财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度净收入为2600万美元，摊薄后每股收益0.17美元，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为4310万美元 [3] - 连续21个季度产生正自由现金流，2023年第一季度产生1240万美元自由现金流，尽管石油和天然气价格下跌 [3] - 截至2023年3月31日，净债务降至2.259亿美元，总债务为4.033亿美元，现金及现金等价物为1.774亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA之比降至0.4倍，远低于1倍的目标，而去年同期净债务为5.048亿美元 [3][4] - 2023年第一季度成本低于指引中点，比2020年第四季度低约4.0%，第二季度租赁运营费用指引预计在6300万 - 7000万美元之间，第一季度现金一般及行政费用（G&A）为1800万美元，符合指引范围，第二季度预计在1650万 - 1850万美元之间 [4] - 2023年第一季度资本支出为740万美元，预计2023年资本支出范围在9000万 - 1.1亿美元之间 [4] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年第一季度产量为32500桶油当量/天，受莫比尔湾设施和管道维护项目以及其他非运营油田意外停机影响，产量暂时下降，但第一季度石油产量为135万桶，高于指引范围 [3][4] - 目前公司总产量已基本恢复，当前产量约为38100桶油当量/天，2023年第二季度产量指引中点约为37000桶油当量/天，全年指引未变 [4] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是产生自由现金流，维持高质量常规生产，并抓住增值机会提升股东价值，过去几年专注于收购而非大量钻探新井 [3][4] - 公司认为墨西哥湾是世界级盆地，拥有优质的浅水和深水资产，具有低递减率和显著的上行潜力，将继续评估有机和无机增长机会，执行符合长期改善标准的增值机会 [4] - 公司将继续管理可控成本以最大化利润率，同时关注商品价格并相应调整支出计划 [4] - 公司将继续推进ESG工作，将ESG指标纳入2021年短期激励计划，近期新增董事会成员南希·张博士，她将担任环境安全与治理委员会主席，指导公司在ESG和公司治理方面的持续改进 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2023年开局良好，财务和运营状况均表现出色，净债务大幅减少和债务到期日延长增强了财务实力，为未来提供了选择和灵活性 [4] - 尽管行业面临通胀压力，但公司第一季度成本控制良好，预计2023年将产生可观的自由现金流，有能力抓住出现的机会 [4] - 公司预计第三和第四季度产量将有所提升，非运营油田也有望增加产量 [8][9] 其他重要信息 - 公司首席财务官珍妮特·杨因家庭原因离职，首席会计官特雷·哈特曼将担任临时首席财务官，直至找到继任者 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如果到8 - 9月还未找到交易或没有有前景的交易，是否会在2023年下半年增加钻探活动？ - 回答: 有这种可能性 [5][6] 问题2: 主要的卖家是大型石油公司出售非核心资产，还是私募股权支持的勘探与生产公司？ - 回答: 以上情况都有，期间可能还会出现其他卖家，公司此前选择增加流动性以应对这些机会 [6] 问题3: 鉴于第二季度指引以及尽管第一季度有意外停机影响仍重申2023年指引，如何看待第三和第四季度的产量趋势，以及这两个季度是否有重大的计划内维护影响？ - 回答: 第三和第四季度产量有望提升，非运营油田也可能增加产量，目前除了莫比尔湾此前的维护问题外，后续无重大计划内维护影响 [8][9] 问题4: 关于碳捕获市场，经过更多时间推进相关工作后，对碳捕获与封存（CCS）业务目标的想法有何演变？ - 回答: 公司有多个盐水储层可用于碳注入，相信未来CCS业务将成为公司业务组合的一部分，但不会投入大量资金，公司认为自己在该业务中更倾向于追随者而非领导者 [10] 问题5: 最近租赁拍卖中竞得的租赁权如何融入资产基础，以及2024 - 2025年的计划？ - 回答: 公司虽为高价竞标者，但尚未获得租赁权，目前谈论相关计划还为时过早，通常租赁拍卖后约90天内会处理投标并授予租赁权，未来45 - 60天内应该会有结果 [11][12][13] 问题6: 考虑到资产负债表的流动性，如何考虑用现金和债务为收购融资？ - 回答: 对于大型交易（如10亿美元的交易），会适当增加杠杆，预计这是暂时的，之后会迅速偿还债务，同时可能会出售一部分股权，公司希望将杠杆率控制在一定范围内，通常约为1，为了收购可能会略高于该水平，再通过出售股权来调整 [14][16]

公司资产与权益 - 截至2023年3月31日，公司在联邦和州水域47个海上油田拥有权益，租赁约62.5万英亩土地[54] - 截至2023年3月31日，公司在联邦和州水域的47个近海油田拥有工作权益，租赁约62.5万英亩土地[54] 行业减产情况 - 2023年4月初，OPEC+宣布减产约120万桶/日，自2022年10月以来减产超360万桶/日[56] - 2023年4月初，OPEC+宣布减产约120万桶/日，加上俄罗斯减产，自2022年10月以来减产超360万桶/日[56] 能源价格 - 2023年第一季度末，WTI原油价格为75.68美元/桶，NYMEX亨利枢纽天然气价格为2.10美元/Mcf[56] - 2023年第一季度末，WTI原油价格为75.68美元/桶，NYMEX亨利中心天然气价格为2.10美元/Mcf[56] - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油平均实现销售价格为71.85美元/桶，下降22.25美元；NGLs为26.51美元/桶，下降13.09美元；天然气为3.23美元/Mcf，下降1.68美元[61] - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油平均实现销售价格从94.10美元/桶降至71.85美元/桶，NGLs从39.60美元/桶降至26.51美元/桶，天然气从4.91美元/Mcf降至3.23美元/Mcf[61] - 2023年第一季度，公司原油平均实现销售价格为71.85美元/桶，天然气为3.20美元/千立方英尺[68] - 2023年第一季度，WTI与LLS平均价差每桶增加约0.27美元，与HLS平均价差每桶减少约1.31美元，与Poseidon平均价差每桶下降约2.84美元[63] - 2023年第一季度，国内乙烷平均价格下降37.7%，丙烷下降36.8%，正丁烷下降30.2%，其他国内NGL成分下降26.5%-27.7%[63] 宏观经济数据 - 2023年3月美国通胀率为5.0%，美联储将联邦基金利率上调至5% - 5.25%[57] 收入占比与变化 - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油收入占比从64.2%升至73.6%，NGLs从7.2%降至5.9%，天然气从26.9%降至18.8%[60] 产量变化 - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油产量为135万桶，增加4.6万桶；NGLs为29.4万桶，减少5.5万桶；天然气为7677万立方英尺，减少2794万立方英尺[61] - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油产量从130.4万桶升至135万桶，NGLs从34.9万桶降至29.4万桶，天然气从1047.1万立方英尺降至767.7万立方英尺[61] - 2023年第一季度公司原油、NGLs和天然气平均实现销售价格下降，产量减少47.4万桶油当量至292.4万桶油当量[63] - 2023年第一季度，公司原油、NGLs和天然气平均实现销售价格下降，产量减少47.4万桶油当量至292.4万桶油当量[63] - 2023年第一季度生产石油3千桶、NGLs 150千桶、天然气4655百万立方英尺，油当量929千桶[78] - 2022年第一季度生产石油4千桶、NGLs 226千桶、天然气7330百万立方英尺，油当量1452千桶[78] - 2023年第一季度，公司生产石油3千桶、NGLs 15万桶、天然气4655百万立方英尺，总油当量为92.9万桶[78] 收入变化原因 - 价格和销量变化导致2023年第一季度与2022年同期相比，石油收入减少2570.2万美元，NGLs减少602.5万美元，天然气减少2656.2万美元[62] - 