公司资产与股权交易 - 公司在2023年9月27日出售了其全资子公司Talos Energy Mexico 7, S. de R.L. de C.V.的49.9%股权给Grupo Carso的子公司Zamajal, S.A. de C.V[131] - 2023年2月13日，公司收购了EnVen Energy Corporation，这是一家位于美国墨西哥湾深水区的私营运营商[133] 生产中断与维护 - 2022年第三季度，由于Helix Producer I的干船坞检查，公司经历了41天的停产，导致估计的延迟产量为6.2 MBoepd（三个月）和2.1 MBoepd（九个月）[135] - 2022年第三季度，由于Shell Odyssey Pipeline的维护，公司经历了17天的停产，导致估计的延迟产量为1.8 MBoepd（三个月）和0.6 MBoepd（九个月）[136] - 2022年第一季度，由于Eugene Island Pipeline System的维护，公司经历了40天的停产，导致估计的延迟产量为1.5 MBoepd（九个月）[137] 能源价格波动 - 2023年1月1日至9月30日期间，NYMEX WTI原油的每日现货价格在66.61美元/桶至93.67美元/桶之间波动，NYMEX Henry Hub天然气的每日现货价格在1.74美元/MMBtu至3.78美元/MMBtu之间波动[140] - 美国能源信息署（EIA）预计2023年第四季度天然气价格平均为3.03美元/MMBtu，2024年为3.23美元/MMBtu；预计2023年第四季度NYMEX WTI现货价格平均为86.65美元/桶，2024年为90.91美元/桶[141] 利率与政策变化 - 2023年3月22日、5月3日和7月26日，美联储分别加息0.25个百分点，将联邦基金利率提高至5.25%-5.50%的范围，这是自2001年以来的最高水平[142] - 2023年4月，BSEE发布了最终规则，明确了RUE持有者的退役责任，并正式化了BSEE关于前任持有者执行OCS设施退役的政策[146] - 2023年6月29日，BOEM发布了一项拟议规则，如果按最初提议通过，将大幅修订适用于海上油气作业的补充财务保证要求[147] 财务表现 - 公司2023年第三季度石油收入为3.594亿美元，同比增长21.6%[156] - 2023年第三季度天然气收入为1687万美元，同比下降75.3%[156] - 2023年第三季度NGL收入为686万美元，同比下降48.0%[156] - 2023年第三季度总产量为63.7 MBoe/天，同比增长10.7 MBoe/天[156] - 2023年第三季度石油平均售价为80.75美元/桶，同比下降11.0%[156] - 2023年第三季度天然气平均售价为2.81美元/Mcf，同比下降70.0%[156] - 2023年第三季度NGL平均售价为17.02美元/桶，同比下降48.0%[156] - 2023年第三季度租赁运营费用为1.035亿美元，同比增长27%[158] - 2023年前九个月租赁运营费用为2.861亿美元，同比增长25%[159] - 2023年第三季度折旧、损耗和摊销费用增加7100万美元，同比增长77%，主要由于EnVen收购导致的已探明油气资产增加[160] - 2023年前九个月折旧、损耗和摊销费用增加1.853亿美元，同比增长63%，同样主要由于EnVen收购导致的已探明油气资产增加[161] - 2023年第三季度一般及行政费用减少40万美元，同比下降2%，主要由于非现金股权激励减少390万美元[163] - 2023年前九个月一般及行政费用增加5050万美元，同比增长71%，主要由于EnVen收购相关的上游交易成本增加3450万美元[164] - 2023年第三季度价格风险管理活动费用为9880万美元，包括9250万美元的非现金损失和630万美元的现金结算损失[167] - 2023年前九个月价格风险管理活动费用为1370万美元，包括1050万美元的现金结算损失和320万美元的非现金损失[170] - 2023年前九个月所得税收益为5550万美元，主要由于EnVen收购导致的递延税资产估值准备部分释放[172] - 公司2023年前九个月的经营活动现金流为3.428亿美元，较2022年同期的5.389亿美元减少了1.961亿美元，主要由于收入下降和租赁运营费用增加2.938亿美元[183] - 2023年前九个月的投资活动现金流为-3.919亿美元，较2022年同期的-1.987亿美元增加了1.932亿美元，主要由于资本支出增加2.289亿美元和向权益法投资公司贡献了2710万美元[184] - 