财务数据和关键指标变化 - 上半年基础税后净利润为4500万美元 较去年同期下降61% 主要由于全球油价疲软和销量下降[2] - 净债务为2.38亿美元 流动性保持强劲 为4.52亿美元[2] - 营收从2024年的4.09亿美元降至3.08亿美元 其中5300万美元减少来自销量 4800万美元来自实现价格下降[12] - EBITDAX下降6620万美元 反映公司对油价的经营杠杆和FPSO效率提升[11] - 单位运营成本从2024年上半年增加1美元/BOE至13.1美元/BOE[16] - 经营现金流为6200万美元 已支付2100万美元的住宿船成本[17] 各条业务线数据和关键指标变化 - Bawona项目产量为390万桶油 超出预期 FPSO效率达94.5%[21] - Bawona项目单位成本为14.95美元/BOE Hudat项目为8.84美元/BOE[16] - Hudat项目上半年产量为560万桶油当量(毛) 净权益为140万桶油当量[30] - 勘探成本增至470万美元 用于推进巴西新深水区块研究[13] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西Bawona项目表现强劲 产量较2024年增加约20万桶油当量[10] - 美国墨西哥湾Hudat资产按预期运行 2025年产量指引收窄至240-270万桶油当量[30] - 巴西Neon项目2C资源量增加44%至8650万桶油[27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成Bawona FPSO收购 预计将降低运营成本基础并延长经济寿命至2030年代末[3] - 推进Neon和Hudat有机增长项目 Neon已进入确定阶段 目标2026年做出最终投资决定[5][6] - 采取直接控制运营FPSO的模式 目标2026年底前实现完全运营[24] - 实施公司总部职能从墨尔本迁往休斯顿和里约热内卢的计划 旨在简化结构提高效率[35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 石油价格在2025年非常波动 预计在60-70美元/桶区间[100] - 对中长期油价持建设性观点 因需求持续强劲且供应面临挑战[102] - SPS 92井ESP部分故障 当前产量降至2500-3000桶/日 预计2026年才能完全恢复生产[22] - 预计2025年净债务将下降 为未来12-18个月的最终投资决定提供资金支持[18] 其他重要信息 - 上半年通过股息和市场回购向股东返还5300万美元[4] - 董事会决定每股支付2.4美元未税收抵免股息 相当于上半年基础NPAT的25%[4] - 确认收购FPSO的预期回报仍远高于税后中等两位数门槛率[26] - 环境方面未报告泄漏事件 范围一和范围二排放强度持续下降[9] 问答环节所有提问和回答 问题: Bawona产量展望和递减率假设 - 观察到递减率现在更接近2020-2021年水平 约10% 而非先前讨论的15%[38] - 约400万桶储量增加来自递减曲线分析 其余大部分来自降低运营成本和延长经济寿命[39][40] 问题: 折旧和摊销(D&A)及弃置成本变化 - 弃置总成本略有增加但因时间推移 轨迹更平缓 D&A将按产量单位基础计算[41][42] - D&A不会在下半年大幅下降 因需考虑未来ESP更换成本[43] 问题: 长期递减率预期和人工举升系统 - 预计未来每3-4年需要更换ESP 已纳入储量预订经济性考虑[47][48][49] - 具有活塞型驱替机制 预计长期采收率高[47] 问题: Neon开发概念和资本支出范围 - Neon资本支出范围仍保持在9-12亿美元[50] - Pirukuca区块资源将评估纳入Neon开发 预计2025年底预订部分资源量[50][51] 问题: SPS 92维修范围和成本 - 评估同时修复PRA 2井的可能性 但尚未做出决定[55][56] - 成本估算尚早 正评估钻井装置选项 第二次干预不会产生显著额外动员成本[58] - ESP更换是复杂操作 需要重型修井装置[60][61] 问题: 特许权延期可能性和弃置成本变化 - 巴西有特许权延期先例 对延期持乐观态度[65] - 弃置成本NPV增加约5000万美元至1.94亿美元 因包含FPSO且延长至2039年[67] 问题: 储量增加来源和FPSO可靠性 - 储量增加主要来自降低运营成本和延长经济寿命 结合更低递减率和更长生产期[75][76] - FPSO脆弱性包括管道维护和气体压缩能力 正通过维修计划解决[77][78][79] 问题: Hudat East预期流量和深部资源 - Hudat East尚未做出最终投资决定 预计数千BOE/日[86] - 深部天然气前景需要进一步工作降低风险 目前尚未成熟到钻井序列[89][90] 问题: Pirukuca区块是否包含在Neon农场交易中 - Pirukuca区块将纳入Neon农场交易过程 预计潜在农场进入者也将参与[92][93] 问题: 井问题是否会成为重复主题 - 中寿命运营资产依赖井下设备 预计未来需要多次泵更换活动[95][96] - SPS 92泵运行约三年 在行业3-4年平均寿命范围内[98] 问题: 2025年油价展望 - 预计油价继续波动 中长期持建设性观点 因需求强劲且供应面临挑战[100][102]

