财务数据和关键指标变化 - 第一季度经调整归属于公司的EBITDA为7.54亿美元 [6] - 第一季度原油业务经调整EBITDA为5.59亿美元，受冬季天气和炼油厂停工时间长于预期影响，业务量低于预期，但4月和5月业务量有所回升 [12] - 第一季度NGL业务经调整EBITDA为1.89亿美元，受益于更高的分馏价差和NGL销量 [12] - 预计今年产生强劲现金流，调整后的自由现金流约为11亿美元，扣除约6.35亿美元的收购支出 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 原油业务 - 第一季度经调整EBITDA为5.59亿美元，受冬季天气和炼油厂停工影响，业务量低于预期，4月和5月业务量有所回升 [12] - 进行了两笔小型战略交易，收购了落基山脉Cheyenne管道剩余50%股权，以及以约5500万美元收购了米德兰盆地原油集输系统Black Knight Midstream [9] NGL业务 - 第一季度经调整EBITDA为1.89亿美元，受益于更高的分馏价差和NGL销量 [12] - 位于萨斯喀彻温堡的3万桶/日分馏瓶颈项目于第二季度投入使用，NGL和凝析油集输系统的其他扩建项目也在全年完成 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 贸易关税的持续不确定性影响经济预测，造成市场显著波动；欧佩克成员国之间的分歧和增量供应前景导致大宗商品价格低于年初预期 [6][7] - 假设WTI价格在60 - 65美元/桶的环境持续到年底，公司2025年EBITDA指引和二叠纪增长前景可能处于各自区间的下半部分 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 继续执行高效增长战略，专注于增值收购，维持高度灵活的资产负债表，将资本返还给单位持有人 [8][14] - NGL业务向更多基于费用的盈利模式转型，增强综合NGL价值链 [8] - 尽管市场波动，但公司认为低价环境将强化大宗商品市场的周期性，带来建设性的中长期前景 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 贸易关税的不确定性和欧佩克成员国的分歧导致市场波动，但公司业务保持韧性 [6][7] - 假设WTI价格在60 - 65美元/桶的环境持续到年底，2025年EBITDA指引和二叠纪增长前景可能处于各自区间的下半部分 [7] - 公司认为低价环境将强化大宗商品市场的周期性，带来建设性的中长期前景 [7] 其他重要信息 - 公司NGL部门在很大程度上不受大宗商品价格下跌影响，2025年约80%的C3+规格产品销售已进行套期保值 [8] - 目前从加拿大业务进口到美国的能源产品根据USMCA免税，限制了关税对公司业务的直接影响 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 在当前环境下资本分配是否会从分配增长转向更多回购 - 公司仍将分配增长作为向股东返还现金的主要方式，单位回购是资本分配的一部分，目前观点没有改变，4月进行了少量回购 [20][21] 问题2: 市场波动对并购交易是催化剂还是阻碍 - 波动市场会带来更多问题，但公司在价值链中的地位使其有能力达成双赢交易，预计全年能达成更多此类交易 [22][23] 问题3: 加拿大分馏厂投产后的盈利节奏 - 埃德蒙顿PFS工厂扩建的3万桶/日产能已提前投产，新商业合同不会立即达到满负荷，将在今年剩余时间和明年逐步贡献收益 [26][27] 问题4: 收购Black Knight Midstream的好处和原因 - 该资产位于公司北米德兰盆地集输区域的核心位置，具有长期资本协同效应，对公司和私募股权合作伙伴都是双赢交易 [29][30] 问题5: 与生产商的沟通情况和二叠纪产量展望 - 从去年底到现在，产量已增长超10万桶/日，20 - 30万桶/日的增长预期并非难以实现；目前生产商处于观望状态，未来三到六个月活动变化不大，六到十二个月可能会出现延期完井和钻机减少情况；价格持续低于55美元/桶产量可能持平或下降，高于65美元/桶则会恢复增长 [35][36][37] 问题6: 本季度两笔增值收购的收购倍数 - 两笔交易都达到或超过了公司的回报门槛，目标是在有限协同分配的情况下获得基础回报，然后通过协同效应压缩倍数，符合之前12笔收购的模式 [43][44] 问题7: 如何看待当前资本支出和2026年的锁定情况 - 2025年投资资本指引维持在4亿美元不变，已完成萨斯喀彻温堡的扩建项目，还有一些相关NGL供应和连接项目将在今年晚些时候进行；二叠纪的资本支出与生产商活动同步，通常提前六到十二个月安排工作；2026年尚未提供指引，但预计资本支出将在3 - 4亿美元的长期指引范围内 [46][47] 问题8: 今年及未来的套期保值理念 - 套期保值策略保持一致，采取基本面观点，认识到维持稳定现金流的必要性，设定目标并持续执行；由于市场处于期货贴水状态，前端套期保值比例高于后端，与过去几年一致 [49] 问题9: 二叠纪产量敏感性的潜在假设和计算基础 - 该指引是针对全年的，二叠纪市场是供应推动型市场，价格由消费者决定；目前产量已增长超10万桶/日，20 - 30万桶/日的增长预期仍然成立 [53][54] 问题10: 2025年NGL部门4.5万桶/日规格产品销售在Q1的占比 - 这是一个适合向IR团队咨询的后续问题；公司利用800万桶的储存能力优化销售时机，凝析油按比例销售，丁烷和丙烷按季节销售，销售取决于价格、时机和价值最大化 [55][56] 问题11: 4月和5月业务量恢复的细节及对全年长途运输吞吐量的影响 - 业务量恢复部分是因为生产在天气事件后恢复，以及完井延期；目前价格尚未对业务量产生影响，预计未来一两个月也不会有影响；夏季驾驶季节和炼油厂开工率回升将带动长途运输业务量增加 [60][61][62] 问题12: 对二叠纪长途运输利用率的长期展望 - 这取决于产量，公司认为世界在一段时间内仍需要原油，二叠纪的长期增长前景没有改变，可能只是时间问题 [64][66] 问题13: 实时需求信号以及炼油和出口方面是否有放缓迹象 - 全球炼油市场健康，裂解价差强劲，炼油厂开工率回升；出口业务每月甚至每周都有变化，价格决定了桶的流动，全球炼油利润率健康，需求看起来良好 [72][73][74] 问题14: 在杠杆率处于低位且宏观环境可能变软的情况下，如何管理杠杆率 - 公司致力于向单位持有人返还现金和进行增值收购，这将驱动资本分配；杠杆率处于较低端，如果有合理的交易，会允许杠杆率上升，但不会长期维持高位；公司获得了三大评级机构的BBB评级，不会将杠杆率提高到危及评级的水平 [76][77] 问题15: 市场波动是否会带来更多卖家以及收购节奏是否会加快 - 市场存在广泛的机会，公司与合作伙伴的日常沟通中会探讨如何实现双赢；由于公司的网络和与合作伙伴的关系，能够以多种方式创造价值，不仅仅是资产的买卖价差 [81][82]

业绩总结 - 2025年第一季度，PAA的调整后EBITDA为7.54亿美元[5] - 2025年第一季度，PAA的原油和NGL部门调整后EBITDA分别为5.59亿美元和1.89亿美元[5] - 2025年第一季度的调整后EBITDA为28.16亿美元，较2024年第四季度的27.79亿美元有所增长[33] - 2025年全年的调整后EBITDA预期在28亿至29.5亿美元之间[22] 现金流与负债 - 2025年预计的可分配现金流为18.75亿美元，普通单位分配比率覆盖率为175%[22] - 2025年第一季度的总债务为86.82亿美元，净债务为82.56亿美元[33] - 公司的总负债为141.92亿美元，较2024年12月31日的134.40亿美元增长了5.66%[67] - 公司的长期债务（包括高级票据）为81.31亿美元，较2024年12月31日的71.41亿美元增长了13.51%[67] 资本支出与分配 - 2025年计划的年度增长资本支出为3亿至4亿美元[10] - 2025年每单位分配预计增加至1.52美元，年增长率为25%[26] 市场与运营数据 - 2023财年总管道运费量为8,460 Mb/d，预计2024财年为8,934 Mb/d，2025财年为9,650 Mb/d[44] - Permian地区的收集量在2023财年为2,643 Mb/d，预计2024财年为2,895 Mb/d，2025财年为3,075 Mb/d[44] - Permian地区的长途运输量在2023财年为1,503 