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 - 第一季度总营收3.59亿美元 环比增长12% [15] - 净利润1000万美元 每股摊薄收益0.09美元 相比2024年第四季度净亏损1700万美元大幅改善 [16] - 调整后EBITDA 7300万美元 占营收20% 环比增长38% [16] - 经营活动产生净现金流5500万美元 自由现金流2200万美元 [16] - 资本支出3900万美元 主要用于维护和Pro Power初始订单 [17] - 期末现金余额6300万美元 总流动性1.97亿美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 新一代服务占车队75% 包括Tier 4 DGB双燃料和电动设备 [7] - 运营7支Tier 4 DGB双燃料车队 柴油替代率行业领先 [8] - 4支Force电动车队已投入现场运营 第五支预计今年部署 [8] - 6支车队已签订长期合同 占当前活跃压裂马力约50% [9] - 电缆和固井业务保持良好竞争地位 具有高自由现金流转换率 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度预计运营13-14支车队 较一季度的14-15支有所减少 [13] - 二叠纪盆地压裂车队总数可能从85-90支降至75-85支 [54][55] - 柴油和现货市场约占整体市场20% 较以往周期显著缩小 [43] - 约75%车队使用天然气燃料 50%车队已签订长期合同 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 资本配置策略优先考虑Pro Power业务和Force电动车队转型 [46] - 计划将资本从传统柴油设备持续转向电动设备 [9] - Pro Power设备订单总量达220兆瓦 预计2026年中全部交付 [10] - 已获得二叠纪盆地两个运营商75兆瓦Pro Power服务容量意向书 [10] - 电动压裂市场正从增长阶段转向成熟阶段 年增长1-2支车队 [71] - 行业呈现价格纪律 部分竞争对手以负自由现金流定价 [42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期关税和OPEC增产对能源市场和原油价格造成显著压力 [6] - 近短期前景不明朗 但公司低债务和优质客户基础提供韧性 [13] - 电动设备需求旺盛 获得承诺合同降低未来盈利风险 [9] - Pro Power业务前景广阔 可靠低排放电力解决方案需求巨大 [10] - 公司具备强劲财务状况和自由现金流 可同时追求多个价值提升机会 [20] 其他重要信息 - 第一季度资产处置净损失1000万美元 主要与出售某些Tier 2压裂设备有关 [16] - 电动车队租赁费用1500万美元 [16] - 2025年资本支出指引降至2.95-3.45亿美元 较前期指引中点下降9% [18] - 其中完井业务占1.25-1.75亿美元 Pro Power设备分配1.7亿美元 [18] - 自2023年5月启动股票回购计划以来 已回购约1300万股 占流通股11% [19] - 计划将股票回购计划延长一年 [20] 问答环节所有提问和回答 问题: Pro Power业务是否仅限于二叠纪盆地 - 初始策略聚焦二叠纪油气作业 但已看到其他地区和行业机会 [27] - 首先在熟悉的领域建立强大基础 同时保持开放态度探索其他行业机会 [28] 问题: 车队数量减少的原因 - 原油价格下跌后 部分客户调整活动 同时公司不愿接受过低价格 [30] - 约50%压裂能力签订长期合同 提供市场波动保护 [31] 问题: 压裂设备定价情况 - 新一代设备经济效益持续具有吸引力 [40] - 合同市场价格稳定 现货市场出现价格压力 [42] - 柴油和现货市场约占整体市场20% [43] 问题: 资本分配框架和融资方式 - 优先投资Pro Power和电动车队 因合同保证特定回报 [46] - 已执行多个资本分配类别: 电力 电动车队 并购 电缆固井 股票回购 [48] - 保持灵活性 同时保护资产负债表 [49] 问题: 二叠纪盆地预期车队数量 - 6月可能看到活动减少 二叠纪可能运行75-85支车队 [54] - 当前运行约14支车队 其中4支为同步压裂车队 [56] 问题: 资本支出削减原因 - 主要来自运营优化 延长设备寿命 [59] - 完井业务资本支出范围扩大反映灵活计划 [61] 问题: 发电设备类型选择 - 基于灵活性和模块化策略 适应不同机会 [63] - 考虑供应链可用性 但设备符合多元化战略 [64] 问题: 电动车队长期发展计划 - 电动压裂是未来方向 年增长1-2支车队 [71] - 现有电动车队可能向同步压裂转换 [73] 问题: Pro Power回报率 - 目标4年现金回报期 约每兆瓦年产生30万美元EBITDA [74] - 为E&P运营商降低运营成本和排放 实现双赢 [75]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度营收2.78亿美元，毛利润2800万美元，净利润300万美元，调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为5200万美元，经营现金流为1600万美元，自由现金流为1200万美元 [6] - 季度末现金及现金等价物为3.7亿美元，流动性为4.05亿美元，有息债务为3.19亿美元，净债务为负5900万美元 [6][18] - 2025年展望：营收约13亿美元，范围在12.5 - 