2023年前九个月的融资活动现金流为1.203亿美元，较2022年同期的-3.456亿美元增加了4.659亿美元，主要由于银行信贷额度净借款2.15亿美元用于EnVen收购、营运资金需求和资本支出[185] - 公司2023年前九个月通过股票回购计划回购了4750万美元的普通股[185] - 公司2023年前九个月的总资产为46.95亿美元，较2022年底的29.16亿美元增加了17.79亿美元[191] - 公司2023年前九个月的收入为10.729亿美元，成本和费用为9.686亿美元，净收入为1.043亿美元[191] - 公司2023年9月30日的长期融资义务总额为10.960亿美元，其中包括2026年到期的8.060亿美元债务本金[194] - 公司2023年9月30日的衍生品负债为4800万美元，用于管理未来生产的11954千桶原油和17360百万英热单位天然气的价格风险[206] 资本支出与投资 - 公司在2023年租赁销售259中成功竞标4个海上区块，并获得所有4个区块的租赁权[152] - 2023年前九个月上游资本支出为5.598亿美元，包括3.179亿美元的美国钻井和完井费用[178] - 公司计划在2023年剩余时间内投入6.5亿至6.75亿美元用于上游资本支出，并投入7000万至9000万美元用于CCS业务[179] 流动性 - 截至2023年9月30日，公司可用流动性（现金加银行信贷额度）为7.529亿美元[176]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度上游业务产量为73,000桶油当量/天，收入为3.67亿美元，调整后EBITDA为2.53亿美元，EBITDA净回利润率接近40美元/桶油当量，处于行业前列 [8][9] - 第二季度上游业务资本支出为1.89亿美元，CCS业务投资约200万美元，自由现金流为正1300万美元 [10] - 公司杠杆率保持在1倍左右，净债务约为10亿美元，流动性保持在7.7亿美元以上 [32][33] - 第二季度回购了150万股股票，占总股本的1.2%，回购金额为2100万美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务：第二季度产量为70,300桶油当量/天，石油和液体占比分别为75%和83%，石油实现价格为70美元/桶，天然气实现价格为2.40美元/Mcf [29][30] - CCS业务：公司提交了首个EPA Class VI许可申请，计划在2023年底前提交至少一个额外的许可申请 [19][20] - 墨西哥业务：公司与Grupo Carso达成协议，出售Talos Mexico子公司49.9%的股权，交易预计在2023年第三季度完成 [17][18] 各个市场数据和关键指标变化 - 墨西哥市场：Zama项目预计峰值产量为18万桶油当量/天，公司正在推进FID前的工程设计、项目融资和最终审批 [18] - 美国墨西哥湾市场：公司在Sunspear勘探项目中发现了260英尺的油层厚度，预计未来18-24个月内投产 [11][12] - CCS市场：公司在Bayou Bend项目计划钻探首个海上地层测试井，预计2024年上半年钻探Chevron运营的陆上测试井 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进上游和CCS业务的投资机会，预计这些投资将为股东创造长期价值 [35] - 公司通过地震数据重新处理和技术优化，持续开发高质量的上游项目库存 [12][59] - 公司在CCS领域拥有领先的碳储存组合，地理位置靠近工业排放市场，具备显著的经济激励优势 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2023年剩余时间的财务指引保持不变，预计上游资本支出将处于指引区间的下半部分 [26] - 公司预计在2023年下半年通过出售Talos Mexico股权减少债务，并进一步降低杠杆率 [33] - 管理层对CCS业务的长期价值创造充满信心，并继续探索资本筹集的可能性 [22] 其他重要信息 - 公司获得了2023年Hart Energy ESG奖，表彰其在可持续运营、社区参与和职场文化方面的进步 [23] - 公司正在评估符合其战略的业务发展机会，包括技术开发、并购和战略交易 [24] - 公司预计2023年下半年将面临与飓风季节相关的运营风险，尽管目前飓风季节较为温和 [34] 问答环节所有的提问和回答 问题: Sunspear项目的预期产量和石油占比 - 公司预计Sunspear项目的总产量为8,000至12,000桶油当量/天，石油占比高于预期，GOR约为1,000至1,100 [42][47] 问题: CCS业务的融资计划 - 公司正在探索CCS业务的资本筹集，计划通过项目融资或基础设施融资来支持多个CCS项目 [56][82] 问题: 