石油、天然气和天然气凝析液按百万桶油当量计算的产量分别约占公司总产量的69%、23%和8%[179] - 2021年公司约22%和15%的产量以及25%和16%的总收入分别来自凤凰油田和庞帕诺油田[255] 公司销售价格数据 - 2021年公司原油平均销售价格(含商品衍生品)为每桶49.67美元,天然气为每百万立方英尺3.11美元,NGL为每桶26.54美元,平均每桶油当量为40.61美元[89] - 2021年公司原油平均销售价格(不含商品衍生品)为每桶65.86美元,天然气为每百万立方英尺3.98美元,NGL为每桶26.54美元,平均每桶油当量为52.96美元[89] 公司运营费用数据 - 2021年公司平均租赁运营费用为每桶油当量12.07美元[89] 公司收入来源数据 - 2021年,公司45%和29%的石油、天然气和NGL收入分别来自壳牌贸易(美国)公司和雪佛龙产品公司[97] 公司保险情况 - 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可达1.5亿美元[104] - 公司为美国墨西哥湾深水钻井井维护高达5亿美元的额外费用保险,为美国墨西哥湾大陆架钻井井维护1.5亿美元[104] - 公司为墨西哥业务维护2.5亿美元的运营额外费用保险,每次事故和累计一般责任限额为5亿美元[104] - 公司有溢油、污染等环境风险保险,但未完全覆盖所有此类风险[125] - 公司部分运营风险未投保,保险有免赔额、子限额和除外责任,未来保险成本可能增加或无法获得[233][235] 公司资产与风险降低措施 - 公司最高价值资产位于凤凰油田,通过HP - I浮动生产系统生产,该系统可在风暴时断开并移走,降低财产损失风险[105] 美国油气租赁业务情况 - 美国墨西哥湾联邦油气租赁业务于2021年1月被暂停,6月被初步禁令叫停,11月进行了租赁拍卖,2022年1月拍卖被撤销[112] - 现行墨西哥湾五年租赁计划将于2022年6月30日到期,新计划获批可能需2 - 3年,未来租赁销售不确定[214] 美国政府法规变化 - 2016年奥巴马政府发布井控最终规则,2019年特朗普政府修订该规则;2016年奥巴马政府更新生产安全设备规则,2018年特朗普政府修订该规则[114] - 2022年美国内政部计划发布关于提高安全、环境和设备可靠性保护等方面的拟议规则制定倡议[115] - 2016年奥巴马政府发布通知明确额外财务担保程序,2020年特朗普政府撤销该通知并发布联合规则,2022年拜登政府可能推行更严格财务担保要求[118] - 2015年美国环保署(EPA)发布规则使地面臭氧国家环境空气质量标准(NAAQS)更严格,2020年12月决定维持该标准,拜登政府计划重新审议以采用更严格标准[134] - 2021年11月EPA发布拟议规则,将使原油和天然气来源类别的甲烷排放标准更严格,并计划在2022年发布补充提案和最终规则[136] - 2016年BOEM曾欲实施更严格财务担保标准,特朗普政府先暂停后废止,拜登政府可能恢复并增加公司运营成本[220] - 2016年公司收到BOEM提供额外财务担保的命令,提交定制计划,因特朗普政府废止相关规定未获处理,未来BOEM可能再提要求[221][222] - 若BOEM出台类似或更严格规定,可能使大量运营商失去补充债券豁免权,挑战担保债券市场容量,公司或面临融资困难[224] - 拜登宣布到2030年美国经济范围内温室气体净排放量较2005年水平减少50 - 52% [138] - 拜登提出将适用于公司等企业的美国联邦所得税税率从21%提高,并取消化石燃料税收补贴等提案[254] - 拜登政府多项行动或使油气行业环保、健康和安全标准更严格,2021年1月发布行政命令暂停联邦土地和近海新油气租赁,虽遭诉讼但影响仍存[214] 墨西哥法规变化 - 墨西哥韦拉克鲁斯和塔巴斯科州浅水区油气业务受SENER、CNH等监管,2013年相关法律重大改革且持续演变[120] - 2020年12月墨西哥SENER发布影响碳氢化合物进出口许可证的法规,将许可证期限从20年限制为5年[122] - 2021年5月墨西哥政府两次修订碳氢化合物法,相关法律变化引发法院临时暂停部分法规和修订[122] - 2021年7月墨西哥SENER指定PEMEX为Zama单元运营商,公司9月提交争议通知,结果可能不利[228] - 公司墨西哥业务受SENER、CNH、ASEA等监管,法规变化可能增加运营和资本支出[261][262] 公司法规约束情况 - 公司业务受联邦、州、地方和外国关于职业安全与健康以及环境保护的法规约束[123] - 公司油气业务受多种法规监管,历史合规未产生重大不利影响,但未来成本和影响无法预测[107] - 