财务数据和关键指标变化 - 2023年第二季度调整后净利润为2.01亿美元，而第一季度为3.46亿美元 [55] - 第二季度E&P调整后净收入为2.37亿美元，上一季度为4.05亿美元，主要因售价降低、成本和关税增加、勘探费用上升等因素，使二季度收益减少1.68亿美元 [35] - 第二季度中游业务净收入为6200万美元，上一季度为6100万美元；中游业务EBITDA（未计非控股权益）为2.47亿美元，上一季度为2.38亿美元 [36] - 第二季度E&P现金成本为每桶油当量13.97美元，低于15.50 - 16美元的指引，预计第三季度为14 - 14.50美元，全年为13.50 - 14美元 [38] - E&P所得税费用预计第三季度为1.7 - 1.8亿美元，全年为6.7 - 6.8亿美元；非现金期权溢价摊销第三季度预计为5200万美元，全年为1.9亿美元 [39] - E&P资本和勘探支出预计第三季度约为10.25亿美元，全年约为37亿美元 [39] - 6月30日，不包括中游业务，现金及现金等价物为22亿美元，总流动性为56亿美元，债务和融资租赁义务总计56亿美元 [57] - 第二季度经营活动提供的净现金（未计营运资金变动）为9.74亿美元，上一季度为10.3亿美元 [58] - 预计第三季度勘探费用（不包括干井成本）约为6000万美元，全年约为1.7亿美元；中游关税预计第三季度为3.2 - 3.3亿美元，全年为12.3 - 12.5亿美元 [59] - 公司费用预计第三季度约为2500万美元，全年为1.1 - 1.2亿美元；利息费用预计第三季度为7500 - 8000万美元，全年为3 - 3.1亿美元 [60] - 2023年第二季度DD&A费用为每桶油当量12.79美元，预计第三季度为12.50 - 13美元，全年为13 - 13.50美元，预计2023年第三季度和全年E&P单位总运营成本为每桶油当量26.50 - 27.50美元 [78] - 预计中游业务归属于公司的净收入第三季度为5500 - 6000万美元，全年为2.4 - 2.5亿美元，低于此前2.55 - 2.65亿美元的指引 [79] 各条业务线数据和关键指标变化 E&P业务 - 2023年第二季度公司整体净产量平均为每天38.7万桶油当量，高于35.5 - 36.5万桶油当量的指引；预计第三季度平均约为每天38.5万桶油当量；全年预计平均为每天38.5 - 39万桶油当量，高于此前36.5 - 37.5万桶油当量的指引 [17][30] - 巴肯地区第二季度净产量为每天18.1万桶油当量，高于16.5 - 17万桶油当量的指引；预计第三季度平均约为每天18.5万桶油当量；全年预计净产量为每天17.5 - 18万桶油当量，高于此前16.5 - 17万桶油当量的指引 [43][45] - 墨西哥湾深水区第二季度净产量平均为每天3.2万桶油当量，预计第三季度平均约为每天2.5万桶油当量，全年预计平均约为每天3万桶油当量 [46][47] - 东南亚地区第二季度净产量平均为每天6.4万桶油当量，预计第三季度和全年平均约为每天6.5万桶油当量 [50] - 圭亚那地区第二季度净产量平均为每天11万桶油，处于10.5 - 11万桶油指引范围的高端；预计第三季度平均约为每天11万桶油；全年预计平均约为每天11.5万桶油，高于此前10.5 - 11万桶油的指引范围 [50][51] 中游业务 - 第二季度中游业务净收入为6200万美元，上一季度为6100万美元；中游业务EBITDA（未计非控股权益）为2.47亿美元，上一季度为2.38亿美元 [36] - 预计中游业务归属于公司的净收入第三季度为5500 - 6000万美元，全年为2.4 - 2.5亿美元，低于此前2.55 - 2.65亿美元的指引 [79] 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 - 