14.1亿美元；EBITDA约2.75亿美元，正负10%波动；自由现金流约1.3亿美元，正负3000万美元波动；资本支出在6500 - 7500万美元 [21][22] 各条业务线数据和关键指标变化 油井干预业务（Well Intervention） - Q1在西非、美洲海湾和巴西实现高利用率和良好的整体正常运行时间效率，北海船只受冬季影响利用率较低 [12] - Q7000在巴西为壳牌开展为期400天的项目；Siem Helix two与巴西国家石油公司（Petrobras）签订新的三年合同；Siem Helix one为Trident完成弃置工作，后续有与Petrobras的三年合同 [13][25] - Q4000结束非洲业务返回美洲海湾，Q5000每个季度都有合同工作 [23] 机器人业务（Robotics） - Q1在季节性冬季条件下表现出色，运营6艘船只，在全球可再生能源和石油天然气相关项目中进行挖沟、遥控潜水器（ROV）支持和场地勘测工作 [15] - 近期宣布在北海签订一项超300天的大型挖沟合同，投标活动活跃，但美国风电场开发暂停和内政部的停工令带来不确定性 [26] 浅水弃置业务（Shallow Water Abandonment） - Q1活动水平反映出季节性低利用率，预计Q2和Q3利用率将提高 [17] - 已暂时堆叠几艘较小船只以降低成本，预计市场与2024年持平或略有改善 [17][30] 各个市场数据和关键指标变化 - 北海市场：由于政府政策、并购活动、油价下跌和运营瘫痪，市场疲软，公司已堆叠Seawell船只，预计2026年市场可能恢复 [20][36][59] - 巴西市场：油井干预业务表现良好，Q7000和Siem Helix系列船只获得高费率合同 [6][13] - 美洲海湾市场：Q4000和Q5000有合同工作，未看到定价压力 [74][75] - 可再生能源市场：长期前景强劲，2025 - 2027年有大量合同工作，招标活动活跃至2032年 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略：应对当前市场不确定性，通过堆叠船只和调整资本支出来降低成本，同时保持业务弹性，利用长期合同和强大的资产负债表应对挑战 [8][9] - 行业竞争：在油井干预、机器人和浅水弃置业务领域面临竞争，但公司凭借全球业务布局、长期合同和专业能力保持竞争力 [11][15][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：全球金融市场动荡，油价下跌，行业面临关税上调、欧佩克增产等挑战，北海市场受政府政策和并购活动影响疲软 [7][20][36] - 未来前景：长期来看，公司服务需求强劲，多份长期合同提供了抗风险能力；预计2026年北海市场可能恢复，可再生能源市场前景良好 [9][35][16] 其他重要信息 - 公司预计执行股票回购计划，目标回购至少25%的自由现金流 [33] - 公司季度业绩通常具有季节性，夏季活跃，冬季缓慢，船只维护和项目动员时间会导致季度间差异 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Well Intervention业务7000万美元的营收变化是否主要来自北海？ - 回答：是的，北海的净影响实际上大于7000万美元 [42] 问题2：如何看待北海市场未来2 - 5年的P&A工作？ - 回答：公司正在参与至少三个大型P&A项目招标，预计2026年开始动工 [43] 问题3：在当前市场环境下，如何考虑自由现金流的使用，是否更倾向于并购或股票回购？ - 回答：当前市场下并购难以达成，公司优先考虑股票回购 [45] 问题4：能否解释EBITDA指导下调7500万美元的原因？ - 回答：主要原因是堆叠Seawell船只和北海市场的影响，其他业务有轻微调整但不显著 [52] 问题5：北海资产的历史EBITDA贡献峰值和低谷是多少，Seawell的暖堆成本和未来展望如何？ - 回答：过去几年，两艘船的EBITDA峰值在8000 - 9000万美元，低谷略高于盈亏平衡；Seawell暖堆成本预计每天低于3万美元；2026年有望恢复正常，但低油价可能导致工作推迟 [54][60][62] 问题6：运营商如何根据油价调整活动？ - 回答：北海市场目前受政府和生产商之间的博弈影响，预计2026年转向弃置市场；油价在60 - 70美元时生产商可能更活跃，50美元时活动可能枯竭 [64][66] 问题7：北海油井干预船只在其他地区的工作机会如何，何时决定是否前往其他地区？ - 回答：Seawell在其他地区工作需要资本升级，目前预计2026年北海市场恢复，公司正在评估市场情况后再做决定 [72][73] 问题8：Q4000离开尼日利亚返回美国海湾的原因，以及美国海湾市场是否有定价压力？ - 回答：Q4000完成合同后返回，因其他运营商未及时订购长周期物品；美国海湾有合同工作，未看到定价压力 [74][75] 问题9：北海市场的疲软是否也导致了机器人和浅水弃置业务的指导下调？ - 回答：考虑到当前宏观背景，这些业务有轻微调整，但主要影响在北海 [81] 问题10：EBITDA指导下调的主要驱动因素是什么？ - 回答：主要是堆叠Seawell船只，否则可能只是定性更新并指导至较低范围 [83]