财务数据和关键指标变化 - 上半年基础税后净利润(underlying NPAT)为4500万美元 较去年同期下降61% 主要由于全球油价疲软及销量下降[2] - 收入从2024年上半年的4.09亿美元下降至3.08亿美元 其中5300万美元下降来自销量 4800万美元下降来自实现价格降低[11] - EBITDAX下降6620万美元 主要反映公司对油价的经营杠杆及FPSO效率提升[10] - 净债务为2.379亿美元 流动性保持强劲达4.52亿美元[3][11] - 经营现金流为6200万美元 已扣除2100万美元的flotel成本[15] - 单位运营成本为每桶油当量13.1美元 较2024年上半年增加1美元 其中Bona项目为14.95美元 Hudat为8.84美元[14] 各条业务线数据和关键指标变化 - Bona项目上半年生产390万桶油 超出预期 FPSO效率达94.5% 高于88%-92%的预测范围[20] - 由于SPS 92井的ESP部分故障 当前产量降至每日2500-3000桶 预计数周内可能翻倍 但完全恢复需待2026年[21] - Bona项目2025年产量指引上调至730-780万桶油[21] - Hudat项目上半年总产量560万桶油当量 净权益产量140万桶油当量 符合预期[29] - Hudat 2025年产量指引收窄至240-270万桶油当量[29] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西Bona项目表现强劲 产量较2024年增加约20万桶油当量[9] - 美国墨西哥湾Hudat资产按计划运行 E6侧钻预计本季度末开始 第四季度中期可增加每日3000-5000桶液体产量[30] - 第二个侧钻机会预计在2026年第一季度进行[30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点为保障资产安全可靠运营 完成Bowner FPSO交易 推进Neon和Hudat有机增长项目 同时保持强资本纪律以回报股东[2] - 收购Bona FPSO是一项战略性交易 预计将降低Bona成本基础并延长其经济寿命至2030年代末 使项目剩余储量基础显著增加至5270万桶[3] - 正努力在2026年底前全面接管FPSO运营权[3][23] - Neon项目2C或有资源量增加44%至8650万桶油 项目已进入确定阶段[26][27] - Neon项目最终投资决策(FID)目标在2026年 目前资本支出范围预计在9-12亿美元[48] - Hudat East首选开发方案为回接至Houdat FPS 目标FID在2025年底或2026年初[31][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 油价在2025年非常波动 似乎稳定在65美元左右 可能在60-70美元/桶之间[100] - 公司基于期货曲线管理未来投资计划 对未来油价预测既不特别看多也不特别看空[101] - 个人认为未来两三年油价将继续波动 但之后由于需求持续强劲而供应面临挑战 预计将出现相当建设性的时期[102] - 尽管SPS 92电气故障使生产预期有所缓和 但强劲的现金流结合流动性和低杠杆 使公司能继续回报股东并推进有吸引力的有机增长管道[34] 其他重要信息 - 安全绩效逐步改善 2025年记录71万工时 比去年同期增加47% 无损失工时事故(LTI) 但报告了4起高潜在事故[7] - 环境方面 上半年无泄漏报告 范围一和范围二排放强度继续下降[8] - 上半年通过股息和市场回购向股东回报5300万美元[4] - 董事会决定每股支付2.4美元不免税股息 相当于1H25基础NPAT的25% 并补充今年早先宣布的7500万美元市场回购[4] - 公司正在将几个公司总部职位从墨尔本迁至休斯顿和里约热内卢 旨在简化结构、提高效率和促进协作[34] - 预计2025年将产生500-700万美元的FPSO过渡成本和300-500万美元的公司搬迁成本 这些成本被排除在基础收益和指引之外[18] 问答环节所有提问和回答 问题: Bona生产展望和储量升级 现在是否假设2026年修井后产量恢复至中期2万桶/日水平 且递减率比之前讨论的15%更平缓?