《石油污染法》(OPA)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金额在3500万美元至1.5亿美元之间[127] - 《清洁水法》(CWA)限制公司向美国水域排放污染物,违反规定可能面临执法行动[126] - 《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[129] - 《濒危物种法》(ESA)等法规可能导致公司运营受限或被禁止进入受保护区域[130] - FERC对违反天然气相关法规的行为可处以最高每天138.8496万美元的民事罚款(2021年,该金额每年根据通货膨胀调整)[149] - 公司销售天然气受运输可用性、条款和成本影响,价格和运输条款受联邦和州广泛监管[148] - 公司销售原油和凝析油目前未受监管,以协商价格出售,但未来国会可能重新实施价格管制[153] - 2010年7月21日《多德 - 弗兰克法案》颁布,扩大了对场外衍生品市场的监管[277] - 2016年12月5日,CFTC重新提出对某些期货、期权合约和互换合约设定头寸限制的规则[278] 公司互惠协议情况 - 公司与客户和供应商有互惠协议,通常可获得第三方索赔赔偿[106] 全球环保目标 - 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% [138] - 超过450家来自45个国家的公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[140] 美联储相关动态 - 2020年末,美联储加入NGFS以应对金融领域气候相关风险[142] - 2021年11月,美联储表态支持NGFS识别气候相关挑战的关键问题和潜在解决方案[142] ASEA相关动态 - 2020年5月,ASEA发布《碳氢化合物行业设施关闭、拆除和废弃的工业安全、运营安全和环境保护指南》[145] - 2021年第四季度,ASEA宣布实施“公众举报系统”[145] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日,公司约有443名员工,主要分布在得克萨斯州、路易斯安那州和墨西哥[158] - 2021年公司员工流失率为4.9%[168] - 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[170] - 2021年短期激励奖励池价值的10%基于安全目标的达成情况[165] - 公司业务依赖关键人员,行业经验丰富专业人员流失,人员意外流失可能影响公司运营[249] 油气价格波动情况 - 2019年1月1日至2021年12月31日,NYMEX WTI原油每日价格每桶最低为 - 36.98美元,最高为85.64美元;NYMEX亨利枢纽天然气每日价格每百万英热单位最低为1.33美元,最高为23.86美元[176] - 2021年12月31日后,NYMEX WTI原油和NYMEX亨利枢纽天然气每日最低价格分别为每桶75.99美元和每百万英热单位3.73美元[176] 公司储量情况 - 截至2021年12月31日,石油、天然气和天然气凝析液分别约占公司估计已探明储量的67%、24%和9%[179] - 2021年12月31日,公司估计已探明储量中约16%(按体积计)未开发,约25%为非生产性储量[192] 公司财务相关情况 - 公司计算未来净收入和现金流净现值时使用10%的贴现率,该贴现率可能并非最合适[191] - 公司油气业务采用完全成本法核算,资本化成本受基于已探明储量未来净收入现值的上限限制,油价低迷或波动时资产减记风险增加[196] 公司业务依赖情况 - 公司油气生产的市场销售依赖集输系统、管道和处理设施的可用性、临近程度和容量,缺乏这些设施可能导致油井停产或开发计划延迟[195] - 公司业务依赖油气加工、收集和运输系统,设施不足或费率上升会影响收入和成本[268] 公司套期保值情况 - 公司为管理油气价格风险进行套期保值交易,若油价大幅上涨,此类交易可能限制潜在收益[209] 公司租赁土地情况 - 公司未开发的租赁土地需在租赁到期前钻井以维持租赁权,商品价格长期低迷可能导致部分土地租赁权到期[193] 公司非作业项目情况 - 公司非作业油气项目的开发时机、成本和产量可能无法控制,受多种因素影响[206][207] 公司面临的威胁 - 公司面临安全威胁,包括网络安全威胁、恐怖袭击等,可能增加成本并对业务造成重大不利影响[200] - 疫情等公共卫生事件可能扰乱公司业务和运营计划,影响油气需求和价格,对经营业绩产生不利影响[202][204] - 新技术发展可能使公司现有勘探和钻井方法过时,若无法跟上行业技术进步,业务和财务状况可能受不利影响[205] 