公司概况与业务范围 - 公司是技术驱动的独立勘探和生产公司，业务位于美国墨西哥湾和墨西哥近海，截至2018年12月31日，深水资产占已探明储量的83%[32] - 公司历史上专注于墨西哥湾业务，因该地区地质和经济条件有利，且公司有相关经验和技术专长[33] - 公司是技术驱动的独立勘探和生产公司，业务集中在美国墨西哥湾和墨西哥近海[32] - 公司专注墨西哥湾业务，因该地区地质和经济条件有利，且公司有相关经验和专业知识[33] 公司成立与业务合并 - 2017年11月14日，Talos Energy Inc.根据特拉华州法律成立，目的是实现Talos Energy LLC和Stone Energy Corporation的业务合并[35] - 业务合并于2018年5月10日完成，合并后Talos Energy和Stone成为Talos Energy Inc.的全资子公司[35] - 业务合并按美国公认会计原则处理，Talos Energy为“收购方”，Stone为“被收购方”[36] - 公司于2017年11月14日根据特拉华州法律注册成立，目的是完成Talos Energy LLC和Stone Energy Corporation的业务合并[35] - 业务合并于2018年5月10日完成，合并后Talos Energy和Stone成为公司的全资子公司[35] - 业务合并按美国公认会计原则处理，Talos Energy为“收购方”，Stone为“被收购方”[36] - 公司报告的财务状况和经营成果在合并前反映Talos Energy的情况，不反映Stone的情况[36] - 交易完成日，Talos Energy和Stone成为公司全资子公司[42] - Stone进行重组，合并后存续并成为公司直接全资子公司，Stone普通股转换为公司普通股[42] - 赞助商将Talos Production全部股权权益贡献给公司，换取31,244,085股公司普通股[42] 公司发展历程 - Talos Energy LLC于2011年根据特拉华州法律成立，2013年2月6日开始商业运营[38] - 2013年2月6日，公司以约6.252亿美元收购Energy Resource Technology GOM, LLC及其子公司全部股权[40] - 2012年2月3日，Talos Energy与Apollo Management VII、Apollo Commodities Management管理的基金及其他另类投资工具，以及Riverstone Energy Partners V控制或关联的实体和管理层成员完成交易，获得私募股权资本承诺[39] - 2013年2月6日，Talos Energy以约6.252亿美元收购Energy Resource Technology GOM及其子公司全部股权，交易于2012年12月1日生效[40] - 收购前，赞助商和管理层成员已向Talos Energy投资约3.25亿美元，用于部分ERT收购及其他资产购买[40] - 2015年9月，Talos Energy与Sierra和Premier组成的财团与墨西哥国家碳氢化合物委员会签订两个生产分成合同[41] - 合同涉及墨西哥第一轮招标的2号和7号区块，两区块共约162,904英亩[41] - 2017年，财团在7号区块钻探Zama - 1井，发现Zama油田[41] - 截至2018年12月31日，公司正在对该发现进行评估[41] 交易相关情况 - 2017年11月21日相关交易中，Apollo Funds和Riverstone Funds以1.02亿美元本金的9.75%高级票据换得2874049股普通股[44] - 2017年11月21日相关交易中，Talos Issuers的第二留置权过桥贷款持有人将贷款换为1.72亿美元本金的11.00%第二优先高级担保票据[44] - 2017年11月21日相关交易中，Franklin Noteholders和MacKay Noteholders以Stone发行的7.50%高级担保票据换得1.374亿美元本金的11.00%高级担保票据[44] - 2017年相关交易中，约8150万美元本金的7.50% Stone高级票据被有效投标，约610万美元本金仍未偿还[45] - 交易完成后，Talos Energy原利益相关者持有公司约63%的流通普通股，Stone原股东持有约37% [46] 业务运营情况 - 公司运用严格的投资组合管理方法评估钻井前景，以确定钻井计划的最佳回报[34] - 公司运营的物业产生约94%的产量，公司努力保持对生产物业的多数运营控制权[51] - 