[37] - Bona递减率现在更接近2020-2021年接管运营初期的经验 最初约13-15%/年 后降至10%左右 目前生产已稳定 长期递减率约10% 这导致储量增加中的约400万桶 但储量增加的主要部分来自降低的运营成本和延长的FPSO经济寿命[38] 问题: 考虑到储量上升和延长寿命末期更高的弃置费用 如何考虑Bona未来的折旧和摊销(D&A)?[39] - 总体弃置准备总额有所增加 但由于时间推后 轨迹更平缓 D&A也将类似 将在单位D&A费率中考虑延长的储量寿命 因此D&A将更平缓地运行 但仍基于产量单位法 需结合Julian谈到的递减率来预测未来产量[40] - 由于需要考虑延长油田寿命所需的修井工作(如ESP更换) D&A在下一个半年度不会有实质性下降[41][42] 问题: 除了10%的递减 是否预期还会有阶跃式变化? 考虑到有不同人工举升系统的井最终会以不同机制递减和故障?[45] - 这类具有活塞式驱替机制的油田通常长期采收率高 计划包括未来每3-4年更换ESP SPS 92的部分故障早于预期有点令人失望 但3-4年是行业这类泵的平均时间范围 预计在整个油田生命周期内还会有几次作业 这已纳入未来储量评估[46][47] 问题: Neon和Curacurca(发音可能不对)回接开发方案进展如何 以及资本支出的粗略范围?[48] - Neon的整体资本支出范围仍在9-12亿美元 目前正开始与承包商更深入接触 尚未看到改变该范围的迹象 Curacurca(应为Pirukuka)已通过早期Petrobras钻井活动识别出资源 预计年底前将其纳入潜在Neon开发回接 并应能在该发现预订一些或有资源 具体数字尚早 但公司认为对Neon开发有良好上行潜力[49][50] 问题: SPS 92的ESP维修范围? 目前有两台ESP在运行(包括PRA2) 是否会趁此机会同时维修或更换PRA2?[53] - 这将评估PRA2在未来6个多月的准备期间 有库存ESP可用 无交货时间问题 将非常仔细地考虑是否预防性更换PRA2泵(届时已运行约4年) 但需要权衡风险(如果没坏就不修) 目前未做决定 将是未来几个月的关键分析点[54][55][56] 问题: 修复SPS 92的大致成本 以及如果同时进行PRA2会增加多少额外成本?[57] - 目前正在市场寻找潜在钻井装置 考虑动员日费率、使用DP型钻机还是需锚拖船的系泊钻机等 这些将纳入干预工作的最终成本估算 进行第二次干预将产生额外日费 但不会产生显著的额外动员或遣散费 因此选择这样做会有相对成本节约 目前分析数字尚早[58][59] - 过去更换过这些泵 了解井下条件(不同于3-4年前) 应有更清晰的作业时间框架 但这些不是简单操作 需要大型重型修井机 泵串长约70米 需要广泛计划和完美执行 此前更换执行出色 有信心这次也能类似完成[60][61] 问题: 展望Bona的DCF至2039年 首先能否延长特许权 其次关于弃置费用估算变化的说明(特别是增加FPSO后)?[64][65] - 长远看 需要评估FPSO和Bona油田的经济性和持续运营可行性 巴西有特许权延长的先例 尽管很远 但乐观并希望能够说服监管机构和巴西政府持续生产对税收、特许权使用费收入和就业等具有强劲经济意义[66] - 弃置准备(按美联储10年期利率折现)的NPV从约1.45亿美元增至约1.94亿美元 增加了约5000万美元 包括FPSO的弃置费用现约为2.4亿美元 时间从2032年移至2039年 将这5000万美元NPV在延长的7年内 unwind[68][69] 问题: 单位2P储量增加的风险? 提及大量来自降低的运营成本(约75%的增加量) 400万桶来自递减曲线分析 是否对油田采收率做了任何改变?[72][73] - 储量基础的采收率随着或有资源转为储量而提高 油田具有活塞式驱替机制 水油流度比非常相似 井达到相对稳定的含水率后不会随时间显著增加 这在SPS 92和其他一些井中可见 反映了储层的驱替机制 因此确实看到油田采收率提高[73] - 但可以通过多种方式解释这些采收量 不仅是更高的采收率或更低的残余油饱和度 也可能是目前未在现有地下数据集中识别的、连接的亚地震尺度区域的油袋 因此存在多种不确定性 但随着时间的推移 预计每个油田(Bona Piracaba Potala)的采收率将高于先前预期[74][75] - 是的 很大部分是因为购买了FPSO 现在能够通过运营机制降低成本 从而延长油田寿命 但这还与更高的长期产量相结合 共同推动超过经济阈值 允许将寿命延长至生产许可证末期[76] 问题: 之前提到FPSO在几个领域的可靠性和脆弱性仍然存在 能否介绍这些关键领域是什么?