Mb/d，预计2024财年为1,531 Mb/d，2025财年为1,700 Mb/d[44] 自由现金流 - 调整后的自由现金流在2023年为1,798百万美元，预计2024年为1,247百万美元，2025年为负308百万美元[65] - 2024年调整后的自由现金流（不包括资产和负债变动）为1,173百万美元[65] 资产状况 - 截至2025年3月31日，公司的总资产为282.52亿美元，较2024年12月31日的277.56亿美元增长了2.76%[67] - 当前资产为47.29亿美元，较2024年12月31日的47.76亿美元下降了0.98%[67] - 公司的合伙人资本总额为140.60亿美元，较2024年12月31日的143.16亿美元下降了1.95%[67]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度销售12,074桶/日石油和18,392桶油当量/日，均超指引 [7][13] - 第一季度整体实现价格从2024年第四季度的46.14美元/桶油当量增至47.78美元/桶油当量，涨幅4% [13] - 第一季度原油平均差价从2024年第四季度的-1.42美元/桶升至-0.89美元/桶 [14] - 第一季度天然气平均差价为-3.81美元/千立方英尺，与2024年第四季度的-3.83美元/千立方英尺相近 [15] - 第一季度实现的NGL价格平均为WTI的15%，高于2024年第四季度的13% [15] - 第一季度收入7910万美元，环比下降5%，受-730万美元的销量差异和+300万美元的价格差异影响 [16] - 第一季度LOE为1970万美元或11.89美元/桶油当量，低于2024年第四季度的2030万美元或11.24美元/桶油当量 [17] - 第一季度现金G&A为690万美元，高于2024年第四季度的640万美元 [17] - 第一季度衍生品合约亏损90万美元，低于2024年第四季度的630万美元 [18] - 第一季度净收入910万美元或摊薄后每股0.05美元，高于2024年第四季度的570万美元或摊薄后每股0.03美元 [18] - 第一季度调整后净收入1070万美元或摊薄后每股0.05美元，低于2024年第四季度的1230万美元或摊薄后每股0.06美元 [18] - 第一季度调整后EBITDA为4640万美元，低于2024年第四季度的5090万美元 [19] - 第一季度资本支出3250万美元，较2024年第四季度降低14%，在2600 - 3400万美元的指引范围内 [19] - 第一季度调整后自由现金流为580万美元，高于2024年第四季度的470万美元 [19] - 第一季度末信用额度借款4.6亿美元，第二季度初可用额度1.4亿美元，杠杆率1.9倍 [19] - 2025年全年资本支出预计为8500 - 1.13亿美元，中点为9900万美元，低于此前预期的1.38 - 1.7亿美元 [21] - 2025年全年产量指引为12700 - 13700桶/日石油和19200 - 20700桶油当量/日 [23] - 预计2025年全年LOE为11.25 - 12.25美元/桶油当量 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度钻探、完井并投产7口井，包括西北 shelf的4口水平井和中央盆地平台的3口垂直井，均超初始预钻产量估计 [8] - 第一季度平均井成本比预算低约7%，提高了资本效率 [8] - 完成LimeRock CVP资产收购，4月产量平均超2500桶油当量/日，较估值时的估计增长9% [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 - 公司战略聚焦于在低油价和高油价环境下均能成功，注重最大化现金流生成，保留和收购具有浅降产、长寿命、低运营成本和高净回值的油井 [24] - 公司寻求收购和投资具有低盈亏平衡成本和优越经济效益的未钻探开发机会 [25] - 公司强调资本纪律，将资本分配到回报率最高的机会，并根据市场变化灵活调整 [26] - 公司计划利用第一、二季度新井的产量超预期以及现有和新收购资产的高产，减少2025年下半年的资本支出，仅实现约2%的年产量增长，以提高调整后自由现金流 [11] - 公司关注中央盆地平台和西北shelf资产，希望成为这些资产的整合者，但在低油价环境下，资产市场交易可能减少，需寻找合适资产 [56][57] - 公司扩大和增强地质科学部门能力，专注于中央盆地平台的有机增长，识别剩余机会并寻找收购机会 [61][62] - 公司通过LimeRock收购获得南部的新新兴油气藏，如Barnett和Woodford，虽目前竞争力不如现有投资，但在油价略高时将具有竞争力 [65][66] - 公司考虑在南部应用水平钻井技术，以提高资本效率 [67] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去五年石油价格波动幅度和频率增加，当前油价虽高于公司盈亏平衡要求，但行业多数企业依赖更高油价来维持生产水平 [24] - 公司的价值导向战略经22个报告期验证，能在不同油价环境下成功，未来将利用产量超预期和收购资产的优势减少资本支出、偿还债务，以应对低油价环境 [24][26] - 公司预计随着时间推移，中央盆地平台的资产将受到更多关注 [63] 其他重要信息 - 公司已在网站发布更新后的公司演示文稿 [3] - 公司在电话会议中作出前瞻性陈述，提醒投资者前瞻性陈述不保证未来业绩，实际结果可能与预测有重大差异 [4] - 电话会议涉及非GAAP财务指标，与GAAP最直接可比指标的调节包含在昨日的收益报告中 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在当前环境下将更多自由现金流用于偿还债务，是否有杠杆目标，达到目标后是否会开展资本项目以实现增长？ - 公司长期目标是将杠杆率控制在1以下，但在低油价环境下实现该目标更具挑战性，公司会采取措施降低杠杆率，因油价影响杠杆率计算，难以准确预测未来杠杆率 [30][31] 问题2: 公司下半年3800 - 5800万美元的资本支出预算是否考虑成本改善？若成本降低，节省的资金会用于完成更多项目还是用于偿还债务？ - 公司资本预算基于当前价格，近期已看到部分成本下降，如完井和压裂成本下降4% - 6%，若成本持续下降，节省的资金将全部用于偿还债务，而非增加项目，以展示公司战略的灵活性和偿债承诺 [34][37] 问题3: 银行确定RBL借款基数时，纳入LimeRock资产后，借款基数重新确定的情况如何？ - 公司对纳入LimeRock资产后的借款基数重新确定持乐观态度，但目前处于早期阶段，难以预测结果，不过公司选择的资产具有低降产、高净利息、高利润率和低运营成本等特点，使投资组合更具银行吸引力 [42][44] 问题4: 公司信用协议是否限制股票回购，是否有杠杆测试要求？ - 公司进行股票回购时，杠杆率需低于2，且借款需在总信用额度的80%以内，同时需满足过去12个月的可用自由现金流要求，这些要求属常见要求 [46][47] 问题5: 请描述中央盆地平台和西北shelf的活动状态和趋势？ - 市场情况复杂，Hillcorp去年夏天进入中央盆地平台进行大规模收购，支付了高额溢价，公司认为该地区有被忽视的常规油气资产，可通过现代技术开发并产生正回报 [54][55] - 在低油价环境下，除非企业有出售需求，否则资产市场交易可能减少，但公司认为低价是收购的好时机，将继续寻找合适资产 [57][58] - 公司预计中央盆地平台的资产将受到更多关注，会面临竞争，但不会支付过高价格 [59][60] - 公司扩大地质科学部门能力，专注该地区的有机增长，识别机会并寻找收购机会 [61][62] 问题6: 该地区下一波新资源潜力可能是什么，资本是否会跟进？ - 公司LimeRock收购获得的南部土地使公司接触到新新兴油气藏，如Barnett和Woodford，目前竞争力不如现有投资，但在油价略高时将具有竞争力 [65][66] - 公司在南部的收购区域目前以常规垂直井为主，考虑应用水平钻井技术提高资本效率，且其他运营商已在该领域进行探索 [66][67] 问题7: 该地区土地情况如何，特别是南部，浅部和深部权利情况，若发现成功趋势，获取土地是否困难？ - 获取土地有难度，由于行业过去十年专注于Midland和Delaware盆地的页岩油藏，许多深部油藏未被开发，可通过租赁获取 [73] - 公司收购的许多资产为旧租赁协议，不包含某些条款，且具有较高净回值，部分地区公司拥有较高的天然气和石油所有权 [75] - 公司通过广泛测绘识别机会并进行租赁，虽当前市场租赁活动减少，但公司不会停止租赁计划，以增加长期库存 [76][77]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度实现创纪录的100,900桶油当量/日的产量，处于季度指导范围的上限，产量中68%为石油，含NGL的液体占比78% [11] - 第一季度录得创纪录的3.63亿美元EBITDA，EBITDA净回值利润率约为每桶油当量40美元，在公共勘探与生产公司的净回值利润率中始终处于前四分之一 [12] - 第一季度资本支出为1.18亿美元，额外支出1000万美元用于封堵和弃置活动，预计全年封堵和弃置支出将增加 [12] - 第一季度实现创纪录的1.95亿美元自由现金流，董事会批准将股票回购授权增加至2亿美元，计划通过结构化、程序化方式执行，预计将年度自由现金流的50%用于股票回购，本季度回购230万股，花费2200万美元 [13] - 季度末现金余额约为200 - 300万美元，流动性提高至约9.6亿美元，杠杆率维持在0.8倍 [13][14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻探项目进展顺利，Sunspear发现井完井作业已成功完成，预计2025年第二季度末开始首次生产，与Talos运营的Prince平台连接，预计毛产量为8000 - 10000桶油当量/日，公司持有48%的工作权益 [14][15] - Katmai West 2井完井活动正在进行且接近完成，预计2025年第二季度末开始首次生产，产量将回流至Talos100%拥有和运营的Tarantula设施，公司持有Katmai油田50%的工作权益并担任作业者 [15][16] - 预计2025年第二季度末开始对高影响的中新世前景Daenerys进行钻探作业，预计钻井需要100 - 120天，结果预计在2025年第三季度中后期公布，公司持有30%的工作权益并担任作业者 [16] - 非运营的Ewing Bank 953发现和Monument项目按计划推进，Ewing Bank 953预计可采资源潜力约为1500 - 2500万桶油当量，预计生产流量为18000桶油当量/日，经济门槛约为每桶25美元，公司拥有33%的工作权益，预计2026年年中开始首次生产 [17] - Monument开发项目预计证实和可能的总储量约为1.15亿桶石油，预计2025年第四季度末开钻第一口井，2026年末开始首次生产，公司在Lower Wilcox趋势拥有重要的土地权益，3月将在Monument的工作权益从21.4%提高到略低于29.8% [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预算在2025年下半年具有灵活性，若油价进一步下跌可进行调整，即将开展的项目平均在约每桶35美元时具有经济可行性 [22] - 2025年资本支出指导维持在5 - 5.4亿美元，预计全年执行1 - 1.2亿美元的封堵和弃置及退役活动 [23][24] - 考虑到各种因素，预计2025年生产范围在18.5万桶油当量/日，其中约69%为石油，79%为液体，第二季度生产预计在18.8万桶油当量/日 [27][28] - 约42%的2025年预计石油产量（基于指导中点）以每桶超过72美元的价格进行了套期保值，截至4月30日，这些套期保值头寸的按市值计价价值为1.2亿美元 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进未来战略的制定，该计划围绕短期、中期和长期三个战略视角构建，以加强资产并进一步强化组织，预计在未来几周向市场公布完整计划 [10] - 公司致力于通过有纪律的资本分配和自由现金流生成实现运营和财务目标，平衡短期和长期投资，以实现生产、正自由现金流和强大的股东价值 [22] - 公司注重战略长期投资，培育可持续的资产基础，加强资产负债表以抓住机会，并向股东返还现金，董事会将股票回购授权增加至2亿美元，预计将年度自由现金流的50%用于股票回购 [31] - 公司将继续关注有机和无机增长机会，通过参与租赁销售和寻找增值机会来加强投资组合，同时考虑国内外的机会 [68][69] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对关键项目的经济可行性充满信心，尽管商品价格波动，但项目平均在约每桶35美元时具有经济可行性，公司有能力适应市场变化 [22] - 公司认为目前的套期保值头寸为现金流稳定提供了支持，即使油价处于每桶40美元低位，全年仍有望产生自由现金流 [28][29] - 公司致力于保持强大的资产负债表，为抓住当前低油价环境中的机会做好准备，同时通过提高效率和降低成本来提升竞争力 [30][31] 其他重要信息 - 公司在安全和环境保护方面持续关注，反映了员工对严格安全系统、主动维护和最高运营标准的承诺 [19] - 公司运营的钻井项目进展顺利，各项目团队密切协作，确保运营顺利进行并达到运营里程碑 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股票回购授权增加的部署时间和影响因素 - 计划立即生效，可在非禁售期执行 [36][37] 问题2: 下半年项目灵活性及非运营项目和资本预期的变化 - 公司预算有灵活性，约20%的年度资本支出预算可根据宏观情况调整，关键项目平均在约每桶35美元时具有经济可行性，将根据宏观发展情况决定是否推迟某些项目 [38][39] 问题3: 股票回购的计划性及50%自由现金流分配的预期 - 公司将平衡投资业务、维持强大资产负债表和向股东返还现金三个方面，根据公司和宏观情况决定返还比例，计划每年最多将50%的自由现金流用于股票回购 [44][45] 问题4: 公司合适的债务水平及债务减少的机会 - 公司认为保持杠杆率低于1很重要，目前对债务水平感到满意，若市场提供机会，会考虑减少债务，但不急于降低债务 [47][50][51] 问题5: 油价疲软下成本侧的通缩和钻机可用性 - 目前尚未看到成本大幅下降，但预计钻机市场下半年可能出现疲软，公司项目的盈亏平衡点在每桶30 - 40美元，有能力应对当前价格环境，未来可能会看到服务行业价格有所下降 [57][58][59] 问题6: 现金持有目标和潜在机会的规模 - 公司没有现金余额目标，将根据最佳价值部署现金，包括投资新的有机机会、向股东返还现金、回购债券或进行无机收购 [60][61] 问题7: LOE的情况及未来趋势 - 公司运营高效，第一季度运营成本处于每桶十几美元高位，预计当前的运营成本水平将持续，未来将在第二季度末推出更广泛战略框架时更新相关信息 [65][66] 问题8: 低油价环境下的并购机会 - 公司战略框架正在推进，将在第二季度末与市场分享，公司将继续寻找有机和无机的增值机会，包括在墨西哥湾内外的机会 [68][69] 问题9: 对明年生产有影响的活动及生产预期 - 明年的投资计划与目前水平相当，有多个项目正在推进，将在第二、三季度进一步规划，公司是液体丰富型公司，会寻找低盈亏平衡点的项目，不局限于石油或天然气 [74][75] 问题10: 对Pemex可能出售Zama权益的兴趣 - 公司对目前与Zama在墨西哥的合作关系感到满意，将继续推进该项目至潜在的投资决策 [76] 问题11: 无机增长机会的动态及回购计划的变化 - 公司将综合考虑所有机会的成本，不仅关注并购，还会从有机角度考虑早期租赁等机会，市场仍在演变，暂不做过多评论 [81] 问题12: 西维拉钻机的后续安排和合同情况 - 西维拉钻机的合同至第二季度末开始钻探Denares勘探井结束，之后可选择延长合同或签订新合同，在低商品周期可能有更好的机会锁定优惠的费率和服务成本 [82] 问题13: 生产指导中天气和意外停机的飓风相关情况及潜在上行空间 - 大部分与天气相关的因素集中在飓风、潜在的环流等，公司采取保守观点，根据过去几年的平均中断情况进行预测，不推测潜在上行空间，因为也可能有下行风险 [87][88] 问题14: Katmai West 2和Sunspear在指导中的情况及建模考虑 - 计划中已将这两口井的产量纳入指导范围，预计产量在指导范围内，但实际情况可能有差异，公司将根据生产情况进行更新 [94][95] 问题15: OCTG的采购情况及关税影响 - 公司大部分2025年及2026年所需的OCTG已采购，对关税的暴露最小 [97] 问题16: 公司对项目所有权权益的倾向 - 公司正在制定未来战略，将在第二季度末分享，会综合考虑风险回报，对于开发项目可能会持有较高的工作权益，对于前沿项目可能会与合作伙伴分担风险 [102][103] 问题17: 公司向国际市场拓展的想法 - 公司在制定战略时会考虑全球机会，深海是能源领域的优势细分市场，公司将寻找利用自身能力创造增量价值的机会，并在第二季度末分享战略结果 [106][107] 问题18: 公司强大的流动性是否吸引并购活动 - 公司不评论具体的并购讨论，但强大的流动性使其在战略上处于有利地位，可寻找创造价值的机会 [110][111] 问题19: 收购资产对机会集的影响 - 公司对过去两年的收购感到满意，这些收购增强了基础生产和投资组合，所获得的资产和团队持续产生的库存具有吸引力，且盈亏平衡点较低 [112][113]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度实现创纪录的1.009亿桶油当量/日的产量，处于季度指导范围的上限 [11] - 第一季度EBITDA达到3.63亿美元，EBITDA净回值利润率约为每桶油当量40美元，在公共勘探与生产公司的净回值利润率中始终排名前四分之一 [12] - 第一季度资本支出为1.18亿美元，额外支出1000万美元用于封堵和废弃活动，预计全年封堵和废弃支出将增加 [12] - 第一季度实现创纪录的1.95亿美元自由现金流 [13] - 董事会批准将股票回购授权增加至2亿美元，计划通过结构化、程序化的方式执行，预计将年度自由现金流的50%用于股票回购，本季度回购了230万股，花费约2200万美元 [13] - 季度末现金余额约为2 - 3亿美元，流动性提高至约9.6亿美元，杠杆率维持在0.8倍 [13][30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度产量中，石油占比68%，包括NGL桶在内，液体占比78% [12] - 2025年生产指导范围为1.85亿桶油当量/日，其中约69%预计为石油，79%为液体 [26] - 预计第二季度产量在1.88亿桶油当量/日之间 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 约42%的2025年预计石油产量（基于指导中点）以每桶超过72美元的价格进行了套期保值，截至4月30日，这些套期保值头寸的按市值计价价值为1.2亿美元 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进未来战略的制定，该计划围绕短期、中期和长期三个战略视角，以加强公司的强大资产并进一步巩固组织，预计将在未来几周内公布完整计划 [9][10] - 公司致力于通过有纪律的资本配置和自由现金流生成来实现运营和财务目标，在资本计划上有灵活性，以适应油价波动 [22] - 公司注重战略长期投资，培养可持续的资产基础，加强资产负债表以抓住机会，并向股东返还现金 [31] - 公司将继续关注有机和无机增长机会，包括参与租赁销售和寻找增值的并购机会 [68] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度的强劲业绩表明其持续专注于运营执行和稳定的自由现金流生成，尽管油价较低，但公司仍有信心实现运营和财务目标 [11][22] - 公司的关键项目在当前油价下具有经济可行性，平均盈亏平衡点约为每桶35美元，公司将根据宏观经济发展情况决定是否调整项目投资 [22][39] - 公司预计在当前低油价环境下仍能全年产生自由现金流，强大的套期保值头寸支持现金流稳定 [28][29] 其他重要信息 - 公司在钻井计划上取得实际进展，Sunspear发现井的完井作业已成功完成，预计2025年第二季度末开始首次生产，预计日产量为8000 - 10000桶油当量，公司持有48%的工作权益 [14][15] - Katmai West 2井的完井活动正在进行中，预计2025年第二季度末开始首次生产，产量将回流至公司100%拥有和运营的Tarantula设施，公司持有Katmai油田50%的工作权益并担任作业者 [15][16] - 预计2025年第二季度末开始对高影响的中新世前景Daenerys进行钻井作业，预计需要100 - 120天完成钻井，结果预计在2025年第三季度中期至晚期公布，公司持有30%的工作权益并担任作业者 [16] - 非运营的Ewing Bank 953发现井和Monument开发项目按计划推进，Ewing Bank 953预计可采资源潜力约为1500 - 2500万桶油当量，预计日产量为18000桶油当量，公司拥有33%的工作权益，预计2026年年中开始首次生产 [17] - Monument开发项目预计证实和可能的总储量约为1.15亿桶油，预计2025年第四季度末开钻第一口井，2026年末开始首次生产，公司在Lower Wilcox趋势拥有重要的土地权益，3月将在Monument的工作权益从21.4%增加到略低于29.8% [18][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股票回购授权增加的部署时间和影响因素 - 计划立即生效，公司可在非禁售期执行 [37][38] 问题2: 下半年资本计划的灵活性及对非运营项目和资本预期的影响 - 公司2025年剩余时间和2026年的项目组合强劲，项目平均盈亏平衡点约为每桶35美元，资本支出预算有20%的灵活性，将根据宏观经济发展情况决定是否推迟某些项目 [39][40] 问题3: “程序化”股票回购的含义及在当前股价范围内的分配预期 - 公司将平衡投资业务、维持强大资产负债表和向股东返还现金三个方面，根据公司情况和宏观经济环境决定将自由现金流的一定比例（最高50%）用于股票回购 [46][47] 问题4: 公司合适的债务水平及是否会抓住机会减少债务 - 公司认为保持杠杆率低于1倍很重要，目前对债务水平感到满意，但如果市场提供机会，会考虑减少债务 [49][50] 问题5: 油价疲软是否带来成本下降或钻机可用性增加 - 目前尚未看到成本大幅下降，但预计下半年钻机市场可能会出现一些疲软，公司项目的盈亏平衡点在30 - 40美元/桶，有能力应对当前价格环境 [57][58] 问题6: 公司是否有现金持有目标及潜在机会的规模 - 公司没有设定现金余额目标，将根据最佳现金部署方式，考虑投资新的有机机会、向股东返还现金、回购债券或进行并购等 [60] 问题7: LOE（运营成本）的情况及未来趋势 - 公司运营组织高效，第一季度运营成本处于高位十几美元/桶，预计当前的运营成本水平将持续，未来会在第二季度末推出更广泛的战略框架时更新相关信息 [65][66] 问题8: 在当前宏观环境下对并购的看法 - 公司正在制定的战略框架进展顺利，将在第二季度末与市场分享，公司将继续寻找有机和无机增长的增值机会，包括在墨西哥湾内外的机会 [68][69] 问题9: 对明年生产有影响的活动及是否会调整项目以增加天然气产量 - 公司明年的投资计划与目前水平相当，有多个项目正在推进，部分项目处于勘探向开发阶段过渡，公司会寻找低盈亏平衡点的项目，不局限于石油或天然气 [73][75] 问题10: 是否对Pemex可能出售Zama项目部分权益并放弃作业权感兴趣 - 公司对目前与Zama项目的合作关系感到满意，将继续推进该项目至今年晚些时候的潜在投资决策 [76] 问题11: 当前宏观环境对海上无机增长机会的影响及股票回购计划的变化 - 公司将综合考虑所有机会，包括有机和无机机会，目前市场正在演变，暂不做过多评论 [80] 问题12: West Vella钻机的后续安排和合同情况 - 公司与West Vella钻机的合同至Daenerys勘探井钻探结束，之后可选择延长合同或签订新合同，在低油价周期可能有更好的机会锁定优惠费率和服务成本 [82] 问题13: 生产指导中天气和意外停机的影响及飓风季节的潜在上行空间 - 大部分天气相关的影响与飓风、潜在环流等有关，公司采取保守态度，根据过去几年的平均中断情况进行预测，不推测潜在上行空间，因为也可能有下行风险 [85][86] 问题14: Katmai West 2和Sunspear的产量在指导中的体现及建模考虑 - 公司在计划中已将这两口井的产量纳入指导范围的中点，实际产量可能高于或低于预期，公司将根据实际情况更新信息 [93][94] 问题15: OCTG（油井套管和油管）的预购情况及关税影响 - 公司大部分2025年和2026年所需的OCTG已购买，对关税的暴露最小 [96] 问题16: 公司对项目所有权权益的倾向 - 公司正在制定的未来战略进展顺利，将在第二季度末分享，对于开发项目或利用现有资产基础设施的项目，公司可能会持有较高的工作权益，而对于前沿项目，会与合作伙伴分担风险 [101][102] 问题17: 公司是否有兴趣拓展国际业务 - 公司正在制定的战略将考虑全球机会，包括利用公司能力在全球盆地创造增值机会，将在第二季度末分享战略成果 [105][106] 问题18: 公司的强大流动性是否吸引了并购活动或合作机会 - 公司不评论具体的并购讨论，但强大的流动性使其处于有利的战略地位，可寻找创造价值的机会 [109][110] 问题19: 对Envin和Quarter North资产的审查如何影响公司的机会集 - 公司对过去两年的收购感到满意，这些资产增强了公司的基础生产和投资组合，解锁了一些项目的上行潜力 [111][112]