公司生产受自然影响情况 - 公司生产主要集中在美国墨西哥湾和墨西哥近海浅水区,易受飓风和热带风暴影响,可能导致生产中断和损失[232] SEC规则影响 - SEC规则要求PUD储量相关井需在预订日期后五年内钻探,可能限制公司预订额外PUD储量并导致减值[236] 公司HP - I检修情况 - 2019年HP - I干船坞检修,生产于3月下旬恢复,总停产期为57天,下次干船坞检修计划于2022年年中进行,预计停产约45至60天[257] 公司业务风险 - 公司业务面临石油和天然气钻探生产活动风险,如可能找不到商业性油气储量、钻井成本不确定等[238] - 公司业务面临行业运营风险,如火灾、爆炸、井喷等,还可能因漏油事件承担责任[240][241] 公司竞争情况 - 公司在收购生产性资产和未开发土地方面竞争激烈,许多竞争对手财务资源和预算远超公司[246] 公司客户依赖情况 - 失去大客户如壳牌贸易(美国)公司和雪佛龙产品公司,可能对公司收入和业务产生重大不利影响[248] 美国墨西哥湾深水勘探风险 - 美国墨西哥湾深水勘探比浅水区面临更大运营和财务风险,如技术故障风险高、钻井成本高[243] 公司环保目标与激励计划 - 公司计划到2025年将温室气体排放强度较2018年基线降低30%,争取达到40%[275] - 公司将管理层年度激励计划中ESG指标的占比提高到20%[275] 公司负面宣传情况 - 2021年9月,公司因美国墨西哥湾石油泄漏事件遭遇负面宣传[283] 公司PSC协议情况 - 公司在PSC协议下对各项义务承担连带责任,违反协议可能导致合同撤销[264] 3D地震解释影响 - 3D地震解释不能保证有经济数量的碳氢化合物,可能影响钻探和运营结果[265] 气候变化法规影响 - 气候变化相关法规可能增加公司运营成本,减少油气需求,影响业务和财务状况[270][271] 管辖特征或政策变化影响 - 管辖特征或政策变化可能导致公司相关资产监管增加,使收入下降、运营费用增加或影响扩张项目成本[285] - 若FERC判定CKB Petroleum, Inc.不再符合豁免条件,公司可能需向FERC提交费率表、提供运输费用成本理由并无歧视地向所有潜在托运人提供服务[285] - CKB Petroleum, Inc.管道运输管辖状态的变化可能对公司经营业绩产生不利影响[285] 公司管道权益情况 - 公司在CKB Petroleum公司拥有的一条管道有不可分割权益,获FERC临时豁免备案和报告要求[156] 公司墨西哥业务活动情况 - 2018年1月23日、2019年9月4日、2020年12月2日,公司在墨西哥Block 7、Block 2、Block 31的活动分别满足最低工作计划[229]
Talos Energy (TALO) Presents At NASH 2021: Stephens Annual Investment conference - Slideshow
2021-12-04 00:35
业绩总结 - 预计2021年第四季度日均产量为64-66 MBoe/d,其中超过75%为液体产品[10] - 预计2021年自由现金流超过1亿美元,约占12%的自由现金流收益率[11] - 截至2021年9月30日,公司的流动性约为3.75亿美元,净债务与2021年预计EBITDA的比率为1.8倍[10] - 公司的已探明和可探明储量超过2.4亿桶油当量,预计PV-10价值超过40亿美元[11] - 自2018年上市以来,公司的日均产量从46 MBoe/d增长至预计的63 MBoe/d[13] - 预计2021年将实现正的净自由现金流,尽管面临商品价格波动和行业挑战[14] - 预计2021年生产量在63 MBoe/d的低端,第四季度生产量为64-66 MBoe/d[78] - 2021年现金支出预计为2.9亿至3.1亿美元,资本支出预计为3.4亿至3.7亿美元[80] 用户数据与市场表现 - 由于流动性和交易量显著增加,当前日均交易量超过100万股[20] - 公司的净债务与EBITDA比率在2021年预计为1.8倍,相较于2020年的2.5倍有所改善[13] - Talos的净债务为10.43亿美元,流动性高,杠杆率低[93] - 预计2021年EBITDA的杠杆率为3.9倍[94] 新产品与技术研发 - 公司的碳捕集与封存项目在行业中处于领先地位,近期有多个项目公告[11] - Talos承诺到2025年减少30%的温室气体强度,并设定了新的40%的减排目标[34] - Talos的温室气体强度在2018年至2023年间逐年下降,从21.8 MT CO2当量/MBoe降至预计的15.3 MT