财务数据和关键指标变化 - 第一季度净亏损2.87亿美元，摊薄后每股净亏损1.87美元；调整后净利润1000万美元，摊薄后每股调整后净利润0.06美元 [18] - 第一季度运营现金流2.38亿美元，调整后现金流为正2.48亿美元 [20] - 第一季度末现金及等价物2.31亿美元，自2020年末以来净偿还债务2.33亿美元，占总债务的8%；计划2021年再回购2亿美元高级票据，全年债务减少约15% [25] - 2021年资本支出计划为6.75 - 7.25亿美元，第一季度已支出2.3亿美元，占全年计划的33% [21] 各条业务线数据和关键指标变化 北美陆上业务 - 第一季度运营井提前上线，16口非运营鹰滩页岩井提前投产；未来两个季度计划上线3口运营井、29口非运营鹰滩页岩井和10口图珀蒙特尼运营井 [27][28] - 鹰滩页岩产量为3万桶油当量/日，超过本季度指导中点；新井IP30平均产量1400桶油当量/日，两口最佳井IP达2000桶油当量/日 [30] - 2021年第一季度平均单井成本从2018年的约630万美元降至450万美元，独立完井成本下降40% [31] - 图珀蒙特尼第一季度产量2.34亿立方英尺/日，按计划上线4口井；受机械问题和特许权使用费影响；自2017年以来钻井和完井成本降低约28%，2021年第一季度平均单井成本约410万美元，2019年为550万美元 [34] 墨西哥湾业务 - 主要项目按计划推进，Khaleesi/Mormont和Samurai三口井的顶部井段已钻完，Samurai - 3井正在钻探，预计2022年上半年实现首油 [35] - 非运营的圣马洛注水项目按计划进行，第一口生产井已投产，四口井的最后一口正在钻探 [36] - 金斯奎浮式生产系统已完成出售，计划2021年第三季度运往墨西哥湾，预计2022年上半年接收Khaleesi/Mormont和Samurai的首油 [37] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度商品价格大幅反弹，石油实现价格平均每桶58美元，略高于WTI基准；天然气实现价格平均每千立方英尺2.55美元 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年三大优先事项为去杠杆、执行和勘探 [10] - 保持每年平均6亿美元的资本支出，预计到2024年实现约6%的产量复合年增长率，石油占比平均50%，海上产量平均7.5万桶油当量/日 [40] - 公司在墨西哥湾业务具有独特优势，是第四大运营商，关注行业交易机会，目标是去杠杆和收购能增加现金流的资产 [58][59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司资产碳排放强度低，预计到2021年底在油权重型同行中处于前四分之一 [9] - 目前商品价格有助于实现2021年进一步减少2亿美元债务的目标，到2024年总债务降至14亿美元，并有可能进一步降低 [25][44] - 对巴西和墨西哥湾的勘探项目感到兴奋，认为有较大资源潜力 [38][39] 其他重要信息 - 公司在阿肯色州联合县拥有约1万英亩特许权土地，有卤水特许权收入，正在密切关注锂提取项目 [65][66] - 公司预计全年运营费用将低于第一季度的9.75美元/桶油当量，后续约为8.5美元/桶油当量；图珀蒙特尼运营费用预计略高于5美元/桶油当量，鹰滩业务约为9.5美元/桶油当量 [69][70][71] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 奥斯汀白垩层的机会规模和库存数量 - 公司对奥斯汀白垩层项目潜力感到兴奋，将在未来几个季度重新评估分级和预期并制定计划；预计未来十年在一级和二级区域开采约100口井，但目前更新整体评估还为时过早 [50][51] 问题2: 2021 - 2024年资本支出计划是否会因商品价格上涨而改变 - 公司将坚持现有计划，以去杠杆为主要重点；若油价继续上涨，将加快去杠杆进程 [52][53] 问题3: 