2024年上游项目的优先级 - 公司正在通过地震数据重新处理优化项目优先级，预计2024年将重点开发Neptune和Prince设施周边的项目 [58][59] 问题: CCS业务的客户签约进展 - 公司正在与多个工业客户进行讨论，并参与了多个区域中心的投标过程，预计未来将签署更多合同 [44][49] 问题: 墨西哥湾服务市场对资本支出的影响 - 公司预计2023年下半年P&A成本将高于预期，主要由于服务市场紧张，但整体资本支出仍处于指引范围内 [51][111] 问题: Zama项目的融资结构 - 公司正在评估Zama项目的融资选项，可能采用传统的项目融资或基础设施融资模式 [79][82] 问题: CCS业务的行业整合机会 - 公司认为CCS行业将出现整合，并正在寻找机会通过并购扩大其在关键区域的存储能力 [109][110]

能源价格波动与预测 - 2023年上半年NYMEX WTI原油价格在66.61美元/桶至83.26美元/桶之间波动，NYMEX Henry Hub天然气价格在1.74美元/MMBtu至3.78美元/MMBtu之间波动[71] - EIA预计2023年下半年Henry Hub天然气价格将上涨至2.80美元/MMBtu，2024年将上涨至3.29美元/MMBtu[71] - EIA预计2023年NYMEX WTI原油价格平均为74.43美元/桶，2024年将上涨至78.51美元/桶[71] 美联储利率调整 - 2023年3月、5月和7月，美联储分别加息0.25个百分点，联邦基金利率达到5.25%-5.50%，为2001年以来的最高水平[71] 公司停产维护计划 - 2024年第二季度，公司预计将进行为期约55天的停产维护[73] 海上油气作业财务担保要求 - 2023年6月29日，BOEM发布了一项拟议规则，可能大幅修订海上油气作业的补充财务担保要求[74] - 公司可能面临因BOEM未来要求的补充财务担保而导致的流动性、财务状况和现金流的不利影响[74] 公司财务表现 - 公司2023年第二季度石油收入为3.43亿美元，同比下降20.1%[77] - 2023年第二季度天然气收入为1632.9万美元，同比下降76.8%[77] - 2023年第二季度NGL收入为789.8万美元，同比下降59.2%[77] - 2023年第二季度总产量为70.3 MBoe/天，同比增长4.9 MBoe/天[77] - 2023年第二季度石油平均售价为71.44美元/桶，同比下降33.9%[77] - 2023年第二季度天然气平均售价为2.46美元/Mcf，同比下降69.3%[77] - 2023年第二季度NGL平均售价为16.25美元/桶，同比下降57%[77] - 2023年第二季度租赁运营费用为1.01亿美元，同比增长16%[78] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销费用为1.7亿美元，同比增长62%[79] - 2023年第二季度上游部门一般和行政费用为2890.1万美元，同比增长64%[79] - 公司2023年第二季度的一般及行政费用增加了1030万美元，同比增长45%，主要与EnVen收购相关的交易成本增加270万美元有关[80] - 2023年上半年的一般及行政费用增加了5090万美元，同比增长112%，主要与EnVen收购相关的交易成本增加3790万美元有关[80] - 2023年第二季度的利息费用为4560万美元，同比增长48%，主要与EnVen收购相关的11.75%票据利息增加有关[80] - 2023年第二季度的价格风险管理活动收入为2610万美元，其中包括1800万美元的非现金收益和820万美元的现金结算收益[80] - 2023年上半年的所得税收益为3970万美元，主要与EnVen收购相关的5490万美元非现金税收收益有关[83] - 公司2023年上半年的资本支出总额为4.024亿美元，其中上游资本支出为3.796亿美元，CCS投资为2300万美元[92] - 公司预计2023年上游资本支出为6.5亿至6.75亿美元，CCS投资为7000万至9000万美元[92] - 公司2023年上半年的经营活动现金流为2.771亿美元，投资活动现金流为-3.126亿美元，融资活动现金流为1.099亿美元[93] - 公司2023年上半年的可用流动性（现金加银行信贷额度）为7.718亿美元[91] - 公司2023年上半年的股票回购计划中，已回购340万股，总金额为4750万美元，剩余授权金额为5250万美元[92] - 公司截至2023年6月30日的总资产为46.35亿美元，较2022年12月31日的29.16亿美元增长58.9%[95] - 2023年上半年公司实现营收6.90亿美元，净收入为9931.5万美元[95] - 