财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度，公司按公认会计原则报告的合并净收入为1000万美元，摊薄后每股亏损1600万美元，即每股亏损0.04美元，调整后亏损为2000万美元，即每股亏损0.05美元 [21] - 2020年第四季度，公司调整后的日产量为36.5万桶油当量，较第三季度下降7%，运营费用为2.69亿美元，低于指引但较第三季度有所上升，G&A费用为7600万美元，处于指引范围低端，较第三季度增加 [21][22][23] - 2020年，公司因油气价格相关损失超13亿美元收入，超3亿美元现金流受营运资金影响，通过一系列措施避免资产负债表进一步杠杆化，减少短期债券到期金额6亿美元，目前2025年11月前到期债券仅3.36亿美元 [11][23] - 2021年，公司计划上游资本预算约11亿美元，预计产生大量自由现金流，预计LOE同比增长约7%，G&A费用季度运行率约7500万美元 [24][25][26] 各条业务线数据和关键指标变化 美国业务 - 2020年第四季度，美国二叠纪盆地恢复完井活动，阿尔卑斯高地10月底恢复此前削减产量，天然气和NGL产量显著提升 [12] - 2021年，二叠纪目前运行1台钻机，年中计划增加1台，可能需再增加1台以完全阻止产量下降；阿尔卑斯高地完成2口贫气井，表现良好，春季计划进行5次类似完井；东德克萨斯奥斯汀白垩层新增1台钻机，钻探必要井以保留核心土地权益 [15][16] 埃及业务 - 2020年第四季度，埃及利用大面积土地和现代地震项目，有新发现，如Tiam North发现88英尺优质油层 [12][13] - 2021年，计划继续运行5台钻机，目标是稳定产量并实现增长，可根据情况灵活调整支出 [17] 北海业务 - 2020年第四季度，北海在第三系油藏有重要石油发现，Loscan井与Aker BP挪威边境一侧发现相对应 [13] - 2021年，资本计划相对不变，有1台浮动钻机和1个平台作业团队，预计产量在5.5 - 6万桶油当量/日范围内波动 [17] 苏里南业务 - 2020年，与道达尔的合资企业开始勘探活动，前四次勘探测试均有重大石油发现，近期开始评估钻探计划 [12] - 2021年，年初开始将58区块作业权移交给道达尔，第四口井Keskesi继续勘探新康尼亚系深层目标，已选定第五口勘探井Bonboni位置，道达尔本月初开钻第一口评估井 [17][18] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年公司采取保守投资策略，优先保留自由现金流以减少债务，注重长期回报而非短期增长，积极管理成本结构，推进苏里南勘探和评估活动，持续改善ESG实践和指标 [18][19] - 随着油价改善，2021年美国业务恢复适度活动，目标是维持石油产量，苏里南业务与道达尔合作推进勘探和评估计划 [14][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年油价受俄罗斯、沙特市场份额争夺和新冠疫情影响，公司采取系列措施保护现金流，效果良好，未增加净债务并重组债务组合 [9][10][11] - 2021年公司对油气价格改善持谨慎乐观态度，保守资本预算下有望产生大量自由现金流用于减债 [26] 其他重要信息 - 公司在应对新冠疫情时，迅速实施居家办公计划和现场操作协议，保护员工并减少运营中断，无已知新冠病毒在员工或承包商间传播案例 [11] - 2020年公司将ESG目标在短期薪酬计算中的权重提高到20%，2021年计划继续推进ESG目标，包括美国 flares强度低于1%、淡水消耗低于总用水量20%等 [19][20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 苏里南评估计划进展及首次开发规模 - 公司与合作伙伴在时间线上保持一致，第一口评估井评估Sapakara和KwasKwasi方面情况，评估计划是勘探后续步骤，目前暂不讨论规模，待确定流量、连通性等信息 [28][29][30] 问题2: 维护资本与修井成本动态及维持产量的盈亏平衡油价 - 