CO2当量/MBoe[34] - Talos在美国墨西哥湾将运营首个大型海上碳储存中心,选自12个投标者,成为唯一获胜者[70] - Talos在德克萨斯州GLO碳储存项目中,计划在未来4年以上内进行区域性碳捕集与储存[66] - Talos的碳捕集与储存项目预计将利用超过30亿吨的潜在储存能力[57] - Talos识别出225-275百万公吨的二氧化碳储存能力[71] - Talos在德克萨斯州的碳捕集项目与Freeport LNG相邻,预计2024年底前进行首次注入[74] 未来展望与战略 - 预计2022年将达到1.0-1.5倍的杠杆目标,当前高收益票据交易价格在106-107之间[11] - Talos在未来的资本规划中,计划将35%-45%的预算分配给低风险的在场钻探与开发项目[40] - Talos在过去8年内完成了11项收购,展现了通过并购增加价值的能力[54] - Talos计划在未来12个月内识别3-4个储存地点,未来5年内将有多个储存地点处于开发周期[76] - Talos在超过50万英亩的区域内积极推进多个潜在项目[77] - 预计到2021年底,温室气体排放量将比2018年减少约25%[121]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q3 - Earnings Call Transcript
2021-11-06 10:25
财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为56,500桶油当量/天,较飓风前预期减少约10,000 - 11,000桶油当量/天,二季度为66,300桶油当量/天 [10][34] - 第三季度收入约2.91亿美元,实现油价68.22美元/桶,天然气价4.55美元/千立方英尺 [34] - 第三季度经常性现金成本方面,LOE和G&A分别低于13.50美元/桶油当量和约3美元/桶油当量 [35] - 第三季度EBITDA为1.314亿美元,调整后超2.03亿美元,利润率近39美元/桶油当量 [35] - 第三季度资本支出约8600万美元,预计全年在资本指导范围内 [36] - 第三季度产生约1300万美元自由现金流(未计营运资金变动),有7100万美元已实现套期保值损失 [36] - 杠杆指标从年初一季度的2.6倍峰值降至三季度末的2倍,预计年底继续改善 [42] - 三季度末流动性超3.75亿美元,自一季度末已偿还约6500万美元RBL余额,预计年底前继续偿还 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 油气业务 - 第三季度平均日产量56,500桶油当量/天,石油占比近70%,液体占比近80% [34] - 预计第四季度平均日产量64,000 - 66,000桶油当量/天,全年产量处于年初发布的指导范围低端 [38] 碳捕集与封存业务 - 三季度成为德克萨斯州杰斐逊县碳封存场地中标者和运营商,该场地超40,000英亩 [22] - 与Storegga Geotechnologies成立合资企业,扩大墨西哥湾沿岸和州水域业务 [24] 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 战略方向 - 油气业务通过有机钻探和并购实现增长,重点关注美国墨西哥湾,也关注西非、南美和北海等地区 [28] - 碳捕集与封存业务目标是未来12个月在墨西哥湾沿岸确定多个存储场地,整合价值链合作伙伴,吸引“锚定租户” [25] 行业竞争 - 碳捕集与封存领域竞争激烈,公司凭借在常规地质、项目管理和开发以及执行钻探、注入和监测井方面的经验形成差异化优势 [61][65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管受飓风艾达影响,公司本季度运营结果良好,预计2021年全年产量、利润率、自由现金流和杠杆指标表现出色 [7][9] - 对碳捕集与封存业务进展满意,预计该业务未来将成为公司重要组成部分 [20][27] - 看好并购业务前景,但需在当前环境下保持耐心 [53] 其他重要信息 - 公司预计11月发布第二份年度ESG和可持续发展报告 [30] - 2022年年中HP - 1浮式生产装置将进行干船坞维护,预计停产45 - 60天,影响二、三季度产量 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何描述当前并购环境与预期的差异 - 商品价格波动影响卖家出售资产的时机和目标,公司一直寻求增值和 accretive 的并购机会,看好并购业务前景,但需保持耐心 [52][53] 问题2: 是否打算明年清理RBL或循环信贷,以减少银行债务并为现金交易做准备 - 公司希望将杠杆率降至疫情前水平,通过偿还RBL释放流动性,资金使用将根据具体交易而定 [56][57] 问题3: 公司碳捕集与封存业务的竞争态势如何 - 该领域竞争激烈,公司在常规地质、项目管理和开发以及执行钻探、注入和监测井方面有经验,是差异化优势 [61][65] 问题4: 如何考虑明年的套期保值计划 - 公司将继续有机会地、系统地增加套期保值,遵循最低要求,持续增加头寸 [72][73] 问题5: 明年碳捕集与封存业务的资本要求如何 - 预计明年成本不高,主要是场地相关费用,处于项目前期,成本可控,在60% - 65%的再投资率指导范围内 [76][79] 问题6: 《重建美好未来法案》的修订是否改变公司碳捕集与封存业务的思路 - 不改变业务方法,但可能影响工业排放者的接受度,政策上需要85美元/公吨的激励措施推动市场发展 [82][88] 问题7: 明年对盐下中新世油藏的计划如何 - 已与Seadrill签订下半年钻机合同,计划在Puma West评估之外执行一两个项目,具体取决于钻机交付时间和合作伙伴引入情况 [89][90]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q3 - Quarterly Report
2021-11-03 00:00
行业政策与价格波动 - 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[131] - 2021年1月1日至9月30日,NYMEX WTI原油日现货价格在47.47 - 75.54美元/桶,NYMEX亨利枢纽天然气日现货价格在2.43 - 23.86美元/百万英热单位[132] - 截至2021年9月30日和2020年9月30日的三、九个月,公司基于上限测试计算未确认减值,2021年9月30日上限测试计算基于SEC定价,原油58.25美元/桶、天然气3.02美元/千立方英尺、NGLs 20.75美元/桶[133] 生产计划安排 - 2022年年中HP - I计划干船坞检修,预计停产约45天[136] 营收与生产数据变化 - 2021年第三季度与2020年同期相比,总营收从13513.7万美元增至29090.9万美元,增长15577.2万美元;2021年前九个月与2020年同期相比,总营收从41177.5万美元增至86258.5万美元,增长45081万美元[134] - 2021年第三季度与2020年同期相比,总生产体积从4470千桶油当量增至5200千桶油当量,增长730千桶油当量;2021年前九个月与2020年同期相比,总生产体积从14532千桶油当量增至17180千桶油当量,增长2648千桶油当量[134] - 2021年第三季度与2020年同期相比,日均生产体积从48.6千桶油当量/日增至56.5千桶油当量/日,增长7.9千桶油当量/日;2021年前九个月与2020年同期相比,日均生产体积从53.0千桶油当量/日增至62.9千桶油当量/日,增长9.9千桶油当量/日[134] 产品销售价格变化 - 2021年第三季度与2020年同期相比,原油平均销售价格从39.00美元/桶增至68.22美元/桶,增长29.22美元/桶;2021年前九个月与2020年同期相比,从35.79美元/桶增至62.89美元/桶,增长27.10美元/桶[134] - 2021年第三季度与2020年同期相比,天然气平均销售价格从1.78美元/千立方英尺增至4.55美元/千立方英尺,增长2.77美元/千立方英尺;2021年前九个月与2020年同期相比,从1.69美元/千立方英尺增至3.58美元/千立方英尺,增长1.89美元/千立方英尺[134] - 2021年第三季度与2020年同期相比,NGL平均销售价格从10.96美元/桶增至30.25美元/桶,增长19.29美元/桶;2021年前九个月与2020年同期相比,从9.41美元/桶增至23.61美元/桶,增长14.20美元/桶[134] 各项费用变化 - 2021年前三季度租赁运营总费用约2.09亿美元,较2020年增加约2450万美元,增幅13%,每桶油当量费用降至12.15美元[146][147] - 2021年前三季度折旧、损耗和摊销费用约2.9亿美元,较2020年增加约2760万美元,增幅10%,每桶油当量费用降至16.89美元[148][149] - 2021年前三季度一般及行政费用约5900万美元,较2020年减少约350万美元,减幅6%,每桶油当量费用降至3.43美元[150][151] - 2021年前三季度利息费用约1亿美元,较2020年增加约2390万美元,主要因2021年1月发行6.5亿美元12%票据[152][153] - 