公司长期融资义务总额为10.81亿美元，其中包括8.06亿美元的债务本金和3.63亿美元的债务利息[95] - 公司已获得15亿美元的性能保证金，主要用于美国墨西哥湾的油井封堵和设施拆除[97] - 公司拥有价值4450万美元的商品衍生工具，用于对冲未来10879千桶原油和16470百万英热单位天然气的价格风险[102] - 公司预计2023年至2027年的总合同义务为15.78亿美元，其中包括8.77亿美元的长期融资义务[95] - 公司截至2023年6月30日的拆卸、废弃和恢复成本估计为7.991亿美元[96] - 公司拥有价值10.8亿美元的银行信贷额度，其中已使用的信用证减少了可用的循环信贷承诺[97] - 公司截至2023年6月30日的流动资产为4.21亿美元，较2022年12月31日的3.45亿美元增长22.2%[95] - 公司截至2023年6月30日的非流动负债为20.52亿美元，较2022年12月31日的12.86亿美元增长59.6%[95] 墨西哥油气资产开发 - 2023年6月14日，墨西哥国家碳氢化合物委员会批准了Zama油田的联合开发计划，可能影响公司在墨西哥的油气资产价值[71] 退役责任政策 - 2023年4月，BSEE发布了最终规则，明确了RUE持有者的退役责任，并正式化了BSEE的政策[74] 公司减值测试 - 公司未在2023年6月30日的上限测试中确认任何减值，SEC定价为83.23美元/桶原油、5.11美元/Mcf天然气和24.85美元/桶NGL[71]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净亏损约130万美元，摊薄后每股亏损0.01美元；调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为2.03亿美元，若不计套期保值现金影响则为2.15亿美元 [16] - 第一季度总营收3.23亿美元，净利润约9000万美元，摊薄后每股收益0.84美元，净利润受约4650万美元税收优惠影响 [87] - 按每桶油当量计算，调整后EBITDA利润率约为每桶油当量35美元，不计已实现套期保值损失的调整后EBITDA利润率约为每桶油当量38美元，分别占比65%和67% [88] - 第一季度末净债务为10.45亿美元，包括收购EnVen交易承担的2.58亿美元票据；循环信贷融资安排下可用资金为8亿美元，流动性约8.05亿美元；杠杆率约为0.9倍 [18][89] - 第一季度自由现金流（不计营运资金）略为负4600万美元，CCS总支出2700万美元 [112] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度资本支出1.9亿美元，包括封堵和废弃资本，低于预期，原因是钻井成本低于预期以及一口外部运营井延迟开钻 [17] - 第一季度产量为每天63600桶油当量，生产定价反映大宗商品市场普遍疲软，原油实现价格超过每桶70美元，天然气液（NGLs）价格约为原油实现价格的31%，天然气生产每千立方英尺超过2.80美元 [110] CCS业务 - 第一季度支出约2100万美元，低于预期 [112] - 今年以来二氧化碳储存容量增加一倍多，最近在巴吞鲁日和新奥尔良工业走廊新增2.1万英亩土地，使该地区二氧化碳封存足迹达到约11万英亩租赁或期权土地，相当于超过6.2亿公吨二氧化碳储存容量 [12][107] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度原油实现价格较布伦特原油有大约13%的折扣，且折扣幅度比预期更宽 [123] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续微调长期钻井计划，重新评估机会清单，制定平衡风险与回报、周期时间的年度资本计划，同时关注美国深海高影响机会 [5] - 积极评估符合公司技能和战略、对股东增值且保持或改善信用状况的业务发展机会，包括战术性业务发展和大型战略交易 [85] - 考虑引入财务合作伙伴到Talos Low Carbon Solutions业务，以提供额外增长资本，目前市场对此类投资兴趣浓厚 [13] - 上游业务方面，4月开钻高影响的Pantaron勘探井，期待年中出结果；准备今年晚些时候在Bayou Bend海上钻第一口地层井，预计年底前提交多份Classic许可证申请 [82][84] - CCS业务方面，采取建立完整枢纽和直接与排放源合作的双轨方式开展业务，认为自身在该领域定位良好 [139] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年生产出现意外运营挑战，包括现有井表现不佳、部分钻井结果不理想和计划外停机，这些挑战预计持续数月，因此对2023年生产指引采取更保守态度 [104] - 对2024 - 2026年生产和自由现金流增长展望不变，预计明年初产量超过每天8万桶油当量，届时两个新发现项目投产 [81][115] - 对公司战略有信心，虽有短期挫折，但过去20年战略行之有效，且CCS业务增长机会令人兴奋 [50] 其他重要信息 - 2月完成11亿美元收购EnVen交易，战略合理且对股东增值；执行多项重大CCS租赁收购；推出首个资本返还计划 [104] - 3月宣布1亿美元股票回购计划，第一季度回购约2700万美元（190万股），占总流通股约1.5%，将继续关注市场并适时进行股票回购 [114] - 银行承诺在2月收购EnVen交易完成后增加20%至9.65亿美元，目前正在进行半年一次的借贷基础重新确定程序，预计第二季度出结果 [113] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司未来是否会进入市场以及如何看待长期增长预测 - 公司将采取机会主义策略，有可能进入市场；对于长期增长，需解决一些停机问题，如Neptune资产需找到合适的流量保障方案以维持产量 [22][25] 问题2: 如何看待油价实现情况及未来预期 - 公司油价实现通常在扣除运输成本后计算，运输成本有一定固定成分，随着油价下降，该固定成分占比会升高，这是合同配置性质导致的 [30] 问题3: 墨西哥和CCS业务明年资本支出情况 - CCS业务资本支出可能增加，油气业务支出可能持平或下降，墨西哥业务支出可能填补两者差距 [56][58] 问题4: CCS业务客户情况及获取排放合同的阻碍 - CCS业务处于早期阶段，部分计划因去年中后期的《降低通胀法案》正在形成中 [101] 问题5: 引入CCUS合作伙伴的目的和期望 - 公司一直有在项目层面引入合作伙伴的机会，现在考虑引入更广泛的合作伙伴是因为业务组合增长且机会增多；引入合作伙伴有助于合理分配资本，使业务发展更快，同时也能为业务提供估值参考 [117][118][142] 问题6: 目前生产情况及与2023年指引的对比，以及CCS业务未签订排放合同的原因 - 目前生产因一些意外情况低于预期；CCS业务受《降低通胀法案》影响，相关计划正在形成中，处于早期阶段 [100][101] 问题7: 计划中的井干预对Bulleit井的潜在影响，以及Neptune设施恢复产能的下一步措施 - 对于Bulleit井，团队将拆除钻机进入井内查看是否有改进方法，可能有一定积极影响；对于Neptune设施，团队将致力于解决成熟资产的运营问题，优化流量保障和化学处理，恢复产能有一定上升空间 [130][131][161] 问题8: CCS业务的回报模式 - CCS业务是大型基础设施项目，回报模式更像中游模式，有长期合同服务费用，与传统油气勘探开发回报不同，但与公司整体业务互补 [132] 问题9: 生产问题中，遗留Talos资产和遗留EnVen资产的占比及EnVen生产未达预期的原因 - 生产问题在两个资产组合中都有，公司将努力解决近期可解决的问题，继续推进合适的项目 [134] 问题10: 传统无机业务方面的策略 - 公司资产负债表状况良好，会谨慎考虑增加优质资产的工作权益或进行大型并购交易，注重规模和多样性 [138] 问题11: CCS业务市场上是否有接近达成的交易 - 公司与现有合作伙伴就已宣布项目继续合作，参与了一些招标，但目前未提及是否有接近达成的交易 [122] 问题12: 如何看待油实现价格折扣扩大及未来预期 - 公司在LLS、HLS和Mars等方面的整体实现价格与同行情况相近，近期价格都有所疲软 [149] 问题13: 能否分解生产问题中遗留Talos资产和遗留EnVen资产的占比 - 生产问题在两个资产组合中都存在，公司会努力解决近期可解决的问题，继续推进合适的项目 [134] 问题14: Bulleit井的情况及下一步计划 - Bulleit井找到了预期的砂层和岩石特性，但下部完井未贡献产量，团队将自愿关闭部分设施以制定合适的开发计划，期望恢复资产的稳定运行时间 [157][158] 问题15: CCS业务潜在收入、每吨利润率或内部收益率目标 - 对参与CCS业务的合作伙伴有信心，认为他们会理解业务的长期经济模式和价值，具体指标将在推进过程中明确 [159] 问题16: CCS项目达到何种规模对公司经济有利 - 公司认为建立完整枢纽和直接与排放源合作的双轨方式开展业务能使公司在CCS业务中处于有利地位，但未明确提及关键规模指标 [139]