股息公告 - 公司宣布每股普通股派发现金股息0.13加元 股息将于2025年4月15日支付 记录日期为2025年3月31日 [1] - 该股息符合加拿大所得税法规定的合格股息资格 [1] 公司概况 - 公司是一家全球天然气生产商 业务涵盖北美、欧洲和澳洲的资产收购、勘探、开发和优化 [2] - 商业模式强调自由现金流生成 在经济条件允许时向投资者返还资本 并通过增值收购补充业务 [2] - 北美业务重点开发轻质油和富含液体天然气的常规与非常规资源 欧洲和澳洲业务侧重常规天然气和石油机会的勘探开发 [2] 经营重点 - 公司优先事项依次为健康安全、环境保护和盈利能力 [3] - 高度重视公众和员工安全以及自然环境防护 [3] - 在各运营区域实施战略性社区投资计划 [3] 上市信息 - 公司在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市 股票代码均为VET [3]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度实现创纪录产量98 7千桶油当量/天 其中70%为原油 含NGL后液体占比达79% [15] - 第四季度EBITDA达3 62亿美元 相当于每桶油当量EBITDA净回利润约40美元 [15] - 第四季度资本支出1 33亿美元 另投入2300万美元用于封堵和废弃活动 产生1 64亿美元自由现金流 [16] - 2024年全年产量92 6千桶油当量/天 略高于指导区间中值 液体占比80% [18] - 2024年全年EBITDA约13亿美元 创纪录自由现金流5 11亿美元 [18] - 2024年债务减少5 5亿美元 年末现金余额1 08亿美元 净债务11亿美元 杠杆率0 8倍 [20][21] 各条业务线数据和关键指标变化 - Katmai West 2号井成功钻探 比预算节省35% 提前一个月完成 [13] - Katmai West 2号井预计初始产量1 5-2万桶油当量/天 2025年二季度末投产 [34] - Sunspear发现井预计产量8000-1万桶油当量/天 2025年二季度末投产 [37] - Daenerys勘探井计划2025年二季度开钻 预计钻井周期100-120天 [38][80] - Monument项目增加工作权益至29 76% 预计2026年底投产 储量约1 5亿桶油当量 [39][40] 各个市场数据和关键指标变化 - Katmai区域总资源潜力估计约2亿桶油当量 [35] - Wilcox趋势区拥有大量区块权益 代表重要增长机会 [39] - 墨西哥Zama项目仍保持权益 与Carso集团的交易正在监管审批中 [147][148] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 新任CEO Paul Goodfellow将于2025年3月3日上任 将进行100天战略评估 [9][10] - 2025年资本支出计划5-5 4亿美元 产量指导9-9 5万桶油当量/天 [23] - 2025年将投入1-1 2亿美元用于封堵和废弃活动 [23] - 重点平衡低风险开发、开采和勘探项目 同时投资长周期设备 [24] - 安全记录优异 2024年完成660万工时 连续300万工时无事故 [42][43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2025年一季度产量9 9-10 1万桶油当量/天 [29] - 2025年生产指导考虑了大修项目、天气相关停机和第三方设施中断 [27][28] - 预计未来每年将举行两次租赁销售 比上届政府更频繁 [101][102] - 钻探效率提升显著 West Villa钻井平台表现优异 [61][96] 其他重要信息 - 证实储量1 94亿桶油当量 74%为原油 PV-10价值42亿美元 [17] - 概算储量PV-10价值30亿美元 总价值72亿美元 [17] - Tarantula设施产能从2 7万桶/天提升至3 5万桶/天 [36] - 2024年实现每股价值增值超3美元 [21] 问答环节所有的提问和回答 Katmai资源潜力 - Katmai油田表现优于收购预期 200百万桶资源量存在上行空间 [49][50] - 证实储量增长路径包括钻更多井或随时间推移将概算转为证实 [131][132] 2025年生产曲线 - 一季度产量稳定 二季度集中维护 三四季度考虑飓风风险 [53][54][55] 资本支出计划 - 钻探效率提升是资本低于预期主因 维持适当投资水平 [60][61][62] 资本回报 - 待新CEO完成战略评估后将明确资本配置优先级 [66] Monument项目 - 增加权益支付约1200万美元 2025年主要投入长周期设备 [68][70] Daenerys时间表 - 预计2025年三季度开钻 三季报可能公布结果 [79][80] 设施维护计划 - 涉及Prince、Tarantula、Brutus和Pompano等多设施 [85][86] 钻机安排 - West Villa合同覆盖Daenerys 后续可选择延期 [93] 墨西哥战略 - 保持Zama项目权益 继续强化当地合作伙伴关系 [147][148] 资产负债表目标 - 当前0 8倍杠杆率舒适 无需进一步去杠杆 [122] Tarantula扩建 - 需确认新增井成功后再考虑进一步扩容 [125][126]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度调整后EBITDA为5450万美元，全年调整后EBITDA为2.119亿美元，较2023年增长21% [24] - 2024年第四季度调整后运营利润率为每桶0.44%，全年调整后运营利润率为每桶0.45%，较上一年增长15% [24] - 2024年资本支出为1.01亿美元，较去年下降35%，全年产生7300万美元自由现金流 [24][25] - 2025年预计生产水量为每天115 - 121万桶，中点较2024年增长5%；预计SCIM回收率为每天18 - 20桶油，平均价格为每桶70美元，较2024年下降约4美元或7%，预计年度影响为300万美元 [25] - 2025年水解决方案业务预计日均产量为46 - 52万桶，较2024年增长15%；预计调整后运营利润率为每桶0.43% - 0.45%，预计调整后EBITDA为2.15 - 2.35亿美元 [26] - 2025年资本支出预计为8500 - 1.05亿美元，与2024年水平一致，预计产生自由现金流7500 - 9500万美元，中点较2024年增长17% [27] - 第一季度预计生产水量为每天108.5 - 112.5万桶，水解决方案业务量为每天51 - 55万桶；预计调整后EBITDA为5000 - 5400万美元，受天气影响约为150万美元 [27][28] - 第四季度末净债务为4.22亿美元，债务与调整后EBITDA比率为2.0倍，流动性为3.32亿美元 [28] - 宣布第一季度股息为每股0.14%，较2024年第四季度增长33% [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 水解决方案业务2024年实现创纪录季度产量，产量环比增长14%，2024年生产水量同比增长7% [13] - 2025年水解决方案业务预计日均产量为46 - 52万桶，较2024年增长15%，预计调整后运营利润率为每桶0.43% - 0.45% [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在二叠纪盆地核心区域的专用土地上有稳定的业务活动，超过80%的2025年水解决方案业务量已签订长期合同 [15][16] - 2025年客户预计在二叠纪盆地实现中个位数的产量增长，公司生产水量将随之增长 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年公司将继续追求运营效率，维持和扩大2024年的利润率，继续进行有纪律的资本投资，专注于现金生成和增加股东回报 [9] - 公司完成了一些战略举措，包括收购新墨西哥州和得克萨斯州的牧场，推进有益再利用活动和矿物提取，拓展至油气行业以外的工业水处理领域 [10] - 公司将继续寻找无机增长机会，评估市场上的公司，但收购需满足有良好合同、优质资产、充足库存和战略必要性等条件 [44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是公司的重要转折点，实现了现金生成的显著提升，使公司能够在2025年及以后大幅增加股东回报，同时继续对业务进行再投资 [7] - 2025年公司客户预计在二叠纪盆地实现中个位数的产量增长，公司生产水量将随之增长，预计水解决方案业务活动将增加，有望维持2024年的利润率提升，并实现自由现金流的进一步增长 [16][17] 其他重要信息 - 2024年公司实现了零员工或承包商可记录安全事故 [8] - 公司收购了约4.5万英亩的麦克尼尔牧场，该牧场具有良好的地质和孔隙度，可提供长期水注入服务，消除土地所有者特许权使用费，还可通过多种方式实现表面收入 [18][20] - 公司与合作伙伴在有益再利用方面取得进展，已向得克萨斯州环境质量委员会申请每天47.5万桶再生水的排放许可证，希望在2025年底前获得许可证，并在2026年开始排放水 [21] - 公司将其复杂水处理专业知识应用于油气行业以外的工业用户，近期增加了资产、知识产权和经验丰富的团队，以支持向更广泛工业市场的扩张 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 麦克尼尔牧场收购的回报情况及实现步骤 - 公司于去年年初开始寻找合适的处置地点，以有吸引力的价格收购了麦克尼尔牧场，该牧场具有良好的孔隙度和多种优势，预计未来有增长潜力 [35][36] - 公司正在与客户讨论2026 - 2027年使用该牧场的事宜，相关资本支出将由长期合同和MVCs承保，开发方式与现有网络相同 [37] - 从财务角度看，这是为未来5 - 10年的增长确保战略基础，关键在于租赁与购买的选择以及与其他项目的回报竞争 [40] 问题: 公司未来的收购策略 - 公司将继续寻找无机增长机会，评估市场上的公司，但收购需满足有良好合同、优质资产、充足库存和战略必要性等条件 [44] 问题: 股息的正常化增长情况及目标收益率 - 公司的关键目标之一是可持续地增加股东回报，2024年的强劲表现使股息增长33%，以强调对长期回报增长的承诺 [51][52] - 未来公司可能每年评估股息，预计未来增长幅度将更稳定，但目前没有具体的目标收益率 [53] 问题: 麦克尼尔牧场的开发时间及对EBITDA的影响 - 公司预计在2026 - 2027年开发该牧场，除当前的表面收入外，有意义的影响预计在2027年左右显现 [55] 问题: 是否计划将麦克尼尔牧场整合到现有运营中，以及预期的协同效应和成本优化措施 - 若在牧场进行处置，公司无需支付特许权使用费，这是一项重要的运营成本优化措施 [61] - 牧场位置与公司在北特拉华州的基础设施投资和合同签订区域相邻，具有协同效应，为未来与客户的增长机会提供了良好的定位 [62][63] 问题: 海水淡化和矿物提取项目的潜力、是否有其他类似项目以及相关收入的更新情况 - 公司继续推进碘项目，预计年底开始建设，采用特许权使用费结构，无需投入资本支出；正在进行镁项目的试点工作 [65] - 公司已向TCEQ申请每天47.5万桶水的地表排放许可证，预计年底获得草案许可证，并在2026年与客户合作开发和运营相关设施 [66] 问题: 建设通往麦克尼尔牧场的水管线及开发该项目所需的资本支出 - 公司预计资本支出不会达到同行宣布的大型水管线项目的规模，因为牧场位置具有优势，可以分阶段开发 [72] - 潜在的商业机会将由支持公司长期增长和自由现金流增长的合同承保，符合公司的长期展望和资产负债表健康要求 [74] 问题: 有益再利用许可证相关问题，包括客户意向、项目资本需求、是否引入合作伙伴以及做出最终投资决策的时间 - 公司正在与客户进行详细讨论，客户对该项目有浓厚兴趣 [76] - 该项目预计将与合作伙伴共同进行，公司的角色主要是技术、设计和运营，预计年底做出最终投资决策 [77][78] 问题: 工业水回收业务的情况，包括是否处理他人的水以及业务范围 - 工业水行业增长迅速，公司凭借在生产水行业的专业处理技术，认为有机会将其应用于工业废水处理 [84][85] - 公司引入的团队在工业废水项目方面有丰富经验，专注于高回收率处理解决方案，该业务有望在多个州开展 [85][89] 问题: 如何组织商业团队吸引麦克尼尔牧场的其他服务活动以增加收入 - 公司在去年年底完成牧场收购后，尚未主动寻找机会，但已有相关咨询，目前正在分配时间和人员回应这些咨询，同时继续专注于核心业务 [93][94] 问题: 关于水库补给的海水淡化成本和达到每天47.5万桶排放规模的潜在情况 - 公司与合作伙伴在降低海水淡化运营成本方面取得了显著进展，相关资本支出将与合作伙伴共同承担，设计采用模块化方式，便于随着业务增长增加处理能力 [96] 问题: 某大客户的裁员和相关举措是否影响公司业务，以及行业并购趋势和公司的参与情况 - 虽然某大客户在全球有裁员和其他举措，但在二叠纪盆地的业务仍在推进，公司未受到影响，且目前在完井方面有轻微的业务增长 [101][102][103] - 行业存在整合机会，包括水同行之间的整合以及运营商出售自有系统，公司会确保收购的资产符合质量和商业要求 [105][106]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年资本支出（不包括可自由支配的土地收购）约为3.85亿美元，产量平均为10.5亿立方英尺当量/天，均符合年初设定的预期 [16] - 2024年第四季度，经营活动提供的净现金（不包括营运资金变动）约为1.85亿美元，是该季度资本支出的三倍多 [23] - 2024年第四季度，调整后EBITDA为2.03亿美元，调整后自由现金流为1.25亿美元 [24] - 2024年第四季度，现金运营成本为每百万立方英尺当量1.19%，优于分析师预期，且在全年指导范围内 [25] - 2024年第四季度，全实现价格为每百万立方英尺当量3.36%，较NYMEX亨利枢纽指数价格有0.57%的溢价 [27] - 2024年第四季度，实现现金套期保值收益约4200万美元 [28] - 截至2024年12月31日，流动性总计9亿美元，包括150万美元现金和8.982亿美元的借款基础可用性 [30] - 2024年，公司回购了约7%的流通普通股 [15] - 截至2月20日，自回购计划启动以来，已回购约560万股普通股，平均价格为105.57%，使股份数量减少了17% [32] - 公司目前在10亿美元的股票回购计划下还有约4.07亿美元可用 [32] - 2024年末，公司经调整后的已证实储量基础增加了约6% [33] - 以每百万英热单位3美元和每桶油70美元的价格计算，2024年末已证实储量的PV - 10价值约为38亿美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年，公司钻了21口总井，主要集中在尤蒂卡地区；完井并投产19口总井，包括3口SCOOP井、12口尤蒂卡干气井和4口尤蒂卡凝析油井 [16] - 2025年，公司计划在五大主要开发区域完井，预计全年约50%的总周转量为富液加权 [13] - 2025年，预计液体产量（定义为石油和NGL总产量）将同比增长超过30%，全年总量在1.8万至2.05万桶/天之间 [13] - 2025年，预计总当量产量与2024年全年基本持平，且随着时间推移产量将增加 [14] - 2025年，公司预计Utica每口井的成本将低于每英尺侧钻900美元，比2024年全年低约10% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司认为2025年和2026年天然气价格将呈积极态势，目前约50%的2025年天然气产量有平均底价为每百万英热单位3.62%的下行保护 [28][29] - 公司在2025年和2026年的套期保值策略中，使用领口结构保留了近一半下行套期保值的显著上行空间，允许参与每百万英热单位4美元以上的价格 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年开发计划旨在维持天然气业务，通过开发尤蒂卡瘦凝析油和低成本马塞勒斯凝析油区域实现油气多元化，预计液体产量同比增长30%，调整后自由现金流将比2024年翻番 [9] - 公司计划将2025年调整后自由现金流（不包括可自由支配的土地收购）通过普通股回购返还给股东 [10] - 2025年总资本支出预计与2024年持平，在3.7亿至3.95亿美元之间，包括3500万至4000万美元的维护土地和租赁投资 [10] - 2025年开发计划将使每英尺完井侧钻的年度运营钻井和完井资本比2024年降低约20% [11] - 公司将继续监测增加租赁面积的机会，以提高资源深度，并认为这些机会在评估2025年自由现金流用途时排名很高 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司在2024年取得了强劲的财务业绩，得益于优质资源基础、对运营效率的持续关注和有吸引力的调整后自由现金流生成 [15] - 2025年，优化的开发计划和改善的商品价格环境将使公司能够实现自由现金流的显著增长 [36] - 公司预计2025年调整后自由现金流将加速增长，有可能比2024年翻番，同时净杠杆率将自然下降 [31] 其他重要信息 - 公司宣布Matthew Rucker晋升为执行副总裁兼首席运营官，以表彰他过去几年在领导运营团队方面的贡献 [7] - 公司在2025年初与一家优质中游供应商达成协议，为2025年年中计划的四口马塞勒斯井的集输、处理和分馏提供服务 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2025年新增液体产量是否为峰值水平，能否保持或增长，以及液体增长和关注重点是否会改变公司对潜在收购的看法，更倾向于PDP重资产还是未开发资产 - 公司认为2025年30%的液体产量增长是可持续的，未来有能力继续向液体区域分配资源以增加产量，同时也会关注天然气市场宏观情况并灵活调整 [41][43] - 公司认为有相当规模未开发部分的收购机会对公司更具吸引力，这与公司向可自由支配土地分配资本的理念一致，即利用团队的执行能力从未开发土地中提取价值 [45][46] 问题2: 2025年在ENC成本仅增加6%的情况下，侧钻 footage增加约30%，且部分TILs侧钻更短，这种前期资本支出计划是否有助于进一步提高资本效率，是否会成为未来的常态 - 公司认为前期资本支出计划有助于提高资本效率，公司在规划和开发时会精心考虑投产时间和窗口成熟度，以实现全年现金流价值最大化，并且过去几年一直保持这种做法，预计未来也会如此 [52][54] 问题3: 鉴于2025年有潜力产生约4 - 5亿美元的自由现金流，公司如何考虑未来资本分配，中等规模资产包（约1亿美元）的市场情况如何，是否愿意将大部分现金用于回购 - 公司的资本分配框架一直很有效，会与董事会持续评估自由现金流的所有选项，从回报率角度考虑为股东带来最佳结果。过去几年增加公司库存和回购股票都非常成功，这仍是公司的首要考虑 [57][58] - 公司会评估市场上各种规模的资产包，但认为目前公司股权交易价值和有机增加井位的机会有较高门槛，会继续评估，如果有合适的机会会考虑 [59][60] 问题4: 以Lake Seven pad为例，其在压力下降和生产率方面的情况是否会影响公司未来尤蒂卡地区的开发规划 - 公司认为这一情况会对未来尤蒂卡地区新开发项目的预期进行微调，可能介于之前做法和更激进做法之间，会更多地参考这种类型曲线形状 [65][67] 问题5: 公司2025年对五个运营区域的资本分配情况，特别是马塞勒斯地区计划钻8口井但仅投产4口，而公司向市场传达的累计库存显示该地区有额外两年的库存，为何采取这种方式，2026年是否会有变化 - 公司在谈论库存寿命时通常以公司整体库存寿命为框架。马塞勒斯地区有50 - 65个井位，从公司整体每年开发20 - 25口井的角度看，相当于两年半的库存。但该地区的开发会受到多种因素影响，包括资本分配和新的中游合作伙伴等，公司会以负责任和谨慎的方式进行开发，预计该地区的开发将持续5 - 7年 [71][74] 问题6: 想了解2025年全年的产量节奏，以及干气方面似乎会有大量积压产量在2026年初释放，这是否是需要考虑的因素，以及2025年资本效率提升后是否还有进一步提升的空间 - 公司表示前期资本支出计划通常会使产量全年递增，但具体产量会因井的成熟度和类型而异。对于2026年，目前还不想过多评论，因为还有很多优化工作要做，但公司正在为第三、四季度的有利商品环境做好产量提升的准备 [82][84] - 公司认为行业一直在不断进步，技术的发展和实际操作的改进为效率提升提供了机会，虽然目前已经取得了显著成就，但仍有进一步提升的可能，不过可能是较为温和的增长 [86][87] 问题7: 请解释幻灯片6的内容，以及公司如何在保持天然气业务杠杆以应对积极宏观前景的同时增加液体产量 - 幻灯片6展示了公司未来五年的潜力，但不构成指导，因为公司的资本分配是动态的。公司认为该幻灯片表明在没有激进假设的情况下，公司有能力在未来几年产生大量自由现金流，并且运营团队有望在资本成本和现金成本方面取得更好的结果 [92][93] 问题8: 公司NGL实现价格上调的原因是什么 - 公司现有尤蒂卡地区的生产参与了一项拒绝乙烷的合同，因此有较强的桶价值，且丙烷和丁烷价格随天气和需求因素相对于WTI上涨，拉动了NGL相对于WTI的实现价格 [97] - 公司与新的马塞勒斯地区合作伙伴达成的协议也带来了有利条款，与乙烷相关，使公司的NGL桶与典型的Bellevue桶有所不同 [98]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，经营活动提供的净现金约为1.85亿美元，超过该季度资本支出的三倍 [16] - 2024年第四季度，调整后EBITDA为2.03亿美元，调整后自由现金流为1.25亿美元 [16] - 2024年第四季度，现金运营成本为每百万立方英尺当量1.19美元，优于分析师预期且在全年指导范围内 [17] - 2024年第四季度，实现的单位价格为每百万立方英尺当量3.36美元，比NYMEX亨利枢纽指数价格溢价0.57美元 [18] - 2024年第四季度，实现现金套期保值收益约4200万美元 [18] - 截至2024年12月31日，流动性总计9亿美元，包括150万美元现金和8.982亿美元借款基础可用性 [21] - 2024年全年，公司回购了约7%的流通普通股 [10] - 2024年全年，资本支出（不包括可自由支配的土地收购）约为3.85亿美元，产量平均为每天10.5亿立方英尺当量 [10] - 2024年，公司在可自由支配的土地收购上投资4500万美元，扩大了土地面积 [14] - 2025年，预计总资本支出在3.7亿至3.95亿美元之间，保持平稳 [8] - 2025年，预计调整后自由现金流将比2024年结果增加一倍以上 [7] - 