价格和销量变化导致2023年第一季度与2022年同期相比，石油收入减少2.5702亿美元，NGLs减少6025万美元，天然气减少2.6562亿美元[62] 公司合规情况 - 截至本季度报告提交日，公司遵守对BOEM的财务担保义务，无未决BOEM命令[58] - 截至本季度报告提交日，公司遵守对BOEM的财务担保义务，无未决BOEM命令[58] 运营费用 - 2023年第一季度公司运营费用增加2801万美元至1.21375亿美元，主要因租赁运营费用和一般及行政费用增加[63][64] - 2023年第一季度，公司运营费用增至1.21375亿美元，每桶油当量运营费用增至41.51美元[63] 衍生工具与利息 - 2023年第一季度公司衍生工具实现收益3924万美元，而2022年同期为损失8000万美元[64] - 2023年第一季度，公司衍生工具实现3920万美元收益，利息费用降至1470万美元，所得税费用为860万美元[64][66] 净利息支出 - 2023年第一季度公司净利息支出为1471万美元，较2022年同期减少517万美元，主要因赎回高级第二留置权票据[66] 所得税情况 - 2023年第一季度公司所得税费用为864万美元，而2022年同期为所得税收益69万美元，有效税率分别为25.0%和21.9%[66] - 2023年公司预计约50%的所得税费用为现金税，第一季度未支付所得税[69] - 2023年，公司预计约50%的所得税费用为现金税[69] - 2023年第一季度，公司确认220万美元员工留用抵免[69] 现金情况 - 截至2023年3月31日，公司手头现金为1.774亿美元，信贷协议下可用额度为5000万美元[67] - 截至2023年3月31日，公司现金及信贷协议可用资金共2.274亿美元[67] 现金流变化 - 2023年第一季度公司经营活动净现金流入减少410万美元，主要因收入减少和资产退休义务结算增加[67] - 2023年第一季度公司投资活动净现金使用减少3164万美元，主要因2022年同期有物业收购[68] - 2023年第一季度公司融资活动净现金使用增加2.8119亿美元，主要因赎回高级第二留置权票据[68] - 2023年第一季度，公司经营活动净现金减少410万美元，投资活动净现金使用减少3160万美元，融资活动净现金使用增加2.811亿美元[67][68] 资本支出 - 2023年第一季度资本支出为736.7万美元，2022年同期为4759.2万美元[70] 资产弃置义务 - 2023年3月31日资产弃置义务估计为4.692亿美元，2022年12月31日为4.664亿美元[73] 贷款与票据情况 - 截至2023年3月31日，定期贷款本金余额为1.383亿美元，年利率7%，2028年5月19日到期[74] - 2023年1月27日发行2.75亿美元11.75%优先第二留置权票据，年利率11.75%，2026年2月1日到期[74] - 2023年2月8日赎回所有9.75%优先第二留置权票据，使用2.708亿美元发行所得和2961万美元现金[74] - 截至2023年3月31日，定期贷款本金余额为1.383亿美元，年利率7%，2028年5月19日到期[74] - 2023年1月27日，公司发行2.75亿美元11.75%优先第二留置权票据，年利率11.75%，2026年2月1日到期[74] - 2023年2月8日，公司赎回所有9.75%优先第二留置权票据，赎回价格100%，加上应计未付利息[74] 钻探情况 - 2023年第一季度未钻井，2022年同期完成East Cameron 349 B - 1井[74] - 2023年第一季度，公司未进行任何钻探活动，2022年同期完成East Cameron 349 B - 1井[74] 钻井平台承诺 - 截至2023年3月31日，无长期钻井平台承诺[79] - 截至2023年3月31日，无长期钻井平台承诺，合同义务与2022年年报相比无重大变化[79] 会计政策 - 公司关键会计政策无变化，无重大新发布会计准则[80][81] - 公司认为收入确认、完全成本会计等相关会计政策为关键会计政策，近期无重大变化[80] 营收与收入 - 2023年第一季度与2022年同期相比，总营收为1.31725亿美元，减少5927.9万美元[61] - 2023年第一季度与2022年同期相比，石油收入9.7亿美元降至12.2702亿美元，NGLs从1.382亿美元降至7795万美元，天然气从5.1366亿美元降至2.4804亿美元[61] - 2023年第一季度，公司总营收为1.31725亿美元，运营收入为1035万美元，净收入为2600.5万美元[78]

法规政策 - 2007年FERC规定，年批发销售或购买天然气达220万MMBtu的市场参与者需向其报告交易情况[70] - 2015年EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75降至70ppb，预计2023年4月发布拟议规则，年底发布最终规则[73] - 2021年11月EPA发布拟减少原油和天然气新老来源甲烷排放的规则，2022年11月发布补充规则，预计2023年8月发布最终规则[74] - 2022年8月拜登签署《降低通胀法案》，其中包含甲烷排放减少计划[74] - 2022年3月SEC发布关于加强和规范强制性气候相关披露的拟议规则，若最终确定，公司合规成本或增加[74] - 拜登政府或推行更严格的退役和财务担保要求，增加公司运营成本[70] - 拜登政府可能出台减少化石燃料依赖和限制水力压裂的法规，影响公司在墨西哥湾的运营[126] - 美国设定到2030年将温室气体排放量比2005年水平降低50% - 52%的目标，以及到2030年将全球甲烷排放量比2020年水平至少降低30%的目标，相关法规可能增加公司成本和限制业务[130] - 美国证券交易委员会拟要求公司进行气候相关披露，若最终确定，可能增加合规成本[131] - 美国海洋能源管理局可能提出新的财务担保要求，若公司无法满足，可能面临运营和财产受影响的风险[133] - 美国证券交易委员会规定已探明未开发储量需在初始入账后五年内钻井，可能限制公司记录此类储量的能力[134] - 拜登政府可能对墨西哥湾深水租赁、许可或钻探出台更严格法规，影响公司运营[135] - 监管行动或新规则可能导致公司运营延迟或中断，增加成本，限制活动，甚至导致停产或租约取消[137] - 美国政府对联邦油气租约的承租人实施严格的连带责任，公司可能承担间接义务，影响成本、利润和现金流[139] - 公司业务受众多法律法规影响，运营可能延迟或受限，成本可能增加，且无法预测合规成本和影响[140] - 公司运营需遵守环境法律法规，违规可能导致处罚、租约损失等，法规变化可能增加支出和产生不利影响[141] - 美国联邦所得税法可能发生变化，取消或推迟石油和天然气开发的某些税收扣除或增加成本，影响公司财务状况[148] - 公司未来有效税率可能受多种因素影响产生波动，税务审计结果可能对财务状况和经营成果产生不利影响[149] - 公司业务受多个政府部门和机构监管，违反市场操纵禁令可能面临每天近150万美元的民事罚款[64][65] - 2022年4月，DOI发布的陆上租赁销售通知将特许权使用费率从12.50% - 16.67%提高到18.75%[67] - BOEM要求承租人提供财务保证，2021年8月宣布对部分物业扩大补充财务保证要求[68] 公司运营监管 - 公司天然气销售受运输可用性、条款和成本影响，管道运输价格和条款受广泛监管[70] - 公司液体产品销售目前不受监管，但运输依赖受FERC或州监管机构管辖的管道[71] - 公司勘探和生产运营受联邦、州和地方各级多种法规监管[71] - 公司需遵守复杂严格的联邦、州和地方环境法律，违规可能面临重大处罚[73] - 公司需每年证明有3500万美元可用于应对海上设施的石油泄漏[75] 保险情况 - 公司一般和超额责任保险政策自2022年5月1日起生效，提供3亿美元的人身伤害和财产损害责任保险[79] - 公司能源套餐保险自2022年6月1日起生效，井控限额从3000万美元到5亿美元不等[79] - 公司对一场命名风暴的保险总限额为1.625亿美元，其他财产为1.5亿美元[79] - 井控和飓风损害保险可能变得更贵且保障更少，未来可能无法获得合理保险，未保险损失风险增加[107] 市场需求与价格 - 天然气需求和价格冬季上升夏季下降，石油需求冬季较高但季节性波动小于天然气[81][82] - 2022年公司原油实现价格上涨41.9%，NGLs上涨19.8%，天然气上涨86.3%[83] - 原油、天然气和NGL价格波动会影响公司业务、财务状况、现金流等，且难以预测未来价格[89][90] - 若商品价格下降，公司可能需减少已探明储量估计量和未来价值或记录油气资产减值[91] 通货膨胀影响 - 2022年12月美国年通货膨胀率为6.5%，低于2022年6月9.1%的峰值[83] - 通货膨胀使公司某些成本面临压力，但未对2022年财务状况和经营成果产生重大影响，目前预计也不会对2023年产生重大影响[83] - 