公司资产团队和运营人员在艰难环境下表现出色，通过管理现金流和成本结构控制产量下降，目前二叠纪、埃及和北海业务接近维持产量水平，但暂不计划增加钻机 [32][33][34] 问题3: 2000万美元勘探预算细分 - 奥斯汀白垩层资金用于开发，苏里南勘探和评估资金分配取决于钻井类型，勘探井公司承担50%，评估井承担12.5% [36][37] 问题4: Staatsolie决定是否回股20%的时间及想法 - Staatsolie在项目最终投资决策（FID）时有选择权，公司预计其会参与，若其不参与公司可增持股份 [38][39] 问题5: 若油价上涨，公司增加活动的意愿及可能增加活动的地区 - 公司目前首要目标是产生自由现金流用于偿还债务，对增加活动持谨慎态度，二叠纪可能需增加第三台钻机稳定产量，埃及也有机会，但目前无明确计划 [41][42] 问题6: 2000万美元勘探预算中是否有用于多米尼加共和国近海的资金 - 有少量资金用于开展3D地震勘探工作 [43][44] 问题7: 苏里南达到FID是否有钻杆测试计划及对快速达到FID的信心 - 合作伙伴对储层有信心，公司在勘探过程中收集大量数据，评估计划会进行流量测试，暂不评论合作伙伴提及的时间线 [46][47] 问题8: 道达尔预计今年9口井的时间安排和结果预期 - 公司有两个钻机项目，9口井是道达尔整体计划，部分评估井可能因已穿透盆地而进展较快，但部分可能因流量测试等耗时较长，公司将同时推进勘探和评估项目 [49][50] 问题9: 美国维护模式计划及阿尔卑斯高地与奥斯汀白垩层、其他二叠纪项目的回报对比 - 二叠纪维护主要考虑石油产量，运行3台钻机可保持产量平稳；阿尔卑斯高地目前在有限资本预算下竞争力不足，若经济可行可考虑合作开发 [51][52] 问题10: 增加第二台钻机是否为达到指导目标所需，第三台钻机是潜在增量还是指导目标一部分 - 第三台钻机不在计划和指导范围内，仅作为参考指出二叠纪维持产量可能需要增加一台钻机 [53][54] 问题11: 美国业务是否会有轻微增长以抵消国际业务下降，还是整体维持 - 公司整体业务维持现状 [55][56] 问题12: 奥斯汀白垩层井的表现预期 - 公司对奥斯汀白垩层有高期望，拥有大量土地权益，参与非作业井，钻井可保留选择权，必要时可引入额外资本 [57][58] 问题13: 2020年LOE成本递延金额及2021年后正常LOE费率 - 无法量化2020年递延金额及2021年体现金额，建议后续与Gary跟进；2021年金额可能更接近正常水平，递延影响不大 [60][61][63] 问题14: 埃及产量下降率现状、年底预期及下降率放缓原因 - 埃及产量下降率放缓是由于活动和工作重点安排，有重要修井计划，可挖掘套管后资源，随着产量下降，维持稳定相对容易 [64][65] 问题15: 阿尔卑斯高地基础设施和天然气生产潜在价值及实现价值的机会 - 阿尔卑斯高地有资源潜力，两口DUC井表现良好，春季将完成5口DUC井，但目前资本预算紧张，无增加计划，可考虑引入资本 [66][67] 问题16: 埃及PSC合同在油价上涨时的价值上限及敏感性 - 埃及项目回报良好，油价上涨时美国二叠纪投资可能更具吸引力，目前未达到该范围；在50 - 60美元布伦特油价区间，埃及项目仍有价值增长空间 [70][71][72] 问题17: 苏里南勘探评估预算成功情况下未来资本支出演变及对其他资产资本灵活性的影响 - 随着资金转向评估和开发，成本不会大幅增加，不会影响其他地区资本分配 [73][74] 问题18: 稳定二叠纪、埃及产量及增加阿尔卑斯高地活动所需的增量资本 - 公司目前无意增加增量资本，更关注产生现金流偿还债务，提及相关情况仅作参考 [75][76] 问题19: 苏里南新康尼亚系区域情况 - 新康尼亚系是下白垩统目标，与上白垩统目标地质特征不同，是浅海碳酸盐礁建造；Keskesi井是首次测试，若成功将有更多目标；该区域在区块内可能呈趋势分布，但并非处处存在 [78][79][82] 问题20: 埃及某发现等待管道连接后开展评估的时间预期 - 埃及西部沙漠基础设施良好，该发现证明新地震技术概念，需进行流量测试等确定偏移情况；其他关键井即将开钻，该发现是对过去工作的验证 [83][84][85] 问题21: 