公司继续执行战略，实现高回报资源增长、低成本供应和行业领先的现金流增长，同时保持在环境、社会和治理绩效及披露方面的行业领先地位 [10] - 基于每桶75美元的布伦特原油价格，预计2022 - 2027年现金流每年增长约25%，超过营收增长速度的两倍；最新债务与EBITDAX比率约为1倍 [11] - 公司投资高回报、低成本机会，构建了以圭亚那、巴肯、墨西哥湾深水区和东南亚为重点的差异化、平衡投资组合 [12] - 圭亚那是公司战略关键，拥有30%权益，自2015年在斯塔布罗克区块有超30个发现，估计可采资源超110亿桶油当量，还有数十亿桶勘探潜力 [12] - 巴肯地区有15年高回报钻井位置库存，计划到2025年将净产量稳步提高到约每天20万桶油当量，继续运营4钻机项目以优化基础设施、降低单位现金成本和产生大量自由现金流 [13] - 东南亚有两个重要的长期天然气资产，未来重点是在北马来盆地实现现金流和产量最大化，与马来西亚和泰国政府合作延长JDA的PSC协议 [14] - 公司计划继续提高定期股息，使其对收益型投资者有吸引力且在低油价环境下可持续；随着未来自由现金流稳步增加，股票回购预计将在资本回报中占比增加 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源转型虽有进展，但仍面临能源供应结构性短缺、发达国家减排投资不足、发展中国家减排愿望差距等问题，石油和天然气在未来几十年仍将是有序、公正和安全能源转型的基础 [8][9][21] - 公司凭借圭亚那多个开发阶段上线和巴肯丰富的高回报钻井位置库存，到2027年可实现每年超10%的高利润产量增长；随着资源基础扩大，特别是圭亚那前5个开发项目盈亏平衡点在每桶布伦特25 - 35美元，预计到2027年现金单位成本将下降25%至约每桶油当量10美元 [24] - 公司运营表现强劲，巴肯地区产量稳步增长，墨西哥湾勘探成功且有更多钻井计划，东南亚资产产量稳定，圭亚那项目不断发展，有望为股东带来显著价值 [33] 其他重要信息 - 6月，公司连续第二年被评为第15届年度伍德麦肯兹勘探行业调查的E&P年度勘探公司 [26] - 上周，公司发布第26份年度可持续发展报告，全面回顾了环境、社会和治理项目的战略和绩效，包括净零承诺和在2025年减排目标方面取得的重大进展 [28] - 圭亚那斯塔布罗克区块勘探许可证因新冠疫情正式延长1年至2027年10月，合同面积放弃期限也推迟1年至2024年10月 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: Payara是否有去瓶颈策略，以及预计何时达到满负荷生产 - 有去瓶颈策略，预计第四季度初投产，爬坡时间约为5个月，因规模稍大可能会略长 [61][80] 问题: Liza 1和Liza 2去瓶颈工作进展、下半年项目安排及去瓶颈后新的产量平台水平 - Liza Phase 1已完成去瓶颈，正常产量在14.5 - 15万桶/天；Liza Phase 2产量高于铭牌产能22万桶/天，有时达24万桶/天，运营商计划年底前进一步去瓶颈，接近25万桶/天，明年还有工程研究进一步去瓶颈可能性，运营商认为两个设施总产量可达40万桶/天，比批准方案高20% [64] 问题: 2024年软资本支出指导，包括购买FPSO和Pickerel发现的预期 - 目前谈2024年资本支出还早，有计划在2024年购买Unity FPSO，但Whiptail最终成本估算还在进行中，将在1月提供典型的2024年指导 [66] 问题: 全年预算37亿美元，上半年支出较低，下半年支出增加的原因及是否可能低于预算 - 下半年圭亚那项目如Payara投产、Yellowtail和Uaru开发会增加支出，墨西哥湾钻机在二季度末开始工作，将进行Black Pearl和Vancouver钻探，北达科他州天气适合设施作业，巴肯地区支出也会增加；公司计划支出37亿美元，执行情况良好，应按此水平建模 [68][70] 