公司采用严格的投资组合管理方法评估钻井前景，以提高资本配置效率[34] - 公司利用广泛的地震数据库和重新处理技术，生成大量高质量勘探前景[33] 资产与储量情况 - 截至2018年12月31日，公司在美国拥有271.0口总生产井（228.9口净生产井），总面积885888英亩（净面积624891英亩），其中477190英亩（净面积342604英亩）为已开发面积[55] - 2018年美国核心物业产量占比约68%，截至2018年12月31日的已探明储量占比78% [55] - 公司在墨西哥Block 2的参与权益为20%，在Block 7的参与权益为35%，并运营Block 7 [65] - 2018年12月31日，公司估计的已探明储量总计1.51739亿桶油当量，其中已开发储量1.15528亿桶油当量，占比76%，未开发储量0.36211亿桶油当量，占比24%[77][78] - 2019年1月11日，公司以2960万美元收购了位于密西西比峡谷地区的Gunflint油田约9.6%的非运营工作权益[72] - 2018年12月31日公司已开发储量较2017年增加6180万桶油当量，达到1.155亿桶油当量，增幅115%[83] - 2018年公司PUD储量减少1070万桶油当量，降幅23%，主要因扩展和发现增加310万桶油当量、先前估计下调450万桶油当量、收购增加65.4万桶油当量、转化为已开发生产储量减少995.7万桶油当量[83] - 公司已开发储量增加原因包括从Stone组合收购5800万桶油当量、从Whistler收购350万桶油当量、正向修订450万桶油当量、PUD转化1000万桶油当量、扩展和发现250万桶油当量，同时被产量1670万桶油当量抵消[86] - 2018年12月31日，公司PUD储量相关的未来开发成本约为3.967亿美元，其中凤凰油田占3.173亿美元[87] - 2018年美国勘探与评估井总数为1口（净0.1口），开发井总数为5口（净5口）；2017年美国勘探与评估井总数为4口（净3.7口）；2016年美国勘探与评估井总数为1口（净0.7口）[96] - 2018年12月31日，公司有1口（净0.4口）勘探井和2口（净1.7口）开发井正在钻探或完井，有1口（净0.4口）勘探井暂停或等待完井[98] - 2018年12月31日，公司原油生产井总数为201口（净178.3口），天然气生产井总数为70口（净50.6口）[99] - 2018年12月31日，公司美国深水开发面积为168,714英亩（净131,360英亩），未开发面积为252,895英亩（净161,895英亩）；美国大陆架开发面积为308,476英亩（净211,244英亩），未开发面积为155,803英亩（净120,392英亩）；墨西哥未开发面积为162,904英亩（净49,809英亩）[101] 产量与销售情况 - 2019年第一季度，HP - I进入干船坞期，5月7日完成干船坞要求，凤凰油田停产的年化产量影响估计在200 - 300万桶油当量/日[73] - Tornado 3井于2019年1月完成钻井作业，预计2019年第二季度初开始生产，预计净产量为100 - 150万桶油当量/日，公司拥有65%工作权益[74] - Boris 3井于2019年2月完成钻井作业，预计2019年第二季度开始生产，净产量为28 - 46万桶油当量/日，公司拥有100%工作权益[75] - 2018年公司原油产量为11,771千桶，天然气产量为22,771百万立方英尺，NGL产量为1,176千桶；2017年原油产量为7,048千桶，天然气产量为16,308百万立方英尺，NGL产量为706千桶；2016年原油产量为5,126千桶，天然气产量为19,001百万立方英尺，NGL产量为603千桶[103] - 2018年公司原油平均销售价格（含商品衍生品）为每千桶57.12美元，天然气为每百万立方英尺3.16美元，NGL为每千桶30.50美元；2017年原油为每千桶52.46美元，天然气为每百万立方英尺2.93美元，NGL为每千桶23.59美元；2016年原油为每千桶68.46美元，天然气为每百万立方英尺3.24美元，NGL为每千桶15.81美元[103] - 2018年公司原油平均销售价格（不含商品衍生品）为每千桶66.42美元，天然气为每百万立方英尺3.23美元，NGL为每千桶30.50美元；2017年原油为每千桶48.92美元，天然气为每百万立方英尺3.00美元，NGL为每千桶23.59美元；2016年原油为每千桶38.55美元，天然气为每百万立方英尺2.25美元，NGL为每千桶15.81美元[103] - 