北海业务利润率高但不进一步推进的原因 - 北海业务节奏良好，有项目优先级安排，且公司有其他投资机会，目前处于良好发展节奏 [87][88] 问题22: 埃及业务是否独立产生自由现金流 - 埃及业务基础扎实，有发展机会，公司注重各地区现金流和利润率保护 [89][90] 问题23: 2022年维持产量资本支出和运营费用变化情况 - 以二叠纪为例，非常规井第一年产量下降后，后续下降幅度会缓和，公司在二叠纪有优势，维持产量所需资本可能低于过去；埃及情况类似，整体产量下降缓和后维持产量更容易 [96][97] 问题24: 今年使用现金后债务水平目标 - 无具体债务水平目标，长期目标是使债务与EBITDA比率降至2以下，接近1.5；在55美元/桶WTI油价下，今年该比率将接近2，当前油价下将低于2，公司计划产生大量自由现金流用于减债 [98][99]

业绩总结 - 2020年第三季度报告的生产量为445,241桶油当量/天，其中油、天然气液体和天然气的比例分别为47%、18%和35%[20] - 调整后的生产量为394,000桶油当量/天，较上季度下降12%[7] - 第三季度的净现金流为3.04亿美元，调整后的EBITDAX为5.63亿美元[7] - 2020年第三季度每股稀释亏损为0.02美元，调整后的每股亏损为0.16美元[7] - 2020年9月30日的净收入（包括非控股权益）为72百万美元，税后为41百万美元，稀释每股收益为0.11美元[42] - 2020年9月30日的调整后EBITDAX为563百万美元，相较于2020年6月30日的235百万美元显著增长[45] - 2020年9月30日的经营活动提供的净现金为304百万美元，较2019年同期的635百万美元下降[49] 生产与支出 - 2020年第三季度的油气资产支出为1.41亿美元[7] - 2020年第三季度结束时，公司现金余额为1.6亿美元，借款为8700万美元[16] - 2020年第三季度的总油气资产支出为188百万美元，较2019年同期的954百万美元大幅减少[51] - 上游资本投资总额为141百万美元，较第二季度的216百万美元下降[36] - 预计2020年第四季度的上游租赁运营费用为2.7亿美元[17] 未来展望 - 预计2020年第四季度的总调整生产量为355,000桶油当量/天，其中美国的生产量为225,000桶油当量/天[17] - 预计2020年第四季度北海的当前税费支出为2500万美元[17] - 2020年10月至12月的WTI对冲价格为每桶15美元/20美元/45.55美元[34] 地区生产情况 - 北海地区第三季度生产量增加4%，达到59,588 BOE/D[28] - 美国地区第三季度生产量为258,058 BOE/D，其中油、NGL和天然气的比例分别为32%、29%和39%[31] - 埃及地区第三季度的净生产量为69,908桶油当量/天，较第二季度的79,804桶油当量/天下降[37] - 埃及地区的总液体生产量为161,116桶/天，天然气生产量为649,566千立方英尺/天[37] 财务状况 - 信贷设施的借款能力为40亿美元，财务契约要求调整后的债务/资本比率低于60%[35] - 2020年9月30日的融资成本净额为111百万美元，较2020年6月30日的106百万美元略有上升[45] - 2020年9月30日的资产和未开发租赁权减值为36百万美元，影响税后为29百万美元[42] - 2020年9月30日的未实现衍生工具收益为（78）百万美元，影响稀释每股收益为（0.20）美元[42] - 2020年9月30日的调整后收益（非GAAP）为（59）百万美元，稀释每股收益为（0.16）美元[42]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第三季度，公司按照美国通用会计准则报告的合并净亏损为400万美元，即每股摊薄普通股亏损0.02美元；调整后亏损为5900万美元，即每股0.16美元 [16] - 第三季度公司油气当量平均实现价格较上一季度大幅回升45%，WTI原油均价约为每桶40美元，亨利枢纽天然气价格在季度末涨至近每百万英热单位3美元 [17] - 