业绩总结 - 2025年预计自由现金流为21亿美元，同比增长69%[23] - 2025年第一季度实现自由现金流6.63亿美元，超出油气产量和资本支出指导的中点[20] - 2025年公司经调整的Pro Forma净收入为1493百万美元，较2024年的1401百万美元增长6.5%[146] - 2025年公司经调整的Pro Forma EBITDAX为4663百万美元，较2024年的4261百万美元增长9.4%[146] - 2025年第一季度的EBITDAX为3,821百万美元，2024年EBITDAX为3,414百万美元[142] 资本支出与投资回报 - 2025年资本支出范围降低至20亿至23亿美元，较之前指导减少1亿美元[20] - 预计2025年将有约140亿美元的资本支出机会，约45%的资本支出预计产生2.0倍或更高的投资回报[37] - 2025年计划将自由现金流用于基础股息、偿还750百万美元的定期贷款和机会性股票回购[35] - 2025年资本支出中，Permian地区的钻探和完工费用约为14.5亿美元，Anadarko地区约为2.3亿美元，Marcellus地区约为3亿美元[26][27] 生产与销售数据 - 2025年油气总产量指导为720-770 mboed，其中油产量为155-165 mbod，天然气产量为2725-2875 mmcfd[23] - 2025年总生产指导范围为710至770 mboed，天然气指导范围为2675至2875 mmcfd[125] - 2025年Coterra的整体生产中，天然气占68%，石油占19%，NGL占13%[92] - 2025年剩余天然气销量约50%已对冲，油品销量超过40%已对冲[120] 成本与费用 - 2024年实际费用为266美元/boe，2025年指导费用为305美元/boe，预计2025年实际费用为360美元/boe[129] - 2025年预计天然气销售市场的价格实现范围为87%至100%[118] - 2025年公司的Pro Forma折旧、耗竭和摊销费用为2240百万美元，较2024年的2197百万美元增长1.9%[146] 债务与现金流 - 2025年总债务为4,280百万美元，2024年总债务为3,535百万美元[142] - 2025年净债务为4,094百万美元，较2024年的1,497百万美元显著增加[146] - 2025年现金流来自经营活动为1,144百万美元，2024年现金流来自经营活动为2,795百万美元[136] - 2025年第一季度的可支配现金流为1,135百万美元，2024年可支配现金流为2,968百万美元[136] 未来展望 - 2025年计划的股息为每股0.68美元，年化股息为每股0.88美元，同比增长5%[35] - 2025年WTI油价假设为每桶71美元，Henry Hub天然气价格假设为每百万英热单位4.22美元[125] - 预计2025年现金税率为20%-25%[129] 环境与可持续发展 - 2024年预计使用89%的回收水进行完井作业，比2023年增加3%[113] - 2023年公司已退出高压常规燃气焚烧，减少了130个高压焚烧源[106] - 2023年公司中游压缩机电气化比例约为30%，预计2024年再增加6台，总数达到22台，年可减少超过40万吨CO2e的Scope 1排放[106]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度公司报告收益35亿美元，即每股2美元；调整后收益38亿美元，即每股2.18美元，本季度特殊项目总计1.75亿美元，法律和税收费用部分被赫斯股票的公允价值计量所抵消，外汇影响使收益减少1.38亿美元 [11] - 有机资本支出35亿美元，为两年来最低季度总额；无机资本支出约4亿美元，主要与电力解决方案合作伙伴关系的投资有关 [11] - 公司运营现金流76亿美元（不包括营运资金），预计今年剩余时间营运资金将减少10亿美元；本季度发行新的长期债务55亿美元，收购赫斯股份预计在交易完成时减少约1600万股雪佛龙发行的股份 [12] - 与上一季度相比，调整后收益增加2亿美元；调整后上游收益与上季度持平，下游收益因炼油利润率提高、检修和维护减少而增加 [13] - 公司净负债率为14%，远低于20% - 25%的目标范围 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度石油当量产量与上季度持平，TCO未来增长项目和美国海湾地区近期项目投产抵消了资产出售的影响 [13] - 预计二季度二叠纪盆地的产量将恢复增长，达到每天100万桶的持续水平，压裂活动将增加 [14] - 公司预计2026年重大项目投产和重大里程碑实现，以及成本降低计划完成，将带来90亿美元的增量自由现金流增长 [15][37] 各个市场数据和关键指标变化 - 加利福尼亚炼油市场，竞争对手关闭炼油厂，公司认为该州政策使投资困难，消费者成本高于其他地区，燃料供应可能收紧 [26] - 化工业务处于周期低谷，市场需要时间消化新增产能，预计还需几年才能回到中期周期 [64] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司收购近5%的赫斯普通股，预计未来几个月完成合并 [7] - 2025年资本支出和附属资本支出预算较去年减少20亿美元，目标是到明年年底实现20 - 30亿美元的结构性成本节约 [8] - 公司专注执行以释放行业领先的现金流增长，TCO达到铭牌产能，预计现金分配将增加；美国海湾地区Ballymore本月实现首油，预计2026年将使产量增至每天30万桶油当量 [9] - 公司扩大帕萨迪纳炼油厂，加强墨西哥湾沿岸价值链；资产出售计划取得进展，东德克萨斯天然气资产保留未来增值空间 [10] - 公司宣布高级领导层任命和运营模式变更，以提高执行效率；自去年初以来增加超过1100万净勘探英亩，推进千兆瓦级电力解决方案项目，参与阿根廷管道项目以增加出口能力 [10] - 公司在二叠纪盆地的开发计划主要集中在特拉华地区，预计2025年类型曲线与去年相似，油切率预计保持在43% - 45% [53][54] - 公司对东地中海地区的投资感到兴奋，塞浦路斯阿芙罗狄蒂气田已达成开发计划，一期将建设浮式生产装置，日产约8亿立方英尺天然气，已进入预前端工程设计阶段 [59][60] - 公司看好化工业务的长期基本面，CPChem是优秀的合作伙伴，有两个增长项目正在进行中，公司已告知合作伙伴有意以合理价格收购另一半股份 [64][65] - 公司在电力业务方面积极与潜在客户沟通，筛选潜在地点，计划在年底前做出最终投资决策，确保项目有竞争力的回报 [93][94] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期宏观不确定性凸显成本和资本纪律的重要性，公司有应对不确定性和商品周期的经验，财务优先事项明确，有能力在任何环境中取胜 [7][8] - 公司通过股息和回购向股东返还现金已连续12个季度超过50亿美元，第一季度返还69亿美元，将继续通过周期回报股东 [6][7] - 公司预计二季度股票回购将在25 - 30亿美元之间，回购指导范围100 - 200亿美元保持不变 [15][16] 其他重要信息 - 公司在TCO项目调试和启动表现出色，不到30天达到铭牌产能，未来将继续进行设备性能测试和工艺优化 [20][21] - 公司与哈萨克斯坦总统就TCO项目未来进行讨论，双方有意就特许权延期进行谈判 [22] - 