2025年，预计每单位运营成本在每百万立方英尺当量1.2至1.29美元之间 [17] - 2025年，预计液体产量将同比增长30%，全年在1.8万至2.05万桶/日之间 [9] - 2025年，预计总当量产量与2024年全年基本持平 [9] - 2024年末，公司已探明储量基础在排除价格修订影响后增加了约6% [22] - 2024年末，按每百万英热单位3.5美元和每桶油70美元的固定价格计算，PV - 10价值约为38亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年，公司钻了21口总井，主要集中在尤蒂卡地区；完成并投入销售19口总井，包括3口SCOOP井、12口尤蒂卡干气井和4口尤蒂卡凝析油井 [11] - 2025年，公司计划在马塞勒斯地区钻8口井，投入生产4口井 [46] - 2025年，预计公司约50%的总投产线路将为富液加权 [9] 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 - 2025年发展计划聚焦维持公司在有利天然气环境中的风险敞口，通过瞄准尤蒂卡贫凝析油和低成本马塞勒斯凝析油窗口实现增强的碳氢化合物多元化 [7] - 公司计划将2025年调整后自由现金流（不包括可自由支配的土地收购）通过普通股回购的方式基本全部返还给股东 [7] - 公司将继续监测增加土地面积的机会，以增强资源储备 [15] - 公司认为2025年及以后天然气宏观环境将改善，因此在2025年和2026年战略性地配置了对冲头寸，减少了整体产量对冲，并在整体对冲组合中设置了大量领子期权 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2025年天然气价格持建设性态度，认为天然气宏观环境将改善 [20] - 2025年，由于天然气价格上涨、持续的运营改进和更高效的资本计划，公司在现金流方面将迎来变革性的一年，调整后自由现金流有望加速增长并可能比2024年增加一倍以上，同时净杠杆率将自然下降 [21] - 公司团队的卓越运营表现持续带来优异成果，同时保持了健康的财务状况 [23] - 公司有能力在保持长期井性能的同时，提高初始产量率，实现回报最大化 [12] 其他重要信息 - 公司宣布将Matthew Rucker晋升为执行副总裁兼首席运营官 [5] - 公司运营团队在钻井和完井阶段实现了效率提升，2024年钻井日总进尺提高了9%以上，与2022年末相比提高了55%以上；完井阶段平均压裂泵注小时数提高了25%，平均每日钻塞数提高了46% [14] - 2025年，公司尤蒂卡单井成本预计将低于每英尺水平段900美元，比2024年全年降低约10% [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：2025年液体产量增长情况及对潜在收购的影响 - 2025年液体产量30%的增长是可持续的，公司有灵活性在未来继续分配资源到液体区域以增加产量 [27] - 对于潜在的收购机会，公司更倾向于有较大未开发部分的资产 [30] 问题：2025年前置资本支出计划是否有助于提高资本效率以及未来是否会成为常态 - 前置资本支出计划有助于提高资本效率，公司在过去几年一直保持一致，预计未来也会如此 [36] 问题：2025年潜在的大量自由现金流如何进行资本分配以及中等规模资产包市场情况 - 公司的自由现金流分配框架一直很有效，过去增加库存和回购股票都很成功，未来会继续评估各种机会，但目前认为现有策略合理，可能会继续执行 [38] 问题：以Lake seven pad为例，对尤蒂卡地区未来开发的影响 - 公司对Lake seven pad测试更高产量率的结果感到鼓舞，预计未来在该地区的新开发中会进行微调，可能介于当前做法和其他同行更激进做法之间 [45] 问题：2025年资本在五个运营区域的分配节奏，特别是马塞勒斯地区的情况 - 公司以企业整体库存寿命来衡量，马塞勒斯地区有50 - 65个位置，按每年开发20 - 25口井计算有两年多的库存。今年计划钻8口井，投产4口井，这受资本分配、新的中游合作伙伴等多种因素影响 [48] 问题：2025年产量节奏以及对2026年的影响 - 前置资本支出计划通常会使产量在全年逐步增加，具体取决于井的成熟度和类型。目前暂不评论2026年情况，因为2025年项目还有很多优化工作要做 [57] 问题：公司是否还有提高效率的空间 - 行业一直在持续改进，公司认为总是有提高效率的机会，但未来可能是更温和的增长 [60] 问题：关于幻灯片六展示的公司保持天然气杠杆和增加液体产量的理解是否正确 - 幻灯片六展示了公司未来五年的潜力，公司资本分配是动态的，可能会根据宏观情况调整液体和天然气的权重 [67] 问题：NGL实现价格提高的原因 - 公司在阿巴拉契亚地区有有吸引力的油桶，现有尤蒂卡产量合同中拒绝乙烷，获得了天然气BTU提升；丙烷和丁烷价格因天气和需求因素相对于WTI上涨；新的马塞勒斯协议谈判取得了有利条款 [70]