是否需要达到10亿美元的长期债务目标才会考虑现金的其他用途 - 当债务降至14 - 10亿美元区间时，从债务EBITDAX倍数角度看是合适的，此时可以考虑其他选择；公司会持续评估并购机会，确保在该时间框架内达到债务目标 [54][55] 问题4: 墨西哥湾及所有海上资产的竞争环境变化及机会 - 公司在墨西哥湾具有独特地位，看到更多交易机会；目标是去杠杆，收购能增加现金流的资产以维持去杠杆目标 [58][59] 问题5: 6亿美元资本支出水平下，如何考虑勘探成功后的资本分配 - 去杠杆和勘探是关键；相信资本预测和灵活性，可通过现金流为勘探成功后的开发提供资金，不影响去杠杆目标；若为重大项目成功，可能在去杠杆后利用现金流进行投资 [60][61][62] 问题6: 公司在阿肯色州是否有土地或矿权，是否考虑参与锂提取业务 - 公司在阿肯色州联合县有1万英亩特许权土地，有卤水特许权收入，正在密切监测锂提取项目，但目前不打算在该地区增加业务；会像其他公司一样评估在能源转型中的角色 [65][66][67] 问题7: 第一季度运营费用略有上升是否与天气有关，以及全年运营费用预期 - 全年运营费用将较为稳定，偶尔的海上修井作业经济可行；预计全年公司整体运营费用低于第一季度的9.75美元/桶油当量，后续约为8.5美元/桶油当量；图珀蒙特尼运营费用预计略高于5美元/桶油当量，鹰滩业务约为9.5美元/桶油当量 [69][70][71] 问题8: 鹰滩二级井表现优于一级井型曲线的驱动因素，以及维持鹰滩产量平稳所需的资本支出 - 二级井表现超预期是因为邻近井数据较少，影响了更高产量的预测；公司目标是多年维持鹰滩产量在3万桶油当量/日左右，预计每年约2亿美元资本支出 [72][73][74] 问题9: 越南项目的最新情况 - 公司对越南项目感到兴奋，目前因去杠杆未分配资本，但该地区有大量低成本、低风险机会，计划在去杠杆后进行评估 [75] 问题10: 陆上钻井项目的回报情况，鹰滩和图珀蒙特尼井在不同价格下的回报率比较 - 鹰滩井在当前油价下回报率为35% - 100%，图珀蒙特尼井回报率为60% - 90%；鹰滩最佳位置回报率略高于图珀蒙特尼，但回报范围更广 [79] 问题11: 鹰滩第一季度非运营活动增加的原因，以及高油价下是否会有更多非运营活动 - 公司目标是去杠杆和控制资本支出，预计同行也会如此，没有迹象表明合作伙伴会增加资本支出，公司也不会 [80] 问题12: 墨西哥湾卢修斯工作权益收购的影响，以及银背井的结果时间和潜在干井成本 - 卢修斯项目2021年第一季度贡献了两个月产量，预计全年净产量略超1300桶/日；银背井预计8月左右出结果，公司承担的井成本约为1000 - 1500万美元 [83][84] 问题13: 鹰滩产量情况，以及非运营活动如何支持产量 - 预计第二季度鹰滩产量近3.8万桶油当量/日，全年3.2万桶油当量/日；非运营井预计在第二和第三季度上线，运营项目将在第二季度结束；老井基础产量下降率符合24%的预测，支持了今年的产量和现金流 [88][89] 问题14: 如何将去年墨西哥湾风暴影响纳入2021年第二、三季度产量指导 - 公司根据数十年风暴数据估算风暴停机时间，假设为平均风暴年；产量指导中已包含第三季度超5000桶油当量/日和第四季度略超1500桶油当量/日的停机时间 [96][97] 问题15: 第一季度末资产负债表上有2.3亿美元未动用循环信贷额度，公司是否会在年内积累现金，是否会提前偿还2024年到期债务或等待勘探结果再做决策 - 公司计划在今年剩余时间偿还更多债务；若现金积累，可能在年底利用债券的赎回条款偿还更多债务，会综合考虑多种因素 [99] 问题16: 巴西勘探项目的最新情况 - 公司对巴西项目感到兴奋，今年有一口关键井，首次公布该地区资源潜力为5 - 10亿桶；波蒂瓜尔盆地进展顺利，预计下半年项目启动 [101][102][103] 问题17: 是否看到服务价格通胀迹象 - 公司通过战略采购，2021年项目不受当前成本上涨影响；展望2022年，虽关键服务成本可能增加，但可通过提高执行效率和与供应商合作实现互利，仍能为项目带来有吸引力的回报 [105][106]