第三季度G&A费用为5200万美元，远低于8000万美元的指引；租赁运营费用也低于季度指引，单位租赁运营费用较去年下降近25% [18] - 公司预计2020年全年上游资本投资约为10亿美元，意味着第四季度资本支出将增至约2亿美元；第四季度报告的租赁运营费用预计将升至约2.7亿美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 美国业务 - 美国产量较第二季度略有增加，主要因减产产量的恢复，尤其是阿尔卑斯高地地区，抵消了因无钻井活动和本季度仅完成一口井导致的产量下降 [16] - 美国石油产量较第二季度每天减少1.1万桶，降幅为12%，主要因4月暂停二叠纪盆地的钻井和完井活动、对南米德兰盆地进行间歇性停产以评估最佳井距，以及本季度约4000桶/日的石油停产 [10] 国际业务 - 国际调整后产量较上一季度下降约6%，主要受埃及地区油价上涨对成本回收量的影响以及自然油田产量递减的影响，北海地区此前减产产量的恢复部分抵消了这一下降 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度，WTI原油均价约为每桶40美元，亨利枢纽天然气价格在季度末涨至近每百万英热单位3美元，公司油气当量平均实现价格较上一季度大幅回升45% [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略保持不变，优先考虑长期回报而非增长，致力于产生自由现金流、通过减少债务来强化资产负债表，并推进苏里南的大规模机会 [8] - 2021年，公司预计上游资本预算为10亿美元或更少，资本分配优先事项不变，计划在苏里南加大勘探和评估钻探力度，在埃及开展5 - 6台钻机项目，在北海部署1台浮动钻机和1个平台作业团队，在二叠纪盆地安排2个压裂团队 [12] - 公司计划将2021年几乎所有的自由现金流用于偿还债务 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第三季度大宗商品价格有所改善且波动性降低，但宏观逆风仍然存在，行业经营环境从大宗商品价格和现金流角度来看仍具挑战性 [8] - 公司认为能源是全球进步的基础，致力于以创新和更可持续的方式运营，其环境、社会和治理框架不断发展 [9] - 公司对苏里南区块的潜力充满信心，认为该地区有很大的发展前景，随着勘探和评估工作的推进，有望为公司带来巨大价值 [14] 其他重要信息 - 公司一年前发起的组织架构重新设计带来的成本节约超过了之前每年3亿美元的预期 [9] - 公司目前正在将苏里南58区块的作业权过渡给道达尔，道达尔将在Keskesi井之后开展所有勘探和评估活动 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 苏里南2021年的钻机安排及后续是否会增加钻机 - 2021年初道达尔将租赁2台钻机，用于勘探和评估项目，这是明年的最低配置，后续是否增加钻机将根据具体情况决定 [23][25] 问题2: 选择Bonboni井位置的考虑因素 - 选择Bonboni井是公司既定计划的一部分，该井将位于58区块的中北部，有助于探索该区块的另一个维度，其主要目标层与之前的井相似 [27] 问题3: 苏里南53区块的勘探经验对决策的影响及合作伙伴对后续钻井的态度 - 53区块的前两口井为公司提供了重要信息，帮助公司决定获取58区块，该区块仍有一口井的钻探承诺，合作伙伴希望公司继续在该区块钻探 [30][46] 问题4: 公司资产的盈亏平衡点情况 - 今年公司资产的盈亏平衡点从每桶50美元降至30美元左右，由于2021年产量下降，盈亏平衡点可能会略有上升，但成本节约的年度化效益将部分抵消这一影响 [33][34] 问题5: Popokai井的储层质量及相关争议 - Popokai井未公布大量数据，该井的关键是获取了源岩区间的数据，对确定58区块的成熟度有帮助，目前已公布的数据是与道达尔达成一致的，公司对储层质量有信心，但需通过评估工作提供更多信息 [37][39] 问题6: Kwaskwasi井的水泥问题及Bonboni井的地质情况 - Kwaskwasi井是因下部桑托阶压力较高，需要设置两个水泥塞，并非水泥问题；Bonboni井的主要目标层与之前相似，有机会测试更深层，地质环境与之前的井类似 [41][43] 问题7: 二叠纪盆地的DUC数量、压裂团队工作时长及返排策略 - 二叠纪盆地约有45口DUC井，2个压裂团队将在本季度晚些时候开始工作，并持续到明年年中；返排策略将综合考虑油价远期曲线、井的流动情况等因素，以保持一定的灵活性 [51][53] 问题8: Bonboni井的深度及2021年资本支出情况 - Bonboni井的目标层比之前的井更浅；2021年10亿美元的资本预算包含了苏里南的勘探投资，若不考虑这部分，资金可用于维持基础业务；道达尔在评估工作中承担87.5%的费用，公司在勘探阶段的支出与今年相似，评估阶段承担12.5%的费用 [56][60] 问题9: 油价高于预算对2021年资本支出和活动水平的影响及是否进行并购 - 若油价高于预算，公司优先考虑偿还债务，其次可能会增加埃及的资本投入；目前公司专注于偿还债务、管理成本和降低盈亏平衡点，认为苏里南区块有很大潜力，不会轻易进行并购 [62][65] 问题10: Keskesi井的决策时间及Bonboni井的地质特征 - Keskesi井目前正在钻探，遇到了一些井壁稳定性问题，已进行侧钻和下套管作业，暂无决策时间；Bonboni井位于约2000米水深，目标层为坎帕阶和桑托阶，较之前的井更浅，是大型独立特征，下方可能还有其他目标层 [68][70] 问题11: 是否与邻国共享数据及对深层区域的了解 - 目前公司未与邻国共享数据，圭亚那盆地是一个超级盆地，有多个目标层和优质储层，公司已穿透坎帕阶和桑托阶，更多细节需通过评估工作确定 [72][73] 问题12: 完成二叠纪DUC井的原因及分布情况 - 完成DUC井是因为目前服务成本大幅下降，是一个好机会，前3口井将在阿尔卑斯高地，其余主要在米德兰盆地 [75] 问题13: 苏里南2021年勘探井与评估井的比例及深层区域的勘探计划 - 2021年评估井可能多于勘探井，但两者比例会根据情况灵活调整；目前尚未对图罗阶进行勘探，评估工作将先针对已量化的发现，后续可能会在评估井中增加勘探任务 [78][84] 问题14: 现金成本和租赁运营费用的可持续性 - 关于具体数字，公司计划在2月讨论2021年情况时提供更多信息；G&A成本因组织架构调整下降明显，租赁运营费用下降需要时间，未来会继续受益，但其受维护支出、检修和修井活动等因素影响较大 [80][82] 问题15: 北海和埃及明年的产量下降幅度 - 北海和埃及的基础整体下降率约为25%，北海实际下降率会更低，埃及目前钻机数量减少，产量下降幅度将小于自然基础下降率 [86][87] 问题16: 埃及5台钻机计划的经济因素及是否增加活动 - 年初埃及有10台钻机，因削减资本降至5台，公司有增加钻机数量的意愿，但需考虑自由现金流和债务偿还的优先级 [90] 问题17: 是否重新考虑阿尔卑斯高地的开发 - 公司计划先完成阿尔卑斯高地的3口DUC井，在高油价环境下，该地区有开发的可能性，但需优先考虑债务偿还和自由现金流 [92] 问题18: 阿尔卑斯高地DUC井的位置及Altus股息对开发的影响 - 阿尔卑斯高地的DUC井都在贫气窗口；Altus的股息提议需要综合考虑，目前2021年的计划中，美国不太可能有持续的钻机项目 [94][96]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度，公司按公认会计原则报告的合并净亏损为3.86亿美元，即每股摊薄普通股亏损1.02美元，调整后亏损为2.81亿美元，即每股0.74美元 [17][18] - 调整后产量较上一季度下降7%，主要因阿尔卑斯高地、北海和二叠纪部分业务停产和减产，部分被埃及成本回收量增加抵消 [18] - 第二季度每桶油当量的平均实现价格较上一季度下跌39%，国际油价实现情况明显疲软，较基准价格平均低约5.50美元/桶 [18][19] - 公司已实现至少削减3亿美元年化间接费用和运营成本的目标，约2/3来自间接费用削减，1/3来自直接运营成本削减 [19] - 第二季度回购了面值4.1亿美元的债务，实际花费2.63亿美元，减少了1.47亿美元的长期债务总额 [21] - 