财务数据和关键指标变化 - 2025年总资本支出预计从2023年和2024年的平均超8亿美元大幅降至4亿美元，降幅超50% [10] - 2024年底2P储量替换率达137%，2P储量为5.13亿桶油当量，储量与产量比为22年，含2C资源基数接近30年 [13][15] - 2024年公司发行9亿美元新债券， refinance并增加RBL信贷安排额度，平均债务期限延长至约4年，未来两年短期到期债务极少 [20][25] 各条业务线数据和关键指标变化 GTA项目 - 2月上旬实现首批LNG生产，即将装载首船货物，全面投产后每年需约4亿标准立方英尺天然气，对应约30船货物 [34][36] - 一期项目合作伙伴正协作推进未来阶段扩建，优先关注一期+项目，有望提升产量、满足当地市场需求并降低成本 [37][39] 加纳业务 - 2024年净产量超4.1万桶油当量，低于运营商目标，主要因J - 69井和Jubilee油田注水及发电可靠性问题 [42] - 2025年计划开展4D地震勘探，计划钻两口新井，预计Jubilee油田总产量7 - 7.6万桶/日，Ten油田总产量1.5 - 1.6万桶/日，公司净获约6000桶油当量天然气 [44][46] 美洲海湾业务 - 2024年二季度起产量逐季递增，年底产量显示业务单元生产潜力，Winterfell项目正进行修复和新井钻探工作，Tiberias项目与Oxy合作推进 [47][48] - 2025年全年产量指导为净1.7万桶油当量/日，同比约增20% [49] 其他业务 - 2024年底完成加密钻井，两口井日产约9000桶油，King D Violex井因商业价值低被封堵废弃 [50] - 2025年预计两口加密井持续贡献产量，计划重新处理地震数据，为2027年加密钻井做准备，全年产量指导为净9000 - 1.1万桶/日，同比约增15% [51] 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 - 2025年公司重点通过提高收入和严格成本管理实现现金流最大化，优先偿还债务直至杠杆率降至1.5倍以下，之后平衡偿债和股东回报 [7][13] - 公司拥有多元化油气资产组合，2P储量寿命超20年，与美国和国际同行相比具有优势，可支持长期可持续现金流 [6][15] - 公司计划通过优化地震成像、加密钻井和项目批准，将2C资源转化为2P储量，2P储量转化为1P储量 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是重要一年，产量增加和资本支出减少将推动有吸引力的自由现金流收益率，公司资产组合具有强大现金流生成潜力和未来选择权 [7][8] - 尽管行业内许多公司面临库存和储量寿命下降问题，但公司有足够储量和资源支持多年可持续现金流生成 [16] 其他重要信息 - 2024年公司安全运营，无工时损失伤害或可记录伤害事故，安全事故率远低于行业平均水平 [17] - 公司通过发行新债券、 refinance和增加信贷额度等活动增强财务状况，延长债务期限，降低短期偿债压力 [20] 问答环节所有提问和回答 问题: 如何看待启动和调试成本 - 公司此前讨论过运营成本关键组成部分，此次更新提供全年详细指导，反映生产爬坡、货物运输时间和成本情况 [58] - 今年成本较高，随着调试工作完成和产量提升，成本将逐渐下降，主要驱动因素包括无一次性调试成本、产量达到合同约定量、设施达到铭牌产能以及FPSO租赁再融资 [59][60] 问题: 资本支出是否可能低于4亿美元，能否实现多年资本效率可持续性 - 公司优先考虑自由现金流，通过严格成本管理和资本分配实现可持续现金流收益率目标 [64][65] - 2025年资本支出目标为4亿美元或更低，主要用于维持生产，未来将平衡增长和现金流回报，确保可持续自由现金流收益率 [65][67] 问题: GTA项目一期+的构成和时间框架 - 一期+项目旨在充分利用现有基础设施，包括提高FPSO瓶颈处理能力、增加当前船舶产能和国内天然气需求，成本低且经济可行 [76][77][78] - 公司与合作伙伴目标是在2030年前加速生产，满足当地天然气市场需求 [79] 问题: Jubilee油田产量指导的假设条件 - Jubilee油田有24亿桶石油储量，当前采收率约33%，目标是达到更高采收率 [84] - 产量指导假设包括实现100%注水量替换、提高发电可靠性、设施高利用率、计划内停产以及两口新井投产 [86][87] 问题: 运营商对Tortue项目后续开发的重视程度是否变化，资本支出是否会超出4亿美元上限 - 运营商、公司和国家石油公司在项目后续开发上达成一致，初期生产数据积极，为未来阶段提供信心 [96][97] - 公司将谨慎高效推进后续阶段，资本支出将优先考虑自由现金流，Tortue项目至本十年末资本支出较小，主要用于维持现有井数和进行棕地开发 [98][101][102] 问题: 加纳和Jubilee油田1 - 2月产量情况 - 公司产量在预测范围内，但一季度因维护工作产量受影响，三季度新井投产后将受益 [105][106] 问题: Jubilee油田产量指导的乐观程度与注水量替换结果的关系，问题是否已解决 - 公司明确Jubilee油田需关注的重点，已采取措施解决发电可靠性问题，对实现产量目标有信心 [111][112] - 产量指导考虑了两口新井投产因素，公司有钻井经验，可降低风险 [113] 问题: 与Tullow终止讨论的看法，是否会再次考虑 - 公司目前重点是平衡自由现金流和增长，2025年专注于现金流生成 [118] - 公司进行并购交易需考虑价值增值和现金流增值，不会考虑Tullow项目，此前讨论处于初步阶段，已终止 [119][120] 问题: 达到1.5倍杠杆率的时间，之后的优先事项 - 预计2026年下半年通过偿债和EBITDAX增长达到1.5倍杠杆率，假设油价正常 [127] - 达到目标后，将重新讨论偿债和股东回报的优先顺序，并与股东持续沟通 [128][129] 问题: 以245万或270万吨/年运行Tortue设施，多久需钻井 - 目前井产能远超当前产量需求，后续钻井时间取决于单井连接体积和产量下降率，预计几年后才需钻井 [133][134] - 钻井主要是增加整体产能，基础设施已就位，成本主要是单井成本 [135][136] 问题: 前七周井的表现 - 早期生产数据用于了解每口井的储层规模，初始DST和延长回流量测试表明井产能良好，目前有更多积极迹象显示储层规模情况 [140][141][142]