公司在委内瑞拉的业务因制裁变化，无法向美国运送石油，但石油仍流向其他市场，当前许可证将于5月27日到期，公司正与政府沟通延期事宜 [43][44] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 请介绍TCO项目的启动情况、特许权延期讨论以及产量和减产风险 - TCO未来增长项目调试和启动表现出色，不到30天达到铭牌产能，这得益于调试阶段的设备测试、借鉴以往项目经验和引入有经验的操作人员；公司与哈萨克斯坦总统讨论了特许权延期，双方有意谈判，但谈判复杂需时间；TCO生产的石油对政府财政平衡重要，历史上未被削减产量 [20][21][45] 问题: 加利福尼亚炼油市场竞争对手关闭炼油厂，公司如何看待自身地位 - 公司在加州有两家规模大、复杂度高的炼油厂，有强大的综合价值链和品牌；该州政策使投资困难，消费者成本高，燃料供应可能收紧；目前公司炼油厂暂无相关公告 [26][27][28] 问题: 如何平衡股票回购和资产负债表，以及在油价60美元或更低时的现金生成情况 - 公司长期财务优先事项为增长股息、投资业务、保持资产负债表强劲和进行股票回购；股票回购指导范围100 - 200亿美元基于外部环境，市场变化时仍在该范围内；目前回购速度高于历史水平；公司预计在70美元油价时实现100亿美元的增量自由现金流增长，60美元时为90亿美元 [32][34][37] 问题: 委内瑞拉业务的实际变化以及与哈萨克斯坦总统会面时是否考虑减产以符合配额 - 委内瑞拉业务因制裁变化，无法向美国运送石油，但石油仍流向其他市场，当前许可证将于5月27日到期，公司正与政府沟通延期；与哈萨克斯坦总统会面未讨论OPEC+目标，TCO生产的石油对政府重要，历史上未被削减产量 [43][44][45] 问题: 美国海湾地区Ballymore项目达到每天30万桶产量的后续步骤及可能的障碍 - Ballymore项目有高产油井，预计三口井日产2.5万桶，目前两口井已上线并增产，第三口井今年晚些时候上线；项目按时、按预算执行，温度较高；该地区天气可能是风险，但项目执行情况良好 [48][49][50] 问题: 二叠纪盆地2024年特拉华盆地油井表现改善的驱动因素及对2025年计划的影响 - 2024年约80%的开发计划在特拉华地区，新墨西哥州第二骨泉层和德州部分地区表现出色；预计2025年类型曲线与去年相似，大部分计划仍在特拉华地区；目前油切率在43% - 45%，预计到本十年末保持稳定；今年新墨西哥州将有更多高产油井 [52][53][55] 问题: 塞浦路斯天然气项目的时间表、下一步计划和项目规模 - 公司对东地中海地区投资感到兴奋，塞浦路斯阿芙罗狄蒂气田已达成开发计划，一期将建设浮式生产装置，日产约8亿立方英尺天然气，已进入预前端工程设计阶段，需完成商业工作和确保有竞争力的回报后才能做出最终投资决策 [59][60][61] 问题: 如何看待CPChem业务以及是否有意增持股份 - 公司看好化工业务的长期基本面，CPChem是优秀的合作伙伴，有两个增长项目正在进行中；公司已告知合作伙伴有意以合理价格收购另一半股份 [64][65] 问题: 二叠纪盆地非运营和特许权方面的情况以及对公司产量平台的影响 - 目前未看到合作伙伴有减产行动，四分之三的产量来自大型上市公司，大部分生产在盆地核心低盈亏平衡点区域；非运营合资企业的大部分油井已开钻，特许权方面也有部分油井在执行中；目前各方按计划进行 [69][70][71] 问题: 对雷莫公司现金流预期变化的原因 - 主要是TCO项目启动和提前增产导致折旧、损耗和摊销更新，以及CPChem利润率展望更新；全年附属股息指导不变 [76][77] 问题: 在油价50美元的情况下，公司的弹性、基本线率或维持资本支出的变化，以及现金流和资本支出承诺的考虑 - 公司目前投资组合中低下降率资产占比增加，资本效率提高，近年来以较低资本预算实现增长；资本预算灵活性高，可根据需要调整；目前未做决策，但有能力应对 [80][81][83] 问题: 美国海湾地区未来前景、古近系或棕地回接项目的乐观程度，以及深水与页岩的成本结构和盈亏平衡点比较 - 近期将专注于加密和阶段开发，对现有项目进行后续阶段开发；勘探组合80%在现有枢纽回接范围内，注重开发棕地项目；深水开发盈亏平衡点大幅下降，目前具有竞争力，公司拥有行业最佳投资组合之一 [86][87][89] 问题: 电力业务的客户沟通情况、支出趋势以及如何应对通胀压力 - 公司积极与潜在客户沟通，需求强劲，正在筛选潜在地点，计划在年底前做出最终投资决策；已确保涡轮机定价，会关注其他建设成本和市场需求、关税等因素，保持项目有竞争力的回报 [93][94][95] 问题: 在油价疲软时，考虑调整二叠纪盆地等短周期投资的参数或市场条件 - 公司已考虑不同市场情景和业务状况，确定了可采取的行动；目前贸易和关税情况动态变化，OPEC变化较新，需观察；公司准备充分，有应对经验和多种手段 [101][102][103] 问题: 帕萨迪纳炼油厂扩建项目的运行情况和对墨西哥湾沿岸系统的好处 - 项目已完成并上线，本季度稳定运行，日原油进料约11万桶，正在学习优化高进料率运行；可处理更多二叠纪自有原油，提高出口市场全价值链利润率；能为墨西哥湾沿岸客户提供更多产品，与帕斯卡古拉炼油厂有显著协同效应，提高灵活性和利润率 [108][109][110] 问题: 股票回购指导范围较宽，如何看待今年剩余时间的回购节奏，以及赫斯收购后回购情况 - 公司没有固定公式，旨在通过周期保持稳定，避免市场波动带来的不确定性；回购指导范围100 - 200亿美元已持续两年多，执行与市场条件一致；目前二季度指导范围25 - 30亿美元，按此推算仍在年度范围内，是强劲的回购计划 [115][116][118] 问题: 关税情况对资本支出或项目的影响，以及控制成本的措施 - 公司直接暴露于关税的风险相对有限，能源基本免征关税，80%的第三方支出用于服务，20%的商品支出大多本地或区域采购；预计页岩油井成本受影响1%，公司与供应商密切合作，从多个地点采购，影响可控 [120][121][122]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净利润为16亿美元，自由现金流为13亿美元，调整后每股收益为2.87美元，调整后每股现金流为5.9美元 [7][16] - 截至目前，公司已连续九个季度回购近5亿美元股票，使流通股数量减少7% [16] - 公司优化2025年计划，减少2亿美元资本投资，预计在西德克萨斯中质原油（WTI）价格为65美元、亨利枢纽天然气价格为3.75美元时，产生40亿美元自由现金流 [17] - 第一季度末现金余额为66亿美元，长期债务为47亿美元，4月用手头现金偿还了5亿美元债务到期款项 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第一季度石油产量表现出色，全年计划保持第一季度的石油产量水平，预计实现约2%的同比增长 [10] - 2025年资本支出计划调整为60亿美元，资本基本在上下半年平均分配，第二季度资本支出达到峰值，第三季度略有下降 [20] 天然气业务 - 2025年计划实现约12%的同比增长，预计到本十年末，天然气需求将实现4% - 6%的复合年增长率 [11][12] - 南德克萨斯州的多拉多（Dorado）气田是北美成本最低的干气产区，直接盈亏平衡价格约为每千立方英尺1.4美元 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度全球石油需求强劲，美国供应增长放缓，库存水平低于五年区间，对石油和天然气的中长期前景有利 [10] - 天然气方面，冬季寒冷开局和液化天然气（LNG）原料气增加，加上供应反应平淡，目前库存水平接近五年平均水平，公司认为2025年是北美天然气需求的转折点 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化2025年资本投资，在保持石油产量的同时，提高自由现金流，增强股东回报 [10] - 积极开展有机勘探项目，通过降低井成本、提高生产率和进行战略收购，扩大现有资产的库存 [12] - 国际业务上，在特立尼达发现石油，计划于2025年下半年在巴林开始钻探陆上非常规致密气砂岩 prospect [13] - 公司凭借多元化的多盆地投资组合、低成本结构、强大的资产负债表和运营执行能力，在行业中具有竞争优势 [9][18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为石油和天然气在长期可靠低成本能源需求中将发挥重要作用，但近期关税讨论导致石油需求预期受到影响，价格有所疲软，预计随着关税透明度提高和谈判推进，市场将回归基本面，价格将企稳 [10][11] - 公司对天然气的长期前景持乐观态度，认为2025年是北美天然气需求的转折点，有望实现持续增长 [11][12] 其他重要信息 - 公司更新了可持续发展目标，计划到2030年将温室气体排放强度较2019年基准水平降低25%，并在2025 - 2030年将甲烷排放保持在0.2%或更低水平 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司减少资本支出的决策原因及进一步削减资本支出的条件 - 公司减少资本支出是出于资本纪律，旨在保护股东回报和自由现金流，而非当前价格下再投资经济状况恶化。