2018年公司每桶油当量的平均直接租赁经营和修井成本为12.60美元，2017年为13.56美元，2016年为16.77美元[103] - 2018年凤凰油田原油产量5160MBbls，天然气产量5311MMcf，NGLs产量491MBbls，平均产量6536MBoe，原油占比79%，平均销售价格（MBoe）为56.48美元，平均直接LOE和修井成本（Boe）为4.17美元[104] - 2018年庞帕诺油田原油产量2042MBbls，天然气产量1758MMcf，NGLs产量151MBbls，总产量2486MBoe，原油占比82%，平均销售价格（MBoe）为61.08美元，平均直接LOE和修井成本（Boe）为1.60美元[107] - 2018年公司65%和18%的油气及NGL收入分别来自壳牌贸易（美国）公司和菲利普斯66公司[113] 成本回收与特许权使用费 - 成本回收方面，符合条件的成本可按成本的125%从未来产量中实物回收，每月最多60%的碳氢化合物合同价值分配给财团用于回收石油活动产生的合格成本[66] - 石油特许权使用费方面，根据每桶油价，7.5% - 14%的石油合同价值以特许权使用费形式分配给墨西哥合众国，天然气价格低于每百万英热单位5美元时特许权分配为0%，超过则按每百万英热单位价格除以100计算[66] 保险情况 - 公司一般责任保险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限额为1.5亿美元，含10万美元自留额[120] - 公司针对墨西哥业务的运营额外费用保险为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[120] 法规监管情况 - 公司运营受联邦、州、地方和外国法规监管，包括井的位置、数量、钻探和套管等方面规定[123][125] - 公司在墨西哥湾联邦油气租赁业务受美国内政部下属机构监管，需遵守相关法规和获得批准[126] - 2016年BSEE发布井控最终规则，2018年修订生产安全系统规则，BOEM在2016年提出更新空气排放要求的规则[127][128] - 2016年9月生效的2016 NTL要求承租人提供财务担保以履行退役义务，实施日期已无限期延长至2017年6月30日之后[132] - 2016年末公司收到BOEM提供额外财务担保的命令，后该命令被撤销，提交的定制计划未获行动[133] - 2018年1月，BOEM将OPA的损害赔偿责任上限提高至1.377亿美元，运营公司需证明3500万至1.5亿美元的财务责任[140] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75降至70亿分之一，可能导致更严格的许可要求和更高的污染控制设备支出[145] - 墨西哥韦拉克鲁斯和塔巴斯科州浅水区及其他近海地区业务受SENER、CNH等监管，相关法规可能增加运营成本[136] - 公司运营受多种环境法规约束，环保相关资本和运营支出可能增加[137] - 公司排放受联邦清洁水法和类似州法律限制，违反规定可能面临执法行动[139] - 濒危物种法、候鸟条约法和海洋哺乳动物保护法可能限制公司在受保护物种区域的运营[142] - RCRA一般规范固体和危险废物处置，EPA可能在2019年3月15日前提议修订相关法规[143] - CERCLA和类似州法律对造成有害物质释放的人施加无过错责任[144] - 公司运营的HP - I浮动生产单元及Ram Powell和Pompano油田设施需遵守EPA温室气体报告要求[150] - 若EPA 2016年6月规则生效或出台新甲烷排放标准，公司运营成本可能增加，运营或受限、延迟或取消[151] - 公司在墨西哥浅海的油气业务受ASEA监管，需获其许可并遵守相关规定，否则可能面临处罚[152] - FERC对违反反操纵法规的行为，2019年可处最高每天126.95万美元的民事罚款，该金额每年根据通胀调整[156] - 公司销售的油气受《商品交易法》及CFTC相关规定约束，禁止操纵价格和提供虚假市场信息[157] - 公司销售的原油和凝析油目前价格不受监管，但未来美国国会可能重新实施价格控制[160] - 2016年7月1日起至2021年6月30日，FERC监管的液体管道年度指数调整为适用年份制成品生产者价格指数加1.23%[163] - FERC将于2021年7月1日对石油管道指数进行下一次五年审查，《税收减免与就业法案》的影响将在此次审查中体现[163] 其他情况 - 公司油气业务具有季节性，夏季天然气需求通常下降，冬季上升[116] - 公司油气业务竞争激烈，与大型综合油气公司和独立勘探生产公司竞争[114] - 截至20