2021年前三季度所得税费用约70万美元,2020年为所得税收益约2240万美元,主要因2020年12月31日对递延所得税资产计提估值备抵[152][156] 利润指标变化 - 2021年前三季度调整后息税折旧摊销前利润(Adjusted EBITDA)约4.16亿美元,2020年约3.24亿美元[159] 流动性与营运资金情况 - 截至2021年9月30日,公司可用流动性(现金加银行信贷额度可用额度)为3.76亿美元,自2020年12月31日以来营运资金赤字增加,主要因价格风险管理活动负债增加1.824亿美元[161] 资本支出情况 - 2021年前三季度资本支出(不包括收购)约2.17亿美元,封堵和废弃支出约5800万美元,总计约2.75亿美元[163] - 公司董事会批准的2021年资本支出计划为3.4亿 - 3.7亿美元,公司认为运营现金流和银行信贷额度可满足剩余支出及营运资金赤字[164] 资金来源 - 公司主要通过运营现金流、手头现金和银行信贷额度为勘探和开发活动提供资金,历史上重大资产收购通过发行高级票据、银行信贷额度借款和增发股权融资[162] 现金流量变化 - 2021年前九个月经营活动净现金流入2.87648亿美元,2020年同期为2.62067亿美元,同比增加2560万美元[165] - 2021年前九个月投资活动净现金流出2.12153亿美元,2020年同期为5.85152亿美元,同比减少3.73亿美元[166] - 2021年前九个月融资活动净现金流出5030.1万美元,2020年同期为2.6844亿美元,同比减少3.187亿美元[167] 债务与融资活动 - 2021年1月发行12.00%票据,扣除原始折扣和递延融资成本后获得5.794亿美元净收益,用于赎回11.00%票据3.568亿美元,并在第一季度减少银行信贷安排下的债务1.75亿美元,之后又减少6500万美元[167] - 2021年8月2日,银行信贷安排的承贷额度从6.55亿美元增加到7.3亿美元[168] 资产负债与利润情况 - 截至2021年9月30日,发行人及担保人合并资产负债表显示,总资产为26.30859亿美元,总负债为19.08733亿美元,股东权益为5.22126亿美元;合并利润表显示,前九个月净亏损2.60036亿美元[173] 担保履约债券情况 - 截至2021年9月30日,公司有担保履约债券约8.106亿美元,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[175] 债务相关指标变化 - 公司债务本金总额从9.933亿美元增加到10.561亿美元,主要由于发行12.00%票据、赎回11.00%票据和减少银行信贷安排下的借款[180] - 公司债务工具到期前的利息费用总计增加约3.696亿美元,主要由于发行12.00%票据、延长银行信贷安排的到期日和减少银行信贷安排下的借款[180] - 公司船舶承诺增加约2590万美元,主要由于签订了2022年海上钻井平台协议;衍生工具净负债从6780万美元增加到2.842亿美元[180]
Talo Energy (TALO) Presents At 2021 EnerCom Oil And Gas Conference - Slideshow
2021-08-20 03:42
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]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q2 - Earnings Call Transcript
2021-08-05 04:57
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]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q2 - Quarterly Report
2021-08-04 00:00
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]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q1 - Earnings Call Transcript
2021-05-08 22:31
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]
Talos Energy(TALO) - 2021 Q1 - Quarterly Report
2021-05-06 00:00
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