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]

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]

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]

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]

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]

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]