持续的通货膨胀压力和商品价格上涨可能导致公司油田商品、服务和人员成本上升[83] - 若无法通过更高的商品价格和收入弥补成本上涨，显著的通货膨胀将对公司业务、财务状况和经营成果产生负面影响[84] - 成本通胀包括原材料、劳动力和运输成本增加，虽未对2022年财务产生重大影响，也预计不影响2023年，但仍可能影响销售利润率和盈利能力[100] 员工情况 - 截至2022年12月31日，公司有365名员工，另有302名第三方员工，主要提供熟练劳动力支持现场作业[85] - 2022年员工总可记录事故率为0.54，远低于2021年墨西哥湾行业平均水平9.9[85] - 2022年高管/高级经理中女性占比22%、男性占比78%；中层经理中女性占比23%、男性占比77%；专业人员中女性占比42%、男性占比58%；其他人员中女性占比10%、男性占比90%[87] - 2022年高管/高级经理中白人占比44%、亚洲人占比22%、非裔美国人占比22%等；中层经理中白人占比81%、亚洲人占比6%、非裔美国人占比4%等[87] - 公司依赖高级管理层服务，失去高级管理人员可能对运营产生负面影响[114] 市场竞争 - 公司在获取油气资产和前景方面竞争激烈，部分竞争对手资源更丰富[92] - 公司面临来自国内外石油公司、独立油气公司等的竞争，以及替代能源的间接竞争[62] 业务风险 - 市场条件或运营障碍可能阻碍公司进入油气市场或延迟生产[93] - 公司业务面临多种运营风险，如火灾、爆炸、井喷等，可能导致重大损失并影响业务、运营和财务状况[103] - 公司资产集中在墨西哥湾，易受该地区特定因素影响，如飓风，可能导致收入损失或生产缩减[104] - 石油和天然气行业技术发展迅速，公司依赖的先进地震技术等可能过时，若无法跟上技术发展，业务和财务状况可能受影响[105] - 公司探明储量估计依赖诸多假设，实际储量回收可能与估计有重大差异，影响未来净收入现值[108] - 公司决定钻探的区域可能无法产出商业数量的石油或天然气，难以保证投资获得正回报[109] - 公司在墨西哥湾深水区和深陆架的勘探开发面临独特风险，如地质复杂、成本高、机械故障风险大等，无法保证商业成功[100] - 2022年随着旅行和商业限制解除，石油、天然气和凝析油的需求和价格普遍改善，但疫情反复可能再次降低其需求和价格[110] - 公司曾遭遇网络攻击，俄乌冲突可能导致针对美国公司的网络攻击增加，安全漏洞会对公司财务状况产生重大不利影响[111] - 公司受数据隐私和安全相关法律法规约束，法规变化和不合规可能导致索赔、罚款等危害[112] - 2022年8月起公司开始将信息技术服务和基础设施向内部或其他供应商转移，虽基本完成但仍有风险[113] - 公司历史上将信息技术基础设施外包，依赖第三方存在网络安全等风险[113] 债务情况 - 截至2022年12月31日，公司有9.75%的2023年到期高级第二留置权票据和子公司定期贷款，2023年2月8日赎回5.525亿美元9.75%高级第二留置权票据，发行2.75亿美元11.75%高级第二留置权票据[117] - 公司杠杆和债务服务义务可能增加其对经济和行业不利条件的脆弱性，限制其资金使用和融资能力等[117] - 公司债务协议包含限制条款，如限制产生额外债务、进行某些交易等，违反契约可能导致债务加速到期[119][120][121] - 公司11.75%优先第二留置权票据以石油、天然气和NGL资产的第二优先留置权担保，违约时抵押品价值可能不足以偿还债务[122] - 控制权变更时，公司需按本金101%加应计未付利息回购11.75%优先第二留置权票据，但可能因资金不足或协议限制无法回购[122] 公司治理 - 公司董事长兼首席执行官持有大量普通股，可能存在利益冲突影响公司或其他股东[115][116] 公司业务概况 - 公司是独立油气生产商，截至2022年12月31日在47个海上生产油田拥有工作权益[51] - 2022年，公司约31%的收入来自BP Products North America，约13%来自Chevron - Texaco，无其他客户占比超10%[63] - 公司大部分海上业务在墨西哥湾联邦油气租赁区进行，拜登政府对联邦租赁活动的政策存在不确定性[66] - 2022年9月，BOEM恢复了Lease Sale 257，2022年7月发布的计划中预计有11次未来租赁销售[67] 公司业务策略 - 公司专注于优化生产、增加储量、管理现金流，目标是追求低风险高回报项目，以提高资产价值和业务可持续性[52][53] - 公司业务策略包括聚焦自由现金流、维护优质资产、把握收购机会、降低成本、保持流动性和管理ESG事务[53][54][56][57][58][59] - 公司将通过开发现有和收购资产、勘探储备、收购有潜力资产、谨慎管理资产负债表和履行社会责任来实现战略目标[60] 可持续发展相关风险 - 应对气候变化的措施可能导致公司成本增加、需求减少，面临转型风险和诉讼风险[144] - 对ESG事项的关注可能使公司成本增加、需求减少、利润降低，还可能面临调查、诉讼和声誉损害[144] - 替代能源竞争力增强可能降低公司油气需求，导致收入减少[144] - 金融领域的发展可能使一些贷款人和投资者限制对公司的资金支持[144] - 公司虽未卷入与气候变化相关诉讼，但可能被列为类似指控的被告[144] - 公司面临来自利益相关者在可持续能源实践、减少碳足迹和促进可持续发展方面的压力，应对压力可能对业务产生不利影响[146] 前瞻性陈述风险 - 公司的前瞻性陈述受多种风险和不确定性影响，实际结果可能与预期存在重大差异[4] - 可能导致结果差异的因素包括监管环境、法律法规变化、通货膨胀、疫情、全球经济趋势等[5]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年净收入2.312亿美元，即每股1.59美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）达5.637亿美元，同比增长156% [6] - 2022年产生3.764亿美元自由现金流，是2021年的四倍多，且连续20个季度实现正自由现金流 [7] - 截至2022年12月31日，净债务同比下降超50%，至2.321亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA之比降至0.4倍，远低于年底低于1倍的目标 [8][9] - 2022年底现金及现金等价物增至4.614亿美元，可用流动性达5.114亿美元，包括4.614亿美元现金及现金等价物和5000万美元循环信贷额度借款可用性 [20] - 2022年资本支出（CapEx）为4160万美元，收购支出为5150万美元；预计2023年CapEx在9000万 - 1.1亿美元之间，弃置与恢复（P&A）预算在2500万 - 3500万美元之间，低于2022年的7620万美元 [24][25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年全年产量增至40100桶油当量/日；预计2023年第一季度平均产量约33800桶油当量/日，全年产量在3.7 - 4.1万桶油当量/日之间，较2022年下降3%，与2022年第四季度持平 [8][27] - 2022年底美国证券交易委员会（SEC）证实储量为1.653亿桶油当量，新增2230万桶油当量新储量，储量替换率达153%，全成本储量替换成本为4.10美元/桶油当量，过去三年平均为2.85美元/桶油当量 [13][14] - 2022年底SEC证实储量的现值（PV - 10）接近翻番，达到31亿美元；约36%为液体（25%原油和11%天然气凝析液），64%为天然气；储量分类为75%已开发生产、13%已开发未生产和12%未开发 [15] - 2022年底基于证实储量和产量的储量寿命比为11.3年 [16] 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 - 公司战略是产生自由现金流、维持高质量常规生产，并适时把握增值机会以提升股东价值，收购是创造价值的核心支柱 [5][18] - 公司持续关注符合标准的收购交易，有能力进行进一步收购活动，同时也有灵活性决定是否增加或推迟资本投入机会 [19][23] - 公司认为墨西哥湾是世界级盆地，拥有低递减率和显著上行潜力的优质资产组合，管理层与股东利益高度一致，持有公司34%的股权 [34][35] - 公司正在评估碳捕获市场机会，虽有基础设施优势，但面临分离、液化或压缩二氧化碳的技术和成本问题，以及政府许可协助不足的挑战 [43][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是公司历史上表现最好的年份之一，运营和财务团队执行能力强，公司处于更强大的财务地位，有望在2023年继续取得成功 [5][32] - 公司认为墨西哥湾将继续是世界级盆地，公开市场开始更认可海上资产，公司有能力评估和执行专注领域内的机会 [34] - 目前油气价格有一定稳定性，未来价格有望改善，公司对收购市场感到鼓舞，但因保密协议不便透露具体信息 [58][59] 其他重要信息 - 公司将ESG指标纳入2021年短期激励计划，并计划在今年春季发布第三份可持续发展报告 [31] - 2023年第一季度，莫比尔湾油田有设施和管道维护项目，部分非作业油田长时间停产，导致产量暂时下降，目前多数停产油田已恢复生产，维护项目接近完成，产量将很快恢复正常 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 圣杯（Holy Grail）项目和侧钻320（side - track 320）项目的开钻时间 - 公司正在评估圣杯项目，可能会推迟一段时间，认为目前购买储量比钻探更有优势，且该项目的证实储量不会消失 [37] - 侧钻320项目可能在第四季度开钻，也可能推迟，公司保留一定流动性是为了应对未来购买储量的机会 [38] 问题2: 公司倾向潜在收购是否受油田服务通胀趋势影响 - 是的，若购买储量的成本与钻探成本相近，购买更合理，但购买存在不确定性，不过公司过去四年有较好的收购历史 [39] 问题3: 假设当前低价环境，通过修井和再完井能维持石油生产多久 - 公司没有确切答案，目前储量寿命比为11.3%，部分受莫比尔湾长寿命天然气储量影响，认为天然气储量未来有价值 [42] 问题4: 公司在碳捕获市场机会中寻求的角色，以及是否会争取联邦租赁的六级井空间 - 公司正在持续评估碳捕获市场，认为将二氧化碳注入储层相对简单，但从烟道气中分离、液化或压缩二氧化碳的技术成本高，且州政府在许可流程方面协助不足 [43][45] - 公司在墨西哥湾有基础设施优势，但需要对盐水储层进行取芯以了解其特性，目前正在得克萨斯州、路易斯安那州和阿拉巴马州海岸附近进行评估 [46][48] 问题5: 公司可能储量的评估，以及生产表现对未来将部分可能储量转化为证实储量的影响 - 海上与陆上储量评估不同，海上是地质圈闭，公司在前端通常储量低估，随着时间推移可记录更多储量，墨西哥湾的水驱机制可使公司无需额外钻井就能获得储量并转化为现金流 [50][53] 问题6: 符合公司标准的物业收购市场现状 - 公司对收购市场感到鼓舞，虽不便透露具体信息，但经常参与数据室活动，也会收到主动或被动的报价 [57] - 目前油气价格有一定稳定性，未来价格有望改善，公司近期的Anchor收购项目在七个月内就实现了回报 [58][59] 问题7: 潜在卖家的特征，如私募股权支持的公司或大型石油公司剥离资产 - 潜在卖家包括私募股权支持的公司、大型石油公司和其他类型，公司多年来与各类卖家成功交易，因其是可靠的托管方，履行P&A义务记录良好 [61][62] 问题8: 公司与韩国国家石油公司（Korea National Oil Corp）的谅解备忘录（MOU）相关问题，以及该公司在未来碳捕获与封存（CCS）机会中是否可能成为合作伙伴 - 双方过去有过相关讨论，韩国国家石油公司重视排放问题，决策迅速且自信，公司认为双方合作有潜力，目前公司解决债务问题后有更多精力关注相关合作 [66][68]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入6820万美元，即每股0.47美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为1.139亿美元 [8] - 2022年前三季度调整后EBITDA总计4.976亿美元，自由现金流为3.515亿美元，现金及现金等价物增至4.471亿美元，较去年同期增长74% [9] - 截至2022年9月30日，净债务同比下降近50%至2.543亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA之比降至0.5倍 [10][11] - 第三季度实现正自由现金流7110万美元，为连续第19个季度实现正自由现金流 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度产量为4.15万桶油当量/日，较上一季度下降约2%，实现油价为90.23美元/桶，天然气液（NGLs）为37.17美元/桶，天然气为9.89美元/千立方英尺（Mcf），均为衍生品结算前价格 [12][13] - 第四季度产量指导为3.8 - 4.2万桶油当量/日，租赁运营费用（LOE）预计为6700 - 7300万美元，现金一般及行政费用（G&A）预计为1700 - 1900万美元 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是产生自由现金流，维持高质量常规生产，并抓住增值机会提升股东价值 [7] - 公司将继续评估增值收购机会，同时有计划地偿还债务 [19] - 公司认为墨西哥湾是世界级盆地，将利用在该地区近四十年的经验，快速评估和执行重点区域内的机会 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年公司在运营和财务方面表现出色，在大宗商品价格强劲的环境下有望持续成功，预计稳定的产量将支持持续产生自由现金流的积极前景 [25] - 公司强大的财务状况为未来提供了选择和灵活性，将继续评估有机和无机增长机会 [26] 其他重要信息 - 2022年资本支出（CapEx）范围中点下调1000万美元至6500 - 7500万美元，主要因Holy Grail井的立管许可证获取时间晚于预期 [17][23][24] - 考虑到已发生的支出，将弃置和恢复（ARO）支出范围调整为6500 - 7500万美元 [24] - 公司最近修订了循环信贷协议，将到期日和循环承诺延长至2024年1月3日 [20] - 对于2023年11月到期的高级第二留置权票据，公司将继续评估再融资方案，若资本市场保持波动，有信心用未来预期自由现金流、手头大量现金、未使用的股权计划以及可快速变现的资产偿还这些票据 [21] 问答环节所有提问和回答 问题: CapEx减少是否与油田服务设备供应不足有关 - 不是，主要与许可证有关，公司在获取长周期设备方面已做出努力，目前正在与监管机构合作完成许可证审批，以便开始钻井作业 [31][32][34] 问题: Holy Grail井的工作权益是多少 - 公司在Holy Grail井的工作权益为100% [35] 问题: ST 320 SS 1井的进展如何 - 公司将在全年内将该井与其他可用机会进行比较，以确定其在钻探计划中的最终安排 [36] 问题: 请说明第四季度Neptune油田计划外停机和Mobile Bay油田临时维护停机的情况，以及是否会持续到第一季度 - Neptune油田计划外停机是由于外部运营的一个立管堵塞，相关方正在制定解决方案并取得了一定进展，但耗时较长；Mobile Bay油田临时维护停机是管道泄漏问题，已修复，不会持续 [44] 问题: Holy Grail井的轻微延迟是否主要归因于监管方面，推进许可证是否有担忧 - 延迟主要是因为审批流程耗时较长，公司已获得有条件的许可证批准，只需满足相关条件即可开始钻井，对许可证审批效果不担忧 [45] 问题: 如何考虑2023年的流动性以再融资第二留置权票据，以及如何为公司定位以利用明年的机会 - 公司有信心偿还这些票据，此前的套期保值操作带来了约1.5亿美元的收益；再融资方面，公司有能力进行再融资，目前市场波动，公司会保持耐心，也可选择偿还债务或为潜在收购重新配置资金 [49][50][51] 问题: Holy Grail井的成本估计是多少 - 目前估计钻井完成成本约为8000万美元 [53] 问题: 如果Holy Grail井在第二季度开钻，是否预计在2023年下半年投产 - 是的，可能在第四季度投产 [54] 问题: 目前墨西哥湾的并购（A&D）环境如何，是否因大宗商品价格相对强劲和经济背景不确定性增加而有更多交易机会 - 市场定价波动较大，影响了各方决策；公司在高、低价格环境下都会进行收购，通常会结合债务和少量股权进行，且确保收购对资产负债表有增值作用，并保护杠杆比率 [58][59]