公司更注重回报和现金流，而非短期产量增长。未来是否进一步削减资本支出将根据宏观环境变化，平衡短期自由现金流和长期投资机会 [34][35] 问题2: 在更具挑战性的宏观环境下的现金回报策略 - 公司现金回报策略不变，强大的资产负债表使其能够在短期内将超过100%的自由现金流返还给股东，预计未来仍将通过股票回购进行现金返还 [37][38] 问题3: 削减资本支出与三年累计自由现金流目标的关系及未来资本灵活性领域 - 三年累计自由现金流情景并非严格指导，但方向上仍准确。此次削减资本支出是为保护股东价值和回报，使计划更具资本效率。未来资本灵活性可能来自于一些遗留资产，但公司会平衡短期现金流和长期投资，避免大幅削减导致产量下降 [40][43][47] 问题4: 收购目标机会和特立尼达业务未来规模及多元化目标 - 公司认为股票回购和并购并非相互排斥，会根据创造股东价值的最优方式进行决策。第一季度既进行了股票回购，也完成了小型战略收购。特立尼达业务有稳定投资和边际扩张，由于有合作伙伴，净影响通常小于陆上业务，其回报与公司投资组合具有竞争力 [54][55][57] 问题5: 在持续疲软的石油市场和坚挺的天然气市场下的资本分配策略 - 公司对天然气长期前景乐观，但不会单纯追逐库存水平或商品价格。发展多拉多气田的重点是保持低成本结构和适当的投资节奏，目前对该资产的投资与天然气外输能力相匹配，不会过度激进投资 [62][63][64] 问题6: 2026 - 2027年井成本趋势 - 由于关税的不确定性，目前难以准确判断2026 - 2027年井成本趋势。但公司认为2025年井成本不会受关税影响，预计仍将实现低个位数百分比的下降，主要由可持续的效率提升驱动。公司会关注市场变化，寻找降低井成本的机会 [67][68][69] 问题7: 多拉多气田与核心油区的回报比较及削减资本支出的时间和对2026年的影响 - 在4美元/千立方英尺的天然气价格下，多拉多气田是有吸引力的投资，但公司会确保投资回报率。在55美元/桶的油价下，公司的油区也有有竞争力的回报。公司评估资产价值时会综合考虑多种指标。削减的2亿美元资本支出主要在下半年，主要减少了特拉华盆地和鹰福特地区的活动，新兴产区（尤蒂卡和多拉多）活动不变。公司预计2026年有较大灵活性，具体计划将根据宏观环境而定 [72][73][77] 问题8: 在长期低油价环境下的服务价格看法和服务合同结构 - 难以确定服务价格下降的具体界限，但公司会关注市场变化，与供应商合作并重新招标，以利用价格下降机会。公司的服务合同具有较大灵活性，能够根据需要调整活动水平 [83][84] 问题9: 未来对LNG市场和国内市场的天然气暴露量规划 - 公司已提前布局天然气销售协议，将天然气销售到海外并接触多种定价机制。未来将继续采取反周期策略，寻找有利的合同谈判机会，重点是将天然气输送到海外并接触多元化的定价指数 [85][86][87] 问题10: 特立尼达的额外石油机会和勘探计划中的其他石油目标 - 特立尼达主要是天然气产区，但此次发现的油井在勘探前就有石油目标的预期。公司将利用先进的地震工具继续寻找石油和天然气机会，凭借在当地的浅海专业知识和合作关系，认为有很大的增长潜力 [90][91][92] 问题11: 第一季度运营成本超预期的原因及进一步降低运营成本的可能性 - 第一季度运营成本超预期主要是由于租赁经营成本（LOE）方面的工作量减少、维护费用降低，以及综合管理费用（G&A）方面的总部福利和员工相关成本减少。公司认为仍有降低运营成本的空间，将继续优化和提高效率 [93][94][96] 问题12: 南德克萨斯鹰福特地区战略收购的情况和意义 - 此次收购是公司在鹰福特地区的一次重要战略举措，收购的3万英亩土地是该地区最大的未开发核心区域，与公司现有资产具有协同效应，能够立即参与资本竞争。该地块适合长水平井开发，增加了钻井位置和可延长的井数，具有较高的净收入权益。虽然有少量现有产量，但需要进行设施升级，预计不会对公司计划产生重大影响 [99][100][102] 问题13: 从2020年下行周期经验中吸取的教训及对未来的启示 - 公司从2020年经验中学到要保护自由现金流和股东回报，坚持资本纪律。同时，公司利用下行周期进行了一些战略收购和投资，为未来发展奠定了基础。公司通过建立低成本结构、灵活的合同安排和强大的资产负债表，为应对未来下行周期做好准备 [106][107][109] 问题14: 特立尼达油井发现的情况、迈向最终投资决策（FID）的步骤和产量预期 - 目前该油井发现的125英尺含油砂岩情况仍处于早期阶段，公司正在完善储层模型，评估最终规模，并由运营团队确定设施规模、平台规格和完井生产设计。经济评估表明该项目值得设置平台，下一步将与合作伙伴进行最终决策。目前产量预期尚不确定 [111][112][113] 问题15: 鹰福特地区类似收购机会的可能性 - 公司一直在寻找战略收购机会，但此类机会需要在回报和其他指标上与现有投资组合竞争。此次收购的地块非常优质且未开发，未来不太可能有类似规模和未开发程度的收购项目 [115][116]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净利润为16亿美元，自由现金流为13亿美元，向股东返还13亿美元，其中包括超5亿美元的可持续定期股息和近8亿美元的股票回购 [6][14] - 截至目前，公司已连续九个季度回购近50亿美元股票，使流通股数量减少7% [14] - 优化2025年计划，减少2亿美元资本投资，预计在西德克萨斯中质原油（WTI）价格为65美元、亨利枢纽天然气价格为3.75美元时，产生40亿美元自由现金流 [15] - 第一季度末现金余额为66亿美元，长期债务为47亿美元，4月用手头现金偿还5亿美元债务到期，并完成鹰福特地区2.75亿美元的附带收购 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第一季度石油产量表现出色，全年计划保持第一季度的石油产量水平，预计实现约2%的同比增长 [8][19] 天然气业务 - 2025年计划在指导中点实现约12%的同比增长，预计到本十年末，天然气需求将实现4% - 6%的复合年增长率 [10][11] 多盆地业务 - 多盆地组合表现优异，拥有超100亿桶油当量的优质资源，为长期可持续增长和价值创造奠定基础 [7] 鹰福特资产 - 增加战略附带收购，约3万净英亩，是鹰福特地区最大的未开发核心地块，将立即参与资本竞争，今年开始钻探作业 [21][22] 特拉华盆地 - 贾纳斯天然气处理厂已投入使用，完成第二个战略基础设施项目 [22] 多拉多资产 - 南德克萨斯州多拉多干气资产生产率提高，每英尺井的生产率提高10%，被认为是北美成本最低的干气产区，直接盈亏平衡价格约为每千立方英尺1.4美元 [20][21] 特立尼达资产 - 宣布在特立尼达资产发现石油，继续创造显著股东价值，目前正推进项目至最终投资决策 [12][24] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度全球石油需求强劲，美国供应增长放缓，库存水平低于五年区间，对石油和天然气的中长期前景有利 [8][9] - 天然气方面，冬季寒冷开局和液化天然气（LNG）原料增加，供应反应平淡，当前库存水平接近五年平均水平，预计北美需求将迎来转折点 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过专注高回报投资、优化短期和长期自由现金流、保持良好资产负债表和稳定股息，实现可持续价值创造，在行业周期中脱颖而出 [13] - 优化2025年资本投资，减少2亿美元，以保护股东回报和支持更高的自由现金流生成，同时维持石油产量水平并实现增长 [8][15] - 