财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度净收入为2.65亿美元，第三季度为1.15亿美元；调整后第三季度净收入为8600万美元，排除了出售丹麦权益的2900万美元税后收益 [34] - 2021年第四季度E&P净收入为3.09亿美元，第三季度调整后净收入为1.49亿美元；第四季度收益总体增加1.6亿美元，主要因销售 volume 增加和售价提高 [35] - 2021年第四季度Midstream净收入为7400万美元，上一季度为6100万美元；第四季度Midstream EBITDA（不计非控股权益）为2.46亿美元，上一季度为2.03亿美元 [36] - 2021年第四季度末，不包括Midstream，现金及现金等价物为27.1亿美元，总流动性为63亿美元，债务和融资租赁义务总计61亿美元 [36] - 2021年第四季度，运营活动提供的净现金（不计营运资金变动）为8.86亿美元，第三季度为6.31亿美元；计入运营资产和负债变动后，第四季度为8.99亿美元，第三季度为6.15亿美元 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 E&P业务 - 2021年第四季度E&P销售 volume 比产量多约69万桶，增加税后收入约1700万美元 [35] - 预计2022年第一季度E&P现金成本（不计利比亚）在每桶油当量13.5 - 14美元，全年在11.5 - 12.5美元 [39] - 预计2022年第一季度DD&A费用（不计利比亚）在每桶油当量11.5 - 12美元，全年在11.5 - 12.5美元；预计2022年第一季度E&P单位运营成本（不计利比亚）在每桶油当量25 - 26美元，全年在23 - 25美元 [40] - 预计2022年第一季度勘探费用（不计干井成本）在4000 - 4500万美元，全年在1.7 - 1.8亿美元 [41] - 预计2022年第一季度E&P所得税费用（不计利比亚）在4000 - 4500万美元，全年在3 - 3.1亿美元 [41] - 2022年已购买9万桶/日WTI collar，平均月底价60美元/桶，平均月顶价100美元/桶；还签订了6万桶/日Brent collar，平均月底价65美元/桶，平均月顶价105美元/桶；预计非现金期权溢价摊销每季度减少结果约5500万美元，全年约2.25亿美元 [42] - 预计2022年E&P资本和勘探支出第一季度约6.5亿美元，全年约26亿美元 [44] Midstream业务 - 预计2022年第一季度Midstream净收入归属于Hess部分在6500 - 7000万美元，全年在2.75 - 2.85亿美元 [44] 公司业务 - 预计2022年第一季度公司费用在3500 - 4000万美元，全年在1.2 - 1.3亿美元 [44] - 预计2022年第一季度利息费用在9000 - 9500万美元，全年在3.5 - 3.6亿美元 [44] 各个市场数据和关键指标变化 巴肯地区 - 2021年第四季度和全年净产量分别为15.9万桶/日和15.6万桶/日，符合指引 [20] - 2022年计划运营3个钻机，预计钻约90口总运营井，投产约85口新井；第一季度计划钻约22口井，投产10口新井，其余时间预计每季度平均投产25口井 [20] - 2021年巴肯地区每口井的钻井和完井成本平均为580万美元，比2020年低40万美元或6%；2022年预计通过精益制造和技术驱动的效率提升完全抵消预期通胀，成本与去年持平 [21] - 预计2022年巴肯地区净产量平均在16.5 - 17万桶/日，比2021年增长6% - 9%；第一季度净产量预计在15.5 - 16万桶/日，第四季度预计在17.5 - 18万桶/日 [21] 墨西哥湾深海地区 - 2021年第四季度净产量平均为3.9万桶/日，全年为4.5万桶/日，符合指引 [22] - 2022年将在暂停两年后恢复钻井作业，计划在壳牌运营的Llano油田钻1口回接井，在Hess运营的Huron prospect钻1口勘探井 [23] - 预计2022年墨西哥湾净产量平均约3.5万桶/日，第一季度预计在3 - 3.5万桶/日 [25] 东南亚地区 - 2021年第四季度和全年净产量分别为6.6万桶/日和6.1万桶/日，符合指引 [25] - 预计2022年东南亚地区净产量平均约6.5万桶/日，第一季度预计在6 - 6.5万桶/日 [25] 圭亚那地区 - 2021年第四季度和全年净产量分别为3.1万桶/日和3万桶/日，符合指引 [26] - 预计2022年圭亚那地区净产量平均在6.5 - 7万桶/日，第一季度预计在2.5 - 3万桶/日，第四季度预计在8.5 - 9万桶/日 [26] - 2022年计划在Stabroek Block钻约12口勘探和评估井 [27] - 2022年开发活动包括Liza Phase 2和Payara项目的钻井，Yellowtail项目在获得政府批准后将开始初始开发钻井活动 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年是公司战略执行的转折点，从投资模式转向资本回报模式，同时仍能投资业务增长；战略是实现高回报资源增长、低成本供应、行业领先的现金流增长，同时保持环境、社会和治理共识披露的行业领先地位 [6] - 预计2022年四个核心资产（巴肯、墨西哥湾深海、东南亚和圭亚那）将产生自由现金流 [7] - 到2026年，现金成本预计下降约25%至每桶油当量9美元，投资组合盈亏平衡油价将降至每桶布伦特45美元；预计到2026年，基于布伦特油价65美元/桶，现金流将以25%的复合年增长率增长 [8] - 2022年资本和勘探预算为26亿美元，约80%将分配给圭亚那和巴肯 [11] - 在圭亚那Stabroek Block，预计到2027年至少有6艘浮式生产储油卸油船（FPSO），生产能力超过100万桶/日，最多可使用10艘FPSO开发该区块的发现资源；三个已批准的石油开发项目布伦特盈亏平衡油价在25 - 35美元/桶 [11] - 公司将继续在圭亚那进行积极的勘探和评估计划，2022年计划在Stabroek Block钻约12口井 [13] - 在巴肯地区，2022年计划运营3个钻机，以产生大量自由现金流、降低单位现金成本和优化基础设施 [14] - 在墨西哥湾，2022年将钻Huron - 1勘探井和Llano油田的回接井；在东南亚，将投资钻井和设施 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 国际能源署的最新《世界能源展望》提供了多种情景，以应对未来20年全球能源供应增长约20%和到2050年实现净零排放的双重挑战；在所有情景中，未来几十年仍需要石油和天然气，且需要更多投资，包括可再生能源和石油天然气领域 [10] - 预计全球石油和天然气投资在未来10年每年约4500亿美元，2020年为3000亿美元，2021年为3400亿美元；投资者和石油天然气公司需要保持资本纪律，同时增加对石油和天然气的投资，以确保能源转型的可承受性、公正性和安全性 [10] - 公司对市场持建设性看法，需求方面，全球石油需求因Omicron出现暂时挫折，但预计未来一个月左右将恢复到疫情前的1亿桶/日水平，到2022年底预计达到1.02亿桶/日；供应方面，呈U型复苏，页岩油增长较温和，OPEC+增产有纪律，全球石油库存较疫情前减少约2亿桶，预计油价将发出投资增加的信号 [75][76][77] 其他重要信息 - 公司董事会和高级领导层为2025年设定了积极的温室气体减排目标，最近支持了世界银行到2030年实现零常规燃烧的倡议，并设定了到2025年底消除运营中常规燃烧的目标 [16] - 2021年公司在环境、社会和治理绩效和披露方面被认可为行业领导者，12月连续第13年在CDP年度全球气候分析中获得领先地位，11月连续第12年入选北美道琼斯可持续发展指数 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何考虑基础股息增长轨迹以及股票回购的催化剂 - 公司表示Liza Phase 2投产后，将偿还5亿美元定期贷款并开始增加基础股息，届时将公布资本回报框架；计划使股息相对于标准普尔500指数股息收益率有显著溢价；随着现金流增长，将通过进一步增加股息和加速股票回购将大部分自由现金流返还给股东 [48] 问题2: 关于利比亚支付的4.7亿美元所得税和特许权使用费的情况及2022年展望 - 这些税费与Waha特许权生产有关，此前应利比亚当局指示扣留，近期按指示支付；未来将按月支付正常的生产税费，这些税费在2021年已计入收益和运营现金流 [49] - 公司仍在等待政府对出售利比亚权益给Total和ConocoPhillips的最终批准 [50] 问题3: 公司如何考虑正式的资本分配回报框架 - 公司将出台明确的框架，说明如何分配资本以及返还多少自由现金流；框架会有一定灵活性，但明确承诺将大部分自由现金流返还给股东，通过增加股息和加速股票回购 [55][56] 问题4: 圭亚那Yellowtail项目与Payara项目的比较以及2022年勘探计划的目标 - 2022年勘探计划目标一是探索新机会，约三分之二为勘探井，三分之一为评估井，将测试深浅层区域；二是评估现有发现以确定开发顺序 [58] - Yellowtail项目是Stabroek Block迄今为止最大的项目，将开发近10亿桶石油，日产能25万桶，比Payara项目规模更大，井更多，具有世界级经济效益和更低的盈亏平衡成本 [59][60] 问题5: 从长期来看，墨西哥湾是否会保留在投资组合中 - 