财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度净收入为1.15亿美元，而第二季度净亏损7300万美元；调整后，第三季度净收入为8600万美元，第二季度为7400万美元，第三季度收益包括出售丹麦权益的税后收益2900万美元 [44] - 第三季度末，不包括中游业务，现金及现金等价物为24.1亿美元，总流动性为60亿美元（包括可用承诺信贷额度），债务和融资租赁义务总计61亿美元 [49] - 第三季度经营活动提供的净现金在营运资金变动前为6.31亿美元，变动后为6.15亿美元；第二季度分别为6.59亿美元和7.85亿美元 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P） - 调整后，2021年第三季度净收入为1.49亿美元，上一季度为1.22亿美元；原油、NGL和天然气实现售价提高使收益增加1.1亿美元，销量降低使收益减少1.47亿美元，其他因素综合使第三季度收益增加2700万美元 [45] - 第三季度销量低于第二季度，主要因墨西哥湾飓风停机、马来西亚计划维护停机和提名减少以及巴肯地区Tioga天然气厂维护周转导致销量下降 [46] - 圭亚那第三季度出售三批100万桶原油货物，上一季度为两批；第三季度E&P销量较产量少约17.5万桶，对本季度税后结果影响不大 [47] 中游业务 - 2021年第三季度净收入为6100万美元，上一季度为7600万美元；第三季度结果包括Tioga天然气厂维护周转成本 [48] - 第三季度中游业务EBITDA（扣除非控股权益前）为2.03亿美元，上一季度为2.29亿美元 [48] 各个市场数据和关键指标变化 巴肯地区 - 第三季度净产量平均为14.8万桶油当量/日，高于约14.5万桶油当量/日的指引；预计第四季度净产量平均在15.5 - 16万桶油当量/日，2021年全年预计平均约15.5万桶油当量/日 [27] - 第三季度钻了18口井，投产19口新井；预计第四季度钻约19口井，投产约18口新井；2021年全年预计钻约65口井，投产约50口新井 [28] 墨西哥湾 - 第三季度净产量平均为3.2万桶油当量/日，低于3.5 - 4万桶油当量/日的指引范围；预计第四季度净产量平均在4 - 4.5万桶油当量/日，2021年全年预计约4.5万桶油当量/日 [30][31] 东南亚 - 第三季度净产量为5万桶油当量/日，符合5 - 5.5万桶油当量/日的指引；预计第四季度净产量平均约6.5万桶油当量/日，2021年全年预计约6万桶油当量/日 [32] 圭亚那 - 第三季度Liza一期综合体原油总产量平均为12.4万桶/日，公司净产量为3.2万桶/日；预计第四季度和2021年全年Liza一期净产量平均约3万桶/日 [33][34] - Liza二期开发预计2022年初投产，产能为22万桶油/日；Payara油田预计2024年实现首油，产能为22万桶油/日；Yellowtail项目预计2025年实现首油，产能约25万桶油/日 [18][19][20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是扩大资源基础、降低供应成本、维持现金流增长，同时实现行业领先的环境、社会和治理绩效与披露 [12] - 通过投资高回报、低成本机会，构建了短周期和长周期资产平衡的差异化投资组合，巴肯、墨西哥湾和东南亚是现金引擎，圭亚那是增长引擎 [13] - 预计到2027年，Stabroek区块至少有6艘FPSO，日产原油超100万桶，最多有10艘FPSO开发该区块已发现资源 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 气候变化是21世纪最大的科学挑战，世界需在未来20年将全球能源供应增长约20%，并在2050年实现净零排放；未来几十年仍需石油和天然气，预计未来10年全球油气投资每年至少4000亿美元，去年为3000亿美元，今年估计为3400亿美元 [9][11] - 公司有望在本十年末实现强劲持久的现金流增长，2020 - 2023年现金流预计复合年增长率为42%，比同行高50%，位居标普500指数前5% [14] - 公司保持财务实力和风险管理，偿还债务并出售资产增强了现金和流动性状况；Liza二期投产和债务减少预计使债务与EBITDAX比率低于2，并考虑增加对股东的现金回报 [15] 其他重要信息 - 公司在MSCI ESG评级中获得2021年AAA评级，此前连续10年获得AA评级，表明公司在管理特定行业ESG风险方面领先同行 [21] - 2022年公司购买了WTI和布伦特原油的领口期权，WTI领口期权为9万桶/日，底价60美元/桶，顶价90美元/桶；布伦特领口期权为6万桶/日，底价65美元/桶，顶价95美元/桶，成本1.61亿美元，将在2022年摊销 [56] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Liza二期从船只到达Stabroek区块到首油预计需要多久 - 公司表示目前坚定地朝着2022年初投产的目标推进，但无法给出更明确的时间 [62] 问题2: 如何看待未来项目阶段的通胀压力 - 前三个阶段受现有EPC合同保护，可免受成本增加影响；ExxonMobil采用“设计一个，建造多个”策略提高效率；Yellowtail项目最终成本需待项目获批后公布，即使成本增加，由于PSC的高效性，对项目整体回报影响不大，预计盈亏平衡油价在25 - 32美元/桶 [64][65] 问题3: 如何看待2022年的支出轨迹，以及Yellowtail项目成本是否会达到120亿美元 - 2022年巴肯地区因增加钻机和非运营合资井投票增加，预计资本支出增加约2.5亿美元；圭亚那开发支出预计约10亿美元，较今年增加约2.5亿美元；墨西哥湾和东南亚预计增加约2亿美元；Liza二期投产后预计带来10亿美元额外现金流；Yellowtail项目FTP已提交政府，成本较高但资源量大，财务回报出色，盈亏平衡成本在25 - 32美元/桶，具体成本待FTP获批后公布 [68][69][72] 问题4: 如何看待FPSO的生产优化 - 对于此类规模的开发项目，预计产能提升范围在10% - 20%，且通常只需较低投资，由于PSC的快速成本回收机制，这些优化措施盈利能力强 [74] 问题5: Liza一期的优化工作推迟到第一季度的原因 - 推迟是为了让运营商在船只停机时同时进行其他计划的维护和检查工作，提高效率 [76][80] 问题6: 圭亚那天然气资源的开发计划和时间表 - 天然气发电项目处于设计阶段，完成后将在获批后分享项目细节；长期天然气解决方案正在研究中，未来五年甚至更长时间内无需担忧，天然气用于油藏压力维护可提高采收率，具有增强石油回收效果 [81] 问题7: 净债务与EBITDA比率低于2倍后，如何看待现金回报股东的方式和比例 - 公司战略是先增加股息，随着各FPSO投产带来更多自由现金流，将逐步增加股息，并考虑进行机会性股票回购 [83] 问题8: 净债务与EBITDA比率的最终目标是多少 - 公司希望比率低于1倍，随着各FPSO投产，EBITDA大幅增加，比率将很快降至1倍以下 [85] 问题9: 达到巴肯地区最优产量后，出售中游资产是否合理 - 公司对中游投资满意，中游业务为E&P资产增加了差异化价值，提供了向高价值市场输送的选择，有助于提高天然气捕获率和降低燃烧率；此前的股权出售是为了增加流通股和优化资本结构；公司和GIP致力于最大化Hess Midstream的长期价值 [88][89] 问题10: 为何采用领口期权策略进行套期保值 - 套期保值策略与过去一致，旨在为股东提供显著的下行保护，同时保留大部分上行空间；使用高顶价领口期权降低了项目成本，且公司仍有机会从高于套期保值底价的油价中获得额外现金流；公司未对天然气、NGL和部分石油产量进行套期保值 [93][94] 问题11: 巴肯地区在何种油价下会从自由现金流策略转向增长策略 - 巴肯地区的主要作用是作为现金引擎，增加钻机的决策将取决于回报和公司现金流状况；在60美元/桶的WTI油价下，有2200个未来开发地点；公司希望将巴肯地区产量提高到20万桶/日以最大化自由现金流，根据市场情况，可能在明年年底考虑增加第四台钻机；最多运行4台钻机可使巴肯地区产量达到20万桶/日左右，并维持近十年，届时将产生7.5 - 10亿美元的自由现金流 [96][97][98] 问题12: 资源估计增加的组成部分，以及近期发现的砂岩质量和一致性对未来钻探的影响 - 资源估计增加主要来自Whiptail - 1、Whiptail - 2、Pinktail和Cataback的新发现；近期发现的砂岩质量都非常好；这些发现证实了从Turbot到Liza及更北地区的东部沿海地区是优质储层岩石；2022年的勘探和评估计划包括继续开发上坎帕阶储层的前景、对更深地层进行更多钻探以及评估已有的发现 [101][103][104] 问题13: Yellowtail项目的井数和海底站点配置是否确定，以及预计总成本 - 井数和海底站点配置仍在与合作伙伴讨论中，最终项目细节将在最终获批后公布；Yellowtail项目具有世界级的经济效益和回报，尽管成本较高，但资源量更大，盈亏平衡油价在25 - 32美元/桶 [106][107] 问题14: 2022年资本支出增加是否约为25亿美元（不包括勘探费用） - 2022年资本支出预计较今年增加7亿美元（包括勘探费用），Liza二期投产后预计带来10亿美元额外现金流，巴肯地区产量增加也将带来额外现金流 [111][112]