公司资产权益与租赁情况 - 截至2022年9月30日，公司在联邦和州水域47个海上油田拥有权益，租赁约62.2万英亩土地[112] - 截至2022年9月30日，公司在47个海上油田拥有工作权益，租赁约62.2万英亩土地[112] 能源价格变化 - 2022年前9个月，WTI原油均价为98.96美元/桶，较2021年同期的65.05美元/桶增长52.1%；NYMEX亨利中心天然气均价为6.74美元/Mcf，较2021年同期的3.61美元/Mcf增长87.0%[117] - 2022年第三季度末，WTI原油价格约为80美元/桶，NYMEX亨利中心天然气价格约为6.5美元/Mcf[116] - EIA预计2022年第四季度WTI现货均价降至85.98美元/桶，亨利中心现货均价降至7.7美元/Mcf[116] - 2022年前9个月WTI原油均价涨至98.96美元/桶，较2021年同期的65.05美元/桶增长52.1%；NYMEX亨利中心天然气均价涨至6.74美元/Mcf，较2021年同期的3.61美元/Mcf增长87.0%[117] - 2022年第三季度末，WTI原油价格约为80美元/桶，NYMEX亨利枢纽天然气价格约为6.5美元/千立方英尺[116] - EIA预计2022年第四季度WTI现货均价降至85.98美元/桶，亨利枢纽现货均价降至7.7美元/千立方英尺[116] - 2022年前9个月WTI与HLS、LLS的月平均差价分别增加约0.27美元/桶和1.00美元/桶，与波塞冬的月平均差价下降约2.74美元/桶[131] - 2022年前三季度石油、NGL、天然气平均实现销售价格分别为97.59美元/桶、39.96美元/桶和7.58美元/千立方英尺，较2021年同期分别增加34.52、12.45和4.18美元[148] - 2022年前9个月原油平均实现销售价格（含衍生工具结算影响）为每桶82.69美元，2021年同期为54.35美元；天然气平均实现销售价格（含衍生工具结算影响）为每千立方英尺9.10美元，2021年同期为2.85美元[172] 宏观经济与政策影响 - 2022年9月美国通胀率达8.2%，美联储收紧货币政策或影响公司业务[119] - IRA要求DOI推进墨西哥湾租赁销售，将海上风电开发与油气租赁挂钩，提高油气特许权使用费率，征收甲烷排放费[121][122][123][124] - 2024 - 2026年，甲烷排放费分别为900美元/吨、1200美元/吨、1500美元/吨[124] - 2022年9月美国通胀率达8.2%，为40多年来最高[119] - 《2022年降低通胀法案》将新海上租赁的油气特许权使用费率从12.50%提高到16.67%，并在10年内将费率上限设定为18.75%[123] - 《2022年降低通胀法案》规定，2024 - 2026年甲烷排放收费分别为900美元/吨、1200美元/吨和1500美元/吨[124] 公司业务收入占比变化 - 2022年第三季度与2021年同期相比，公司石油收入占比从55.4%降至49.0%，NGLs收入占比从9.1%降至6.3%，天然气收入占比从33.7%升至42.7%，其他收入占比从1.8%升至2.0%[127] - 2022年前九个月石油、NGL、天然气和其他收入占总收入的比例分别为56.4%、6.5%、35.2%和1.9%，2021年同期分别为61.3%、7.7%、29.0%和2.0%[147] 市场供应变化 - OPEC+于2022年10月初宣布减产约200万桶/日，推高油价[115] - 2022年10月初，OPEC+宣布减产约200万桶/日，给油价带来上行压力[115] 公司财务担保情况 - 公司目前符合BOEM财务担保义务，暂无未决相关订单[125] 公司营收情况 - 2022年第三季度总营收2.66485亿美元，较2021年同期的1.33946亿美元增加1.32539亿美元[128] - 2022年前九个月总营收7.31297亿美元，较2021年的3.92421亿美元增加3.38876亿美元[148] - 2022年第三季度公司总营收2.66485亿美元，较2021年同期的1.33946亿美元增加1.32539亿美元[128] - 2022年前三季度总营收7.31亿美元，较2021年同期3.92亿美元增加3.39亿美元，其中石油、NGL、天然气和其他收入分别为4.13亿、0.47亿、2.57亿和0.14亿美元[148] 公司产量情况 - 2022年第三季度总产油量当量381.8万桶油当量，较2021年同期增加61.2万桶油当量[128] - 2022年前九个月生产总量达1.1075亿桶油当量，较2021年增加580万桶油当量[148][152] - 2022年第三季度公司石油产量144.7万桶，较2021年同期的108.3万桶增加36.4万桶[128] - 2022年第三季度公司天然气产量11499万立方英尺，较2021年同期的10481万立方英尺增加1018万立方英尺[128] - 2022年前三季度产量为1107.5万桶油当量，较2021年同期增加58万桶油当量，主要因2022年第一、二季度收购新油田，部分被维护导致的停产抵消[152] - 2022年前9个月，公司生产石油1.3万桶、NGLs 72.9万桶、天然气2291.9万立方英尺，总油当量45.62万桶[188] - 2022年前9个月，子公司借款人生产石油1.3万桶、NGLs 72.9万桶、天然气2291.9万立方英尺，总油当量45.62万桶[188] 公司运营费用情况 - 2022年第三季度总运营费用1.28369亿美元，较2021年同期的0.85765亿美元增加0.42604亿美元[135] - 2022年前九个月运营费用为3.33218亿美元，较2021年的2.71055亿美元增加6216.3万美元[153] - 2022年前九个月租赁运营费用为1.55397亿美元，较2021年增加2599.8万美元[153] - 2022年第三季度公司总运营费用1.28369亿美元，较2021年同期的0.85765亿美元增加0.42604亿美元[135] - 2022年第三季度公司租赁运营费用5901万美元，较2021年同期的3949万美元增加1952万美元[135] - 2022年前三季度运营费用为3.33亿美元，较2021年同期2.71亿美元增加6216.3万美元，平均每桶油当量运营费用从25.83美元增至30.09美元[153] - 2022年第三季度租赁运营费用增至1.55亿美元，较2021年同期1.29亿美元增加2600万美元，其中基础租赁运营、修井和设施维护费用分别增加1680万、430万和910万美元，飓风维修费用减少420万美元[153] 公司衍生品与利息、所得税情况 - 2022年第三季度衍生品损失3874.9万美元，较2021年同期的7313.7万美元减少3438.8万美元[141] - 2022年第三季度净利息支出1684.9万美元，较2021年同期的1891.0万美元减少206.1万美元[141] - 2022年第三季度所得税费用1639.7万美元，2021年同期所得税收益590.2万美元，有效税率分别为19.7%和13.5%[141][145] - 2022年前九个月衍生品损失为1.09892亿美元，较2021年的1.79156亿美元减少6926.4万美元[158] - 2022年前九个月净利息费用为5491.5万美元，较2021年增加441万美元[158][161] - 2022年前九个月所得税费用为4680.1万美元，而2021年为所得税收益1884.6万美元[158][163] - 2022年第三季度衍生工具损失为3870万美元，较2021年同期7310万美元减少3440万美元，包括已实现损失和未实现收益[141][142] - 2022年第三季度所得税费用为1640万美元，2021年同期为所得税收益590万美元，有效税率分别为19.7%和13.5%[145] - 2022年前9个月衍生工具损失为1.099亿美元，2021年同期为1.792亿美元；利息支出净额为5490万美元，2021年同期为5050万美元；其他（收入）支出净额为 - 122.9万美元，2021年同期为96.4万美元；所得税支出为4680万美元，2021年同期所得税收益为1880万美元[158] 公司现金流情况 - 2022年前九个月，经营活动提供的净现金为3.26851亿美元，较2021年同期增加2.1556亿美元；投资活动使用的净现金为8967.7万美元，较2021年同期增加7727.1万美元；融资活动使用的净现金为3584.3万美元，而2021年同期为提供1.14973亿美元[168] - 2022年前9个月经营活动提供的净现金增加2.156亿美元，主要因油气收入增加3.328亿美元和获得1.053亿美元净现金收益；投资活动使用的净现金增加7730万美元；融资活动使用的现金为3580万美元[168][170][171] 公司资本支出情况 - 2022年前九个月，公司勘探资本支出为1006.5万美元，开发资本支出为1274.3万美元，权益收购支出为5147.4万美元，地震及其他支出为715.8万美元，油气资产/设备投资（权责发生制）为8144万美元[174] - 2022年2月1日和4月1日，公司收购墨西哥湾联邦浅水区某些油气生产资产的工作权益和经营权，分别支付现金约3400万美元和1750万美元[177] - 2022年前9个月公司油气物业勘探、开发等资本支出为8.144亿美元，2021年同期为1.6025亿美元[174] - 2022年前9个月墨西哥湾勘探与开发资本支出为2.2808亿美元，2021年同期为1.151亿美元[175] - 2022年2月1日和4月1日，公司收购墨西哥湾联邦浅水区部分油气生产物业，支付现金约3400万美元和1750万美元[177] 公司资产弃置义务情况 - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司资产弃置义务（ARO）估计分别为4.536亿美元和4.245亿美元，增加主要因资产收购，部分被6130万美元的负债结算所抵消[178] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司资产退休义务估计分别为4.536亿美元和4.245亿美元，增加主要因资产收购，部分被6130万美元已结算负债抵消[178] 公司债务情况 - 截至2022年9月30日，公司持有现金4.471亿美元，信贷协议下可用额度为5000万美元，借款基数为5000万美元[166] - 截至2022年9月30日，公司有5.525亿美元本金的高级第二留置权票据未偿还，年利率为9.75%，将于2023年11月1日到期[167] - 截至2022年9月30日，公司定期贷款本金未偿还金额为1.57亿美元，年利率为7%，将于2028年5月19日到期[180] - 2022年11月7日，公司对第六次修订和重述的信贷协议进行第十一次修订和延期，将到期日和贷款人承诺延长至2024年1月3日，或在特定条件下为2023年8月1日[181] - 截至2022年9月30日，公司手头现金4.471亿美元，信贷协议下可用额度5000万美元[166] - 截至2022年9月30日，公司有5.525亿美元本金的高级第二留置权票据未偿还，年利率9.75%，2023年11月1日到期[167] - 截至2022年9月30日，公司定期贷款本金余额为1.57亿美元，年利率7%，2028年5月19日到期[180] - 截至2022年9月30日，公司高级第二留置权票据本金余额为5.525亿美元，年利率9.75%，2023年11月1日到期[181] 公司所得税现金支付情况 - 2022年，公司预计所得税费用的10% - 15%为现金税，前九个月已支付所得税520万美元[173] - 2022年，公司预计所得税费用的10% - 15%为现金税，2022年前9个月已支付所得税520万美元[173] 公司合并报表数据情况 - 截至2022年9月30日合并资产负债表显示，总资产为14.90304亿美元，消除非受限子公司账户后为10.99783亿美元[187] - 2022年前九个月合并运营报表显示，总收入为7.31297亿美元，消除非受限子公司账户后为5.12672亿美元[188] - 2022年前九个月，公司运营收入为3.98079亿美元，消除非受限子公司账户后为2.32415亿美元[188] - 2022年前九个月，公司净收入

业绩总结 - 2022年第二季度平均日产量为42.4 MBoe/d，较2022年第一季度增长12%（液体占比48%）[18] - 2022年第二季度调整后EBITDA为2.94亿美元，较第一季度增长228%[18] - 2022年第二季度自由现金流为2.335亿美元，较第一季度的4690万美元显著增长[18] - 2022年中期总净现金流为510百万美元[67] - W&T的自由现金流在2022年第二季度增长了1117%，达到233.5百万美元[107] 储量与资产 - 2022年中期1P（已探明）储量为168.3 MMBoe，2P（已探明+可采）储量为250.1 MMBoe，3P（已探明+可采+可能）储量为366.3 MMBoe[12] - 2022年中期PV-10（现值10%）在SEC定价下为26.22亿美元，NYMEX定价下为22.82亿美元[12] - 2022年中期的总证明石油储量为39.4百万桶，天然气储量为652.8亿立方英尺[189] - 2022年中期的总PV10为2622.3百万美元，其中开发生产PV10为1981.7百万美元[189] 负债与流动性 - 2022年6月30日的净债务为3.314亿美元，同比下降214百万美元，降幅为39%[18] - 截至2022年6月30日，W&T的净债务为331.4百万美元，较2019年12月31日减少355.7百万美元[113] - W&T的流动性在2022年上半年增长149%，达到427.7百万美元[112] 资本支出与投资 - 2022年资本支出（CAPEX）指导范围为7000万至9000万美元，计划进行1口深水井和3口架棚井的钻探[121] - 2022年P&A（封井和弃置）指导范围为5500万至7500万美元，主要受先前延期的义务驱动[121] - 2022年2月收购的ANKOR资产，购买价格约为4700万美元，预计通过重新完井和运营协同实现增值[55] - 2022年4月收购的未披露私人卖方资产，购买价格约为1750万美元，增加了20%的工作权益[56] 生产与市场展望 - 公司在2022年第二季度的总生产中，海洋深水和海洋架的比例分别为22%和78%[16] - 预计增量储量增加总计为3,873百万美元，PV-10值为1,011百万美元[39] - 通过执行高潜力的开发计划，可能实现的PV-10值为2,305百万美元[39] - 自2014年以来，三年储量替代成本下降约89%，而储量寿命从5.1年增加至11.3年[84] 对冲与市场策略 - W&T的天然气对冲计划覆盖了2022年剩余时间84%的掉期和保护性合约[182] - W&T在2022年第三季度的原油对冲总量为217,061桶，平均日交易量为2,359桶，平均价格为54.53美元/桶[184] - W&T在2022年第四季度的天然气对冲总量为1,027,099 MMBtu，平均价格为2.60美元/MMBtu[184] 环境与安全 - 2021年W&T的环境泄漏比率为0.013，显著低于2020年墨西哥湾的平均水平0.82[144] - 自2011年以来，W&T的钻探成功率超过90%，自2011年起评估了超过400个项目[150]

财务数据和关键指标变化 - 二季度平均日产量环比增长12%，高于指引上限 [8] - LOE成本低于指引下限 [8] - 天然气套期保值交易净收益1.38亿美元，净现金收入1.053亿美元 [8] - 净利润2340万美元，摊薄后每股收益0.85美元 [8] - 调整后EBITDA为2.94亿美元，是一季度的3倍多 [9] - 自由现金流2.34亿美元，几乎是上一季度的5倍 [9] - 现金及现金等价物增至3.777亿美元，同比增长超80% [9] - 净债务与过去12个月调整后EBITDA之比从上个季度的2.0倍显著改善至0.7倍 [9] - 年中SEC已探明储量增长7%，达到1.683亿桶油当量，税前PV10价值增长62%，达到26亿美元 [10] - 2022年前六个月调整后EBITDA达3.837亿美元，2021年全年为2.2亿美元，2020年全年约为1.6亿美元 [12] - 公司已连续18个季度产生自由现金流，公司净债务从一年前的5.456亿美元降至3.31亿美元 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油平均实现价格为每桶107.90美元，天然气凝析液为每桶43.58美元，天然气为每百万英热单位7.70美元 [10] - 产量较上一季度增长12%，达到每天42400桶油当量 [11] 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 - 公司战略是产生自由现金流，保持高质量常规生产，并抓住增值机会提升股东价值 [7] - 计划在今年剩余时间继续进行符合经济门槛的修井和重新完井工作 [16] - 正推进长周期项目，准备在2023年第一季度在木兰油田的花园银行783区块开钻Holy Grail井，2022年下半年暂无额外钻探计划 [17] - 凭借强大的资产负债表和大量现金，将继续评估增值收购机会，同时有计划地偿还债务 [18] - 持续关注债务资本市场，以对即将到期的高级第二留置权票据进行再融资，若债务市场难以进入，也有能力在到期时偿还这些票据 [19][20] - 不断评估墨西哥湾的资产，以进行增值收购 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年上半年公司在运营和财务方面表现出色，在当前价格环境下，公司拥有大量现金和强大的流动性，有很多机会 [23] - 预计2022年全年将继续产生大量现金流和EBITDA [23] - 改善的现金状况为偿还或再融资即将到期的第二留置权票据提供了清晰的路径 [23] - 公司管理层持有公司34%的股权，与股东利益高度一致，对公司未来充满信心 [27] 其他重要信息 - 2022年第三季度产量指引为每天3.9万至4.4万桶油当量，全年产量指引中点提高2%，至每天3.95万至4.2万桶油当量 [21] - 第三季度租赁运营费用预计在5500万至6200万美元之间，现金一般及行政费用预计在1500万至1700万美元之间 [22] - 2022年资本支出预算保持不变，为7000万至9000万美元（不包括收购机会），弃置和恢复支出范围保持不变，为5500万至7500万美元 [22] - 2022年第二季度在资产退休义务结算上花费约3400万美元 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对于交易价格有折扣的第二留置权票据，是否考虑在公开市场回购，还是倾向于积累现金并保留更多选择？ - 目前不会回购票据，11月1日有机会按面值购买，公司正在与相关方讨论对所有票据进行再融资，虽市场不稳定，但公司有大量现金积累，若必须偿还票据也有清晰路径，更倾向于再融资以保留资金用于收购 [32][33] 问题2: 若第二留置权票据到期，是否会触发与定期贷款相关的问题？ - 与定期贷款无关，不会触发问题 [34][36] 问题3: 4月完成的20%收购对本季度的贡献，以及修井、重新完井和Cota井对第二季度产量的贡献分别是多少？ - 未单独披露相关贡献数据，上一年秋季末移动基地相关业务有停机时间，现在已实现全面生产 [37][38] 问题4: 为Holy Grail井订购长周期项目是否会缩短投产周期？ - 不是为了缩短投产周期，而是为了能够顺利开钻该井，需要对下部结构进行一些改造，涉及海洋立管以适应干式采油树，要确保补偿钻井时船只的上下移动并确认立管的完整性 [44] 问题5: Holy Grail井的工作权益是否确定，是否在寻找合作伙伴？ - 目前拥有100%的工作权益，不打算寻找合作伙伴 [46] 问题6: Holy Grail井是否会为木兰油田带来更多勘探前景？ - 目前不确定，需在钻井后才能回答该问题 [47] 问题7: 公司有能力用现金偿还票据，这是否会在再融资方面带来优势？ - 会带来优势，公司现金流强劲，即使市场突然崩溃，还有未行使的ATM股权融资工具作为额外保障 [48][50][51] 问题8: Holy Grail井的开钻时间从第四季度推迟到2023年第一季度，是否与资本支出和通胀有关？ - 不是因为通胀，主要是零部件和监管方面的协调问题，第四季度开始支出资金，预计第一季度开始钻井，第四季度预计会产生大部分的钻机搬迁费用 [55][56] 问题9: 公司是否参与了第257次租赁拍卖，对《降低通胀法案》获批有何看法？ - 公司在最后一次租赁拍卖中有两个租赁权，是两个租赁权的最高出价者，希望能拿回这些租赁权作为储备，但对该法案不太熟悉 [57] 问题10: 对并购市场的最新看法？ - 并购市场活跃，墨西哥湾有很多交易机会，一些大型资产开始出售，公司正在评估多个不同的资产，交易数量似乎有所增加 [59][60]

公司资产权益与租赁情况 - 截至2022年6月30日，公司在47个近海油田拥有工作权益，租赁约63.7万英亩土地，其中阿拉巴马州水域约8000英亩，常规大陆架约45.4万英亩，深海约17.5万英亩[103] - 截至2022年6月30日，公司在47个近海油田拥有工作权益，租赁约637000英亩土地[103] 市场价格变化 - 2022年上半年，WTI原油均价涨至102.01美元/桶，较2021年同期的62.21美元/桶增长64.0%；NYMEX亨利中心天然气均价涨至6.08美元/Mcf，较2021年同期的3.22美元/Mcf增长88.8%[108] - 2022年第二季度末，WTI原油价格超100美元/桶，NYMEX亨利中心天然气价格达6.50美元/Mcf[106] - 2022年上半年WTI原油均价102.01美元/桶，较2021年同期增长64.0%；NYMEX亨利中心天然气均价6.08美元/百万立方英尺，较2021年同期增长88.8%[108] - 2022年第二季度末，WTI原油价格超100美元/桶，NYMEX亨利中心天然气价格达6.50美元/百万立方英尺[106] 各业务线收入占比变化 - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油收入占比从66.3%降至58.1%，NGLs收入占比从6.6%降至6.1%，天然气收入占比从24.5%升至33.8%，其他收入占比从2.6%降至2.0%[111] - 2022年第二季度与2021年第二季度相比，石油收入占比从66.3%降至58.1%，NGLs从6.6%降至6.1%，天然气从24.5%升至33.8%，其他从2.6%降至2.0%[111] - 2022年上半年石油、NGLs、天然气和其他收入占总收入的比例分别为60.7%、6.6%、30.9%和1.8%，2021年同期分别为64.3%、7.0%、26.6%和2.1%[129] 各业务线收入金额变化 - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油收入从8.8013亿美元增至1.59264亿美元，NGLs收入从883.3万美元增至1673.5万美元，天然气收入从3247万美元增至9241.3万美元，其他收入从351.2万美元增至539.6万美元[113] - 2022年第二季度总营收2.74亿美元，较2021年同期的1.33亿美元增加1.41亿美元[113] - 2022年上半年总营收4.65亿美元，较2021年上半年的2.58亿美元增加2.06亿美元，其中石油、NGLs、天然气和其他收入分别为2.82亿、0.31亿、1.44亿和0.09亿美元[131] - 2022年上半年，公司总营收4.64812亿美元，消除非受限子公司账户后为3.40451亿美元[172] 各业务线产量变化 - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油产量从135.2万桶增至147.6万桶，NGLs产量从33.7万桶增至38.4万桶，天然气产量从1218.9万立方英尺降至1199.5万立方英尺[113] - 2022年第二季度油气产量增至3859 MBoe，较2021年同期增加138 MBoe，主要因收购新油田[116] - 2022年第二季度油气当量产量385.9万桶，较2021年同期增加13.8万桶[113][116] - 2022年上半年子公司借款人产油7千桶、NGLs 468千桶、天然气15166百万立方英尺，总油当量3003千桶油当量[172] - 2022年上半年，子公司借款人生产石油7千桶、NGLs46.8万桶、天然气151.66亿立方英尺，总油当量300.3万桶[172] 各业务线销售价格变化 - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油平均实现销售价格从65.11美元/桶涨至107.90美元/桶，NGLs从26.18美元/桶涨至43.58美元/桶，天然气从2.66美元/Mcf涨至7.70美元/Mcf[113] - 2022年Q2与2021年Q2相比，国内乙烷平均价格增长126.6%，丙烷平均价格增长128.0%，其他国内NGLs成分平均价格涨幅在42.3% - 71.7%[114] - 2022年Q2与2021年Q2相比，WTI与波塞冬、HLS和LLS的月平均差价分别下降约2.20美元/桶、0.79美元/桶和0.19美元/桶[113] - 2022年上半年石油、NGL和天然气平均实现销售价格分别为每桶101.43美元、41.68美元和每千立方英尺6.40美元，较2021年同期分别增加40.54美元、16.75美元和3.41美元[131] - 2022年上半年国内乙烷平均价格增长98.2%，丙烷平均价格增长43.6%，其他国内NGL成分平均价格增长56.7% - 72.1%[132] - 2022年Q2和H1原油平均实现销售价格（含衍生品）分别为89.68美元/桶和83.96美元/桶，2021年同期分别为56.25美元/桶和53.68美元/桶；天然气平均实现销售价格（含衍生品）分别为16.58美元/Mcf和10.16美元/Mcf，2021年同期分别为2.38美元/Mcf和2.82美元/Mcf[154] - 2022年第二季度石油、NGL和天然气平均实现销售价格分别为107.9美元/桶、43.58美元/桶和7.7美元/千立方英尺，较2021年同期分别增加42.79美元/桶、17.4美元/桶和5.04美元/千立方英尺[113] - 2022年第二季度乙烷和丙烷平均价格分别较2021年同期增长126.6%和128.0%，其他NGL成分平均价格涨幅在42.3% - 71.7%之间[114] 公司财务担保情况 - 截至本10 - Q表格提交日，公司遵守对BOEM的财务担保义务，无未决BOEM补充财务担保义务相关命令[109] 运营费用变化 - 2022年第二季度总运营费用为1.11484亿美元，较2021年同期的9927万美元增加1221.4万美元[117] - 2022年第二季度租赁运营费用增至5300万美元，较2021年同期增加540万美元[117] - 2022年第二季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）为每桶油当量8.90美元，较2021年同期的8.32美元增加，名义上增加11.0%，即340万美元[120] - 2022年第二季度一般及行政费用（G&A）增至1500万美元，较2021年同期增加100万美元[121] - 2022年上半年总运营费用为2.04849亿美元，较2021年上半年的1.85291亿美元增加1955.8万美元[135] - 