墨西哥湾对公司仍是重要的现金引擎和增长平台，公司在深海钻井和项目交付方面处于行业前四分之一水平；目标是通过回接和选择性追求高回报勘探机会维持现金中心、持续生产和现金流；公司一直在重建墨西哥湾投资组合，该地区具有良好回报，是核心保留区域 [65] 问题6: 公司认为合适的债务水平是多少，在现金回报框架中降低债务的优先级如何 - Liza Phase 2投产后将偿还剩余5亿美元定期贷款，2024年到期的3亿美元债务也将偿还；若布伦特油价65美元/桶，随着Payara等项目投产，公司杠杆率将降至债务与EBITDAX之比低于1倍；公司对当前债务水平满意，低杠杆下无需过早偿还债务，未来将通过增加股息和股票回购向股东返还更多现金 [67] 问题7: Liza 2启动的关键问题以及Payara项目建设情况 - Liza 2启动时将有19口井可用，立管连接和调试工作接近完成，按计划第一季度投产；Payara项目目前完成约66%，进度略超前，预计2024年投产 [71][72] 问题8: 公司如何考虑最优套期保值策略以及对石油宏观市场的看法 - 套期保值策略与过去一致，为投资圭亚那项目提供显著价格保护；2022年对9万桶/日WTI和6万桶/日Brent进行套期保值，设置了较高的上限价格以降低成本，同时保留油价上涨时的额外现金流；未对所有石油产量进行套期保值，未套期保值的NGL和天然气产量也将受益于高价 [74] - 公司对市场持建设性看法，需求方面，全球石油需求因Omicron暂时受挫，预计未来一个月左右恢复到疫情前水平，到2022年底达到1.02亿桶/日；供应方面，呈U型复苏，页岩油增长较温和，OPEC+增产有纪律，全球石油库存较疫情前减少约2亿桶，预计油价将发出投资增加的信号 [75][76][77] 问题9: Fangtooth等井的油气比、渗透率、油质与页岩层的对比情况 - Fangtooth井油质良好，证实了Stabroek Block的深层勘探潜力；未来几个月将完成该井分析并规划评估活动，确定最佳开发方法；一般认为深层区域将通过独立开发和回接到现有FPSO的方式开发；目前无法提供油气比、渗透率等对比数据，需进一步分析和评估 [83][84] 问题10: 第四季度圭亚那的合同单位成本以及公司选择股票回购而非可变股息的原因 - 圭亚那Liza Phase 1现金成本目前每桶低于12美元，生产优化完成后将降低；Liza Phase 2全面投产后现金成本每桶10美元，购买FPSO后将降至7 - 8美元；到第四季度，公司整体现金成本将降至每桶约11美元 [86][87] - 公司认为可变股息不利于创造长期价值，加强基础股息和持续的股票回购是更好的方式；Liza Phase 2投产后将偿还债务并增加基础股息，未来股息增加和股票回购将根据市场情况和现金流增长而定 [89] 问题11: 圭亚那FPSO回购时间以及成本数据的分母情况 - 成本数据将在财务报表中按公司在圭亚那的权益产量的净现金成本报告；运营商ExxonMobil仍在与SBN讨论FPSO购买日期，2022年和2023年预计无购买计划 [91] 问题12: 储备报告中净增加主要来自巴肯的原因 - 巴肯地区储备增加包括性能提升和因价格上涨将更多井纳入五年计划两方面因素 [99] 问题13: 随着自由现金流增长，公司何时达到投资级以及投资级带来的好处 - 随着现金流和自由现金流增长，公司债务指标将显著改善，目标是实现债务与EBITDAX之比低于1倍；无法确定评级机构的具体时间，但预计随着现金流改善将达到投资级并提升评级；公司战略是保持强大的资产负债表，为资源增长和股东回报提供资金 [101] 问题14: 油价对巴肯地区增加第四台钻机时间的影响 - 巴肯地区在投资组合中的作用是现金引擎，增加第四台钻机的决策取决于公司现金流需求和回报；若油价维持在较高水平，预计明年增加第四台钻机，可使产量达到20万桶/日并维持近十年，此时可充分利用基础设施，在60 - 65美元油价下可产生约10亿美元自由现金流 [107] 问题15: 公司在海上环境中看到的服务或材料成本情况 - 海上也存在通胀，但公司大部分海上投资组合由圭亚那项目驱动，目前开发项目受EPC合同保护，可免受成本增加影响；ExxonMobil的设计建造策略提高了效率；墨西哥湾钻Huron井的钻机日费率为25.5万美元，相对较低 [108] 问题16: Payara项目的限速步骤以及未来开发项目的情况 - Payara项目有三个海上安装阶段，因安装期间有海流问题，需增加一定的应急措施；项目目前完成约66%，进度略超前，预计2024年投产 [113] 问题17: 圭亚那一艘钻井船一年可钻的开发井数量 - 没有通用的经验法则，每个开发项目的水平井长度和所开采的储层不同，情况各异 [115] 问题18: 今年勘探计划中最有信息价值的数据点以及目标地层的依据 - 今年勘探计划的目标是继续进行上Campanian勘探，更