问题: 圭亚那第三和第四季度递延税粗略估计，以及勘探期延长1年是否有一次性付款给政府 - 无一次性付款，因新冠疫情不可抗力导致勘探期延长；递延税难以预测，二季度约4500万美元，一季度约3600万美元，考虑Payara投产，预计三季度和四季度会高于4500万美元 [71] 问题: 圭亚那勘探许可证和面积放弃期限延长对资源分配和开发方法的影响 - 无影响，预计明年6钻机项目，每年计划钻10 - 12口勘探评价井，延长时间有利于进一步评估资源 [72][73] 问题: 达到巴肯地区每天20万桶油当量产量平台的看法及是否可提前实现 - 计划2025年达到平均每天20万桶油当量，凭借大量钻井位置库存，预计可维持近十年，届时巴肯将成为重要的自由现金流来源 [91] 问题: 成本通胀或通缩情况及与资本和运营支出指引假设的比较 - 巴肯地区上半年综合通胀率为10% - 15%，通过战略合同、精益制造和技术应用缓解约一半，目前部分成本如油井管材开始缓和，仍维持每口井690万美元的成本指引 [106] 问题: 圭亚那资源数量何时更新，110亿桶涉及多少发现 - 今年在斯塔布罗克区块有活跃的勘探评价计划，特别是在方齿鱼地区，仍认为有数十亿桶油当量资源，合适时会考虑提高超110亿桶油当量的资源估计；110亿桶数据不断更新，很多评估工作正在进行 [81][82] 问题: 墨西哥湾勘探项目中，相对低风险的Black Pearl和高风险的Vancouver在地震方面是否有降低风险措施 - 公司在墨西哥湾所有枢纽周围进行海底节点地震勘测，并结合全波形反演算法，能发现盐下新机会，不仅适用于枢纽周围，也适用于枢纽级机会，目标是维持墨西哥湾现金引擎，保持产量平稳并可能增长 [137] 问题: 如何确定每个FPSO的设计公差，后续去瓶颈项目中产量提升的思考 - 每个FPSO将定制化处理，运营约一年获取动态数据后，根据数据决定进一步去瓶颈的程度，倾向于尽可能去瓶颈，因每个枢纽周围有大量额外资源，这些FPSO达到平台期的时间将比典型深水开发项目更长 [138] 问题: 圭亚那西南部地质情况及通过额外钻探希望发现或了解的内容 - 该地区发现均为上坎帕尼亚阶，是类似Liza的优质储层，向东南方向气油比增加，进行进一步评估和勘探是为了解高GOR开发项目，目标是推进含油开发项目，如方齿鱼项目，同时需要更多数据了解该地区情况 [98] 问题: Pickerel投产时公司净产量和开发成本情况 - 仍在评估该井，预计为油和气混合，80%为油，20%为气，与Tubular Bells设施连接，成本低且利润高，预计峰值总产量为每天8000 - 10000桶 [102][140] 问题: 巴肯地区产量指导上调中，石油与天然气和NGLs的贡献比例，以及达到20万桶油当量平台时的石油比例 - 未明确石油与天然气和NGLs的具体贡献比例；长期来看，达到每天20万桶油当量时，预计石油产量约为每天10万桶，占比50% [112][114] 问题: 壳牌资产相关机会是近期还是远期 - 为近期机会，未来2 - 3年执行过程中会涉及 [133] 问题: 出售Hess Midstream部分股份后，不再拥有运营和营销控制权的阈值 - 公司致力于最大化Hess Midstream的长期价值，其为巴肯E&P资产增加差异化价值，即使所有权比例降低，公司仍可保持运营控制，还提供高价值市场的运输选择，有助于提高天然气捕获率，降低温室气体排放强度，公司设定了2025年零常规燃烧目标 [121] 问题: Hess Midstream的财务灵活性和潜在股份回购情况 - Hess Midstream凭借强大的信用状况和持续的自由现金流增长，到2025年将拥有超10亿美元的财务灵活性，支持潜在的增量股份回购，预计会有更多类似今年3月和6月各1亿美元的交易 [129] 问题: 圭亚那油井表现及对产量指导的影响 - 随着时间推移，石油产量将继续增加，产量指导上调部分归因于油井表现，部分归因于NGL和天然气产量 [131]