2022年上半年折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）为每桶油当量8.99美元，较2021年上半年的7.90美元增加13.3%，名义上增加770万美元[138] - 2022年上半年一般及行政费用（G&A）为2870万美元，较2021年上半年的2470万美元增加400万美元[139] - 2022年第二季度总运营费用1.11亿美元，较2021年同期的9927万美元增加1221万美元[117] - 2022年第二季度折旧、损耗、摊销和增值（DD&A）较2021年同期增加11.0%，即340.8万美元[120] - 2022年上半年总运营费用为2.05亿美元，较2021年上半年的1.85亿美元增加0.20亿美元，平均每桶油当量运营费用为28.22美元，较2021年同期的25.41美元增加2.81美元[135] - 2022年上半年租赁运营费用增加0.65亿美元至0.96亿美元，主要因收购新油田费用增加，飓风维修费用减少340万美元[135][136] - 2022年上半年，公司总运营费用2.04849亿美元，消除非受限子公司账户后为1.71664亿美元[172] 衍生品收益损失情况 - 2022年第二季度衍生品（收益）损失为890万美元收益，2021年同期为8140万美元损失[122] - 2022年上半年衍生工具损失为7110万美元，较2021年上半年的1.06亿美元减少3487.7万美元[140] - 2022年第二季度衍生品收益890万美元，较2021年同期的8144万美元减少9029.4万美元[122] - 2022年上半年衍生品损失为7114.3万美元，较2021年同期的1.06亿美元减少3487.7万美元，其中已实现收益3590万美元，未实现损失1.07亿美元[140] 公司现金流情况 - 2022年上半年经营活动提供的净现金较2021年同期增加1.916亿美元，主要因油气收入增加2.026亿美元和天然气看涨合约重组获得1.053亿美元净现金[150] - 2022年上半年投资活动使用的净现金较2021年同期增加7000万美元，主要因物业收购支出4760万美元及资本支出增加[152] - 2022年上半年，经营活动提供的净现金较2021年同期增加1.916亿美元，主要因油气收入增加2.026亿美元和天然气看涨合约变现获得1.053亿美元净现金收益；综合平均实现销售价格每桶油当量增长80.9%，使总收入增加2.011亿美元[150] - 2022年上半年，投资活动使用的净现金较2021年同期增加7000万美元，主要因物业收购支出4760万美元及资本支出增加[152] - 2022年上半年，融资活动使用现金2690万美元，主要是定期贷款本金还款；2021年同期融资活动提供净现金1.282亿美元，包括定期贷款所得2.082亿美元，抵消了信贷协议下8000万美元借款的偿还[153] 公司资金与负债情况 - 截至2022年6月30日，公司手头现金3.777亿美元，信贷协议下可用额度5000万美元[148] - 截至2022年6月30日，公司有5.525亿美元本金的高级第二留置权票据未偿还，年利率9.75%，2023年11月1日到期[149] - 截至2022年6月30日，公司定期贷款本金余额为1.659亿美元，年利率7%，2028年5月19日到期[163] - 截至2022年6月30日，公司高级第二留置权票据本金余额为5.525亿美元，年利率9.75%，2023年11月1日到期[165] - 截至2022年6月30日，公司合并资产负债表消除非受限子公司账户后，受限子公司总资产为10.9584亿美元，总负债和股东赤字为10.9584亿美元[171] - 截至2022年6月30日，公司持有现金3.777亿美元，信贷协议下可用额度为5000万美元，借款基数为5000万美元[148] - 截至2022年6月30日，公司有5.525亿美元高级第二留置权票据未偿还，年利率为9.75%，将于2023年11月1日到期[149][165] - 截至2022年6月30日，公司有1.659亿美元定期贷款本金未偿还，年利率为7%，将于2028年5月19日到期[163] - 截至2022年6月30日，公司合并资产总计14.39808亿美元，消除非受限子公司账户后为10.9584亿美元[171] 公司投资与收购情况 - 2022年H1公司在石油和天然气资产的投资为7311.4万美元，2021年同期为585.4万美元[157] - 2022年2月1日和4月1日，公司收购墨西哥湾联邦浅水区油气生产资产，分别支付约3020万美元和1750万美元[160] - 2022年上半年，公司资本支出为7311.4万美元，其中勘探支出985.4万美元、开发支出918.6万美元、权益收购支出4762.5万美元、地震及其他支出644.9万美元[157] - 2022年2月1日和4月1日，公司收购墨西哥湾联邦浅水区部分油气生产物业的工作权益和经营权，分别支付现金约3020万美元和1750万美元[160] 公司资产弃置义务情况 - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司资产弃置义务（ARO）估计分别为4.608亿美元和4.245亿美元[161] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司资产退休义务（ARO）估计分别为4.608亿美元和4.245亿美元，增加主要因资产收购，部分被3980万美元的负债结算所抵消[161] 公司钻井情况 - 2022年H1公司未钻探新井，完成了East Cameron 349 B - 1（Cota）井[162] 公司净收入情况 - 2022年上半年公司合并净收入120979千美元，消除非受限子公司账户后为170285千美元[172] - 2022年上半年，公司净收入1.20979亿美元，消除非受限子公司账户后为1.70285亿美元[172] 公司运营收入情况 - 2022年上半年，公司运营收入2.59963亿美元，消除非受限子公司账户后为1.68787亿美元[172] 公司长期承诺与合同义务情况 - 截至2022年6

业绩总结 - 2022年第一季度平均日产量为37,756 Boe/d，其中液体占49%，较2021年第四季度增长2%[10] - 2022年第一季度调整后EBITDA为8970万美元，较上一季度增长37%[12] - 2022年第一季度自由现金流为4690万美元，较2021年第四季度的2250万美元增长超过一倍[14] - 2022年第一季度净亏损为2457千美元，相较于2021年第一季度的746千美元亏损有所增加[167] - 2022年第一季度的利息支出为19883千美元，较2021年第一季度的15034千美元增加了32.5%[167] 用户数据 - 2021年全年平均日产量为38,118 Boe/d，其中液体占46%[11] - 2022年第一季度Cota井的日产量约为2600 Boe/d[24] 财务状况 - 2022年第一季度的净债务为5.05亿美元，较2019年12月31日的6.87亿美元下降182百万美元，降幅为27%[15][16] - 2022年第一季度的净债务与过去12个月的调整后EBITDA比率为2.0倍，预计2022年将进一步降低杠杆[19] - 2021年全年调整后EBITDA为2.2亿美元[18] - 2021年全年自由现金流为9100万美元[23] 储量与资产 - 公司在2021年年末的储量报告中，1P储量为5.5 MMBoe，2P储量为10.7 MMBoe，3P储量为17.6 MMBoe[58] - 公司通过收购ANKOR资产，增加了超过50口生产井，内部估计的已探明储量为5.3 MMBoe（70%为石油）[52] - 公司在Mahogany项目中，1P储量为20.3 MMBoe，2P储量为43.4 MMBoe，3P储量为77.9 MMBoe[56] - 2021年年末的1P储量为7940万桶油当量（MMBoe），2P储量为9020万桶油当量，3P储量为1.006亿桶油当量[65] 市场扩张与合作 - 公司与韩国国家石油公司签署谅解备忘录，共同考虑和追求北美上游油气的各种机会[21] - 公司在2022年4月1日收购ANKOR剩余工作权益，增加了1.3 MMBoe的已探明储量（69%为石油），收购价格约为1750万美元[52] 未来展望 - 2022年资本支出（CAPEX）指导范围为7000万至9000万美元，计划钻探1口深水井和3口架棚井[102] - 2022年弃用（P&A）预算指导范围为5500万至7500万美元[102] - 2022年剩余时间内，约83%的天然气掉期和保护性期权头寸由购买的看涨期权覆盖[152] 其他信息 - 2021年年末的总净现金流为7.08亿美元，显示出强劲的财务表现[56] - W&T在2019年到2022年间减少了净债务1.82亿美元，从2019年12月31日的水平下降[97] - 2021年年末的增量储量增加为1.89亿美元，显示出高潜力的经济价值[38]