能源价格数据 - 2023年1月1日至3月31日，NYMEX WTI原油日现货价格在每桶66.61美元至81.62美元之间，NYMEX亨利枢纽天然气日现货价格在每百万英热单位1.93美元至3.78美元之间[73] - EIA预计2023年亨利枢纽天然气现货均价为每百万英热单位2.65美元，2023年天然气价格平均低于每百万英热单位3.00美元，较去年下降超50%，2023年第三季度略高于每百万英热单位3.00美元，2024年为每百万英热单位3.71美元[73][74] - EIA预计2023年NYMEX WTI原油现货均价为每桶79.24美元，2024年为每桶75.21美元[74] - 2023年3月31日，公司天花板测试计算基于SEC定价，原油每桶91.75美元，天然气每千立方英尺6.35美元，NGLs每桶29.42美元[75] - 2023年第一季度石油平均售价为每桶71.28美元，较2022年同期的93.42美元下降22.14美元；天然气平均售价为每千立方英尺2.83美元，较2022年同期的4.97美元下降2.14美元；NGL平均售价为每桶22.62美元，较2022年同期的36.54美元下降13.92美元[80] 能源市场动态 - 2023年4月3日，OPEC Plus宣布计划到2023年底每天削减120万桶原油产量[74] - 2023年第一季度天然气库存高于五年平均水平，导致天然气价格下跌[74] 宏观政策动态 - 2023年3月22日，美联储加息0.25个百分点至4.75%-5.00%；5月3日，再次加息0.25个百分点至5.00%-5.25%[74] 公司生产运营事件 - 2022年第三季度，HP - I干船坞检修，停产41天，9月中旬恢复生产[77] 公司租赁情况 - 公司在2021年第257次租赁拍卖中是高投标者的10个区块中获得9个区块的租赁权，在2023年第259次租赁拍卖中是4个海上区块的高投标者[78] - 2022 - 2028年五年期拟议计划包括墨西哥湾不超过十次潜在租赁拍卖，但后续拟议最终计划可能减少拍卖次数[78] 公司财务数据关键指标变化 - 2023年第一季度总营收3.22582亿美元，较2022年同期的4.13566亿美元减少9098.4万美元[80] - 2023年第一季度租赁运营费用为8136.2万美元，较2022年同期的5981.4万美元增加2154.8万美元，增幅36%[80][81] - 2023年第一季度折旧、损耗和摊销费用为1.47323亿美元，较2022年同期的9834万美元增加4898.3万美元，增幅50%[82] - 2023年第一季度一般和行政费用为6318.7万美元，较2022年同期的2252.8万美元增加4065.9万美元，增幅180%[82] - 截至2023年3月31日，公司可用流动性（现金加银行信贷额度下的可用额度）为8.054亿美元[88] - 2023年第一季度资本支出（不包括收购）为2.11213亿美元，其中上游资本支出1.90024亿美元，CCS投资2118.9万美元[89] - 2023年第一季度经营活动现金流为6285.7万美元，投资活动现金流为 - 1.06976亿美元，融资活动现金流为1.17116亿美元[89] - 2023年第一季度收入为3.22582亿美元，成本和费用为2.39638亿美元，净利润为8294.4万美元[91] - 截至2023年3月31日，长期融资债务本金总计10.6104亿美元，债务利息总计3.63911亿美元[91] - 截至2023年3月31日，船舶承诺总计4157.8万美元，衍生负债总计4013.4万美元[91] - 截至2023年3月31日，经营租赁义务总计4039.9万美元，融资租赁总计5414.1万美元[91] - 截至2023年3月31日，采购义务总计3583.8万美元，其他承诺总计7404万美元[91] - 截至2023年3月31日，总合同义务为16.4444亿美元[91] - 截至2023年3月31日，石油和天然气资产的拆除、废弃和恢复成本的估计贴现负债为8.177亿美元[92] - 截至2023年3月31日，已获得的履约保证金总计14亿美元，银行信贷安排下开具的信用证总计1080万美元[93] 公司股票回购情况 - 董事会于2023年3月20日授权一项股票回购计划，批准限额为1亿美元，无固定期限。截至2023年3月31日，公司已回购190万股，总价2660万美元，授权计划下剩余7340万美元[89] 公司各条业务线数据关键指标变化 - 2023年第一季度总产油量410.6万桶，较2022年同期的378.8万桶增加31.8万桶；天然气产量71.27亿立方英尺，较2022年同期的86.49亿立方英尺减少15.22亿立方英尺；NGL产量42.9万桶，较2022年同期的45.7万桶减少2.8万桶[80] 公司会计政策情况 - 公司认为与石油和天然气资产、已探明储量估计等相关的会计政策为关键会计政策，且这些政策自2022年年报以来无变化[94] - 近期无已采用或已发布的重大会计准则[95][96]

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]