积极开展有机勘探计划，通过降低井成本、提高生产率和进行附带收购，扩大现有资产的库存 [11] - 国际上，准备在2025年下半年进入巴林，开始钻探陆上非常规致密气砂岩 prospect [12] - 利用技术实时决策，持续提高效率、降低成本和提高利润率，确保长期稳定的回报和自由现金流生成 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2025年开局出色，多盆地组合表现优异，有望在今年取得更大成功 [5] - 尽管近期关税讨论对全球石油需求有潜在影响，导致价格疲软，但预计市场将回归基本面，价格将企稳 [8][10] - 对石油和天然气在长期可靠低成本能源需求中的重要作用持积极态度，天然气需求预计将在未来实现增长 [10][11] - 公司凭借强大的财务状况、低成本结构和多高回报投资的灵活性，能够应对行业周期 [7] 其他重要信息 - 公司更新可持续发展目标，计划到2030年将温室气体排放强度率从2019年基准水平降低25%，并在2025 - 2030年将甲烷排放维持在0.2%或更低 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司减少资本支出的决策原因及进一步减少资本支出的条件 - 公司减少资本支出并非因为当前价格下再投资的经济状况恶化，而是出于资本纪律，以保护股东回报和自由现金流，在短期内可能供应过剩的市场中，更注重回报和自由现金流的生成 [31][32] 问题2: 在更具挑战性的宏观环境下的现金返还策略 - 公司的现金返还策略保持不变，强大的资产负债表使其能够在短期内将超过100%的自由现金流返还给股东，预计未来的现金返还仍将通过股票回购计划进行 [35][36] 问题3: 削减资本支出与三年累计自由现金流目标的关系及未来资本灵活性的领域 - 三年情景并非严格的指导，当前削减资本支出是为了保护股东价值和回报，优化计划以提高资本效率和保护自由现金流 [39][40] - 目前难以确定未来资本灵活性的具体领域，需根据具体环境进行平衡，既要优化短期自由现金流，又要投资新兴资产和勘探以推动长期自由现金流的生成 [44][45] 问题4: 收购目标的机会和特立尼达业务的未来规模及多元化目标 - 公司认为股票回购和并购并非相互排斥，会根据创造股东价值的最优方式进行决策，第一季度既进行了大量股票回购，也完成了一次附带收购 [50][52] - 特立尼达业务有持续的投资和利润增长，由于有合作伙伴，净影响通常小于陆上业务，其回报与公司投资组合具有竞争力，长期的当地业务经验和专业知识为其带来持续机会 [54][55] 问题5: 在持续疲软的石油市场和坚挺的天然气市场下的资本分配策略 - 公司对天然气的长期前景持乐观态度，但不会单纯追逐库存水平或商品价格，会保持多拉多资产的投资节奏，以维持低成本结构和价值创造 [58][59] 问题6: 2026 - 2027年井成本趋势 - 由于关税的不确定性，目前难以准确预测2026 - 2027年的井成本趋势，但公司对今年的井成本情况有信心，预计受可持续效率提升的推动，仍将实现低个位数百分比的下降 [63][64] 问题7: 多拉多资产与核心石油资产的回报比较 - 在4美元/千立方英尺的天然气价格下，多拉多资产是有吸引力的投资，但公司会确保在价格回调时仍能保持高回报率，在55美元/桶的油价下，公司的石油资产也有有竞争力的回报，公司评估资产价值时会综合考虑多种指标 [69][70] 问题8: 削减资本支出的时间分布及对2026年生产和关税的影响 - 大部分2亿美元的资本支出削减将在今年下半年进行，主要集中在特拉华盆地和鹰福特地区，同时保持新兴资产（尤蒂卡和多拉多）的活动水平 [73][74] - 公司的计划已进行优化，为2026年提供了灵活性，目前预计不会对资本效率或执行能力产生影响，需根据宏观环境进一步评估 [76] 问题9: 在长期低油价环境下的服务价格观点和服务合同结构 - 难以确定服务价格下降的具体界限，公司会密切关注市场变化，与供应商合作并重新招标，以利用价格下降的机会，公司的服务合同具有很大的灵活性 [78][79] 问题10: 对LNG市场和国内市场的暴露程度的考虑 - 公司在天然气销售协议方面处于领先地位，将继续寻求机会签订有利的合同，重点是将天然气输送到海外市场，并使自己暴露于多样化的定价指数，以利用全球套利机会 [80][82] 问题11: 特立尼达的额外石油机会和勘探计划中的其他石油目标 - 公司在特立尼达的Barrel prospect勘探前就预计有石油目标的潜力，会继续寻找类似机会，凭借当地的专业知识和合作关系，认为有很大的上行空间 [84][85] 问题12: 第一季度运营支出（OpEx）超预期的原因及进一步降低OpEx的可能性 - 第一季度运营支出超预期主要是由于租赁经营费用（LOE）方面的产量超预期和较低的修井费用，以及综合生产和运输（GP & T）方面的一些预期成本变化和潜在的燃料节省，一般和行政费用（G & A）方面的总部福利和员工相关成本减少 [88][89][90] - 公司认为仍有很大的空间进一步降低运营支出，团队正在努力优化和提高效率 [87] 问题13: 鹰福特附带收购的情况和未来类似交易的可能性 - 鹰福特附带收购是一笔很好的交易，该地块是最大的未开发核心鹰福特地块，与公司现有投资组合具有竞争力，今年将进行钻探作业，交易增加了低成本资源和长期价值 [93][94][96] - 公司会一直寻找附带收购机会，但预计未来不会有像这次这么大规模和未开发的交易 [106][107] 问题14: 特立尼达Barrel发现的情况、迈向最终投资决策（FID）的主要步骤和产量预期 - 目前处于早期阶段，发现了约125英尺的连续含油砂层，公司正在完善储层模型，运营团队正在进行设施规模、平台规格和完井生产设计等决策，与合作伙伴协商以达成最终投资决策 [103][104] 问题15: 回顾2020年下行周期的经验对未来的启示 - 公司通过建立低成本结构、灵活的合同安排、强大的资产负债表和现金储备，为应对下行周期做好了准备，关键是保护自由现金流、向股东返还现金和坚持资本纪律，同时寻找反周期机会 [98][99][100]

业绩总结 - 2025年第一季度调整后净收入为16亿美元，调整后每股收益为2.87美元，调整后现金流每股收益为5.09美元[8] - 自由现金流为13亿美元，已向股东返还13亿美元，包括支付5亿美元的常规股息和8亿美元的股票回购[9] - 预计2025年自由现金流将达到40亿美元，基于65美元WTI和3.75美元HH的假设[14] - 2024年自由现金流为56亿美元，2023年为54亿美元，2022年为44亿美元[74] - 2024-2026年累计自由现金流预期为120亿至220亿美元，年均回报资本率（ROCE）预期为20%-30%[78] 用户数据与市场表现 - 2025年油气产量预计增长5%，油产量增长2%[18] - 2024年总生产量为389百万桶油当量，全部开发成本为每桶6.68美元[92] - 每增加1美元的原油价格，税前现金流将增加约2.04亿美元[93] - 每增加0.10美元的天然气价格，税前现金流将增加约4300万美元[93] 未来展望与投资计划 - 2025年计划减少200百万美元的资本支出，以支持更高的自由现金流生成和股东回报[13] - EOG的投资计划将每年向股东返还超过100%的自由现金流[21] - 2025年常规股息承诺为22亿美元，已持续27年增长[69] - 2025年常规股息率为每股3.90美元，较2024年增加7%[94] 新产品与技术研发 - Beryl油田发现，净油层厚度超过125英尺，正在推进最终投资决策[68] - Dorado资产的 breakeven 价格为1.40美元/mcf，成为北美最低成本的干气项目[58] - 2025年计划将南德克萨斯州Eagle Ford的井成本降低15%[54] 成本控制与风险管理 - EOG的资本回报率在45美元WTI的情况下，债务与息税折旧摊销前利润比率低于1.0倍[19] - EOG在原油和天然气的勘探和开发项目中，成功控制钻探、完井和运营成本的能力将影响其生产水平和回报率[101] - EOG的成本缓解措施在抵消运营成本和资本支出方面的成功程度将直接影响其财务表现[101] 外部因素与市场环境 - EOG的气候变化相关立法、政策和倡议的影响将对其运营和财务状况产生重要影响[101] - EOG面临的地缘政治因素和全球政治条件将影响其运营环境和市场机会[101] - EOG在获取融资方面的能力将受到全球和国内金融市场状况的影响[101]