[78] - 首先 FPSO管道仍有大量维护工作要做 许多管道段和卷轴段已被更换 但一些区域仍有临时修复 明年flotel活动期间将使这些临时修复成为永久性修复 因此存在脆弱性[78] - 其次 FPSO上的气体压缩能力 有多台气体压缩机 随着油田寿命后期 任何旋转设备都更容易发生故障 过去6个月已看到这一点 关键脆弱区域之一是FPSO上的气体压缩 目前正在大力升级和维护其中两台关键压缩机[79][80] - 压缩机对生产非常重要 因为它们为许多井维持气举 如果一台气体压缩机故障 仍可维持生产 但如果第二台故障 则容易产生更多气体燃烧 巴西有非常严格的气体燃烧限制 公司会遵守 因此虽然两台压缩机故障仍可继续生产 但会降低产量以保持在气体燃烧限制内 今年已多次出现这种情况 一台气体压缩机故障时可继续全速率运行 因此存在脆弱性 但正在解决并有计划在未来几个月解决[81][82] 问题: Hudat现在似乎通过Essex井(预计流量3000-5000桶/日)实现增长 Hudat East的预期流量是多少? 对Hudat的深层天然气储量还有何期待?[86] - Hudat East尚未达到最终投资决策(FID) 预计今年底或2026年初 目前尚无FID的资本支出或可能产量的确切数字 但预计将是每天数千桶油当量 记住 这是一个气凝析油藏 气体与液体的BOE比例约为50:50 是一个非常有吸引力的开发项目 但目前仍与作业者和合资伙伴一起界定该油田的确切产能 年底前将能更好地说明[87] - Hudat East下方识别出一个大型天然气前景 比该区域任何已钻遇点都深得多 覆盖面积大 存在地震异常 这些异常并不总是表明存在碳氢化合物 但可以 该区域还需进行更多工作以降低该前景的风险 使其适合钻井 目前尚未成熟到可列入钻井序列 但考虑到美国墨西哥湾天然气价格的走势 如果风险足够降低 将是加深井或钻新井的非常有吸引力的区域 但这项工作仍在进行中 是未来的重点领域[89][90][91] 问题: Pirukuka区块是否包含在Neon农场退出过程中?[92] - Pirukuka有两个区块 位于Neon北部的浅水区 已有Petrobras多年前钻的5-6口井圈定了一些资源 体积不足以让Petrobras作为独立开发 但随着Neon可能在2026年达到FID 这些可能是有吸引力的回接 许可证虽然在6月的投标轮中获胜 但尚未正式授予 必须经过正式授予程序 然后才能正式归属于Caroon和Caroon的资源基础 但已告知目前关注Neon区域有意农场参与的参与者 公司预计将Pirukuka区域纳入农场退出过程 并期望农场进入者也能参与 这可能在今年底进行 并显然先于公司在该区域可能进行的任何资源预订[93] 问题: SPS 88最近在停产后才重新启动 现在SPS 92也出现问题 这些井的问题是否会成为反复出现的主题? 或有措施防止进一步发生?[94] - 处理具有二次采油机制的中期运营资产时 非常依赖设备本身 SPS 88安装了气举 气举阀遇到问题约18个月前 因此必须更换气举阀和芯轴 这是公司和行业在世界其他地方见过的机制 未来有可能遇到气举阀或芯轴问题 但用最新的技术组件更换了SPS 88阀 这些组件已证明比10-15年前安装的组件可靠得多[94][95] - 在泵和泵更换方面 预计将进行多次泵更换作业 自2020年收购Bona以来一直强调这一点 这些东西不能永远使用 它们在地下 是更换复杂的设备 需要资本 今天早上的储量预订已考虑未来泵更换的经济性 但这仍然允许公司将Bona的生产寿命延长至许可证期末[96][97] - SPS 92的安装时间 within a week or two of three years 其寿命并非不合理[98] - 预计这些类型泵的平均寿命为3-4年 行业范围从不到2年到最多10年 因此3-4年是预期 如果2026年更换这些泵 可能意味着2029-2030年左右将进行进一步的泵更换期[98] - 但每口有泵的井(PRA2和SPS92)都可以用气举操作 只是产量不那么高 这可能是油田寿命后期将使用的生产机制类型 如果不再经济合理地进行重型修井来更换泵[99] 问题: 对2025年油价的展望?[100] - 油价在2025年非常波动 似乎稳定在65美元左右 可能在60-70美元/桶之间[100] - 公司基于期货曲线管理未来投资计划 对未来油价预测既不特别看多也不特别看空[101] - 个人认为未来两三年油价将继续波动 但之后由于需求持续强劲而供应面临挑战 预计将出现相当建设性的时期 记住过去五年油田开发的资本支出显著减少 这必然对供应产生长期影响[102]