截至季度末，循环信贷额度的未偿还余额为5.65亿美元，预计下半年产生正自由现金流以减少借款 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 苏里南业务：第二季度提交了首个发现的评估计划，宣布了第二个发现，并开钻了第三口勘探井，结果良好，最佳井的净产层最高、储层质量最好 [11] - 北海和二叠纪业务：已恢复北海和阿尔卑斯高地的产量，二叠纪部分高成本石油产量预计在2020年剩余时间内仍将停产 [12] - 埃及业务：因本季度油价下跌，成本回收量增加 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际市场：第二季度国际油价实现情况明显疲软，较基准价格平均低约5.50美元/桶，第三季度布伦特油价已与基准价格重新接轨 [18][19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将保守预算，优先将自由现金流用于偿还债务，保持平衡和多元化的投资组合，优先考虑长期回报而非产量增长 [13] - 资本部署优先级：苏里南优先获得勘探和评估活动的资金；其次是埃及；然后是完成二叠纪的已钻未完井（DUC），并在北海恢复第二座平台钻机的钻探；除非油价回升至50美元以上，否则不打算将钻机重新投入二叠纪盆地 [13][14] - 若油价维持在或低于50美元/桶WTI，预计年度资本预算不会有重大变化；若油价显著低于50美元，资本支出可能会减少；若油价高于50美元，将谨慎增加资本支出，首先将增量自由现金流用于偿还债务 [14][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年以来，全球和全球勘探与生产行业面临着近年来最具挑战性的环境，公司迅速采取行动应对，包括实施COVID - 19运营协议和居家办公程序，帮助社区减轻疫情负担 [8][9] - 通过削减资本、股息、间接费用和运营成本等措施，公司降低了自由现金流盈亏平衡油价，预计在当前价格环境下产生正自由现金流，有望降低杠杆 [10][23] - 公司在苏里南的勘探计划取得成功，保留了在适当时候重新启动减产生产、开发计划和其他投资机会的选择权 [16] 其他重要信息 - 公司在应对COVID - 19疫情方面，实施了一系列协议，确保了安全和高效的工作环境，且疫情对运营的影响较小，仅有意减产 [9] - 公司向医院和急救人员捐赠了个人防护设备和关键医疗设备，支持了食品银行、远程学习计划以及妇女和儿童庇护所 [9] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司对苏里南加速首次生产的影响、与道达尔的一致性及合同参数，是否考虑早期生产系统 - 最终取决于油井和储层质量以及资源潜力，公司与合作伙伴道达尔、苏里南政府需达成一致，目前道达尔宣布明年初将开展评估和勘探计划 [25][26][28] 问题2: 道达尔与公司在加速生产方面沟通的紧迫性差异 - 公司认为油井质量值得考虑加速开发，道达尔在新闻稿中表示明年初将开展评估和勘探计划 [27][28] 问题3: 关于Kwaskwasi井更深的桑托阶的烃类类型、未公布API的原因及规模等情况 - 前两口井显示桑托阶比坎帕阶含油更多，目前一切看起来良好，仍在收集数据，未公布API是因为尚未收集到 [29][30][32] 问题4: Kwaskwasi井结果与预期的比较，地震数据是否显示该井净产层是其他两口井的两倍以上 - 从地震数据可知该区域有潜力，但实际结果超出了钻探前的预期，该区块还有很多待勘探区域 [34][35] 问题5: 公司改善资产负债表的优先选项 - 目前主要通过保留自由现金流、减少资本支出来偿还债务，偶尔会抓住机会以折扣价回购债务，加强资产负债表比增加产量更重要 [36][37][38] 问题6: 公司在勘探井进行的非常规测试是否为小型钻杆测试及有无产量数据 - 可合理描述为介于全钻杆测试和常规流体采样操作之间的测试，能获得综合流动能力和更深层的压力数据，仍在评估中 [41][42] 问题7: 近期发现的厚度对整体勘探活动顺序的影响以及对第四口井的启示 - 勘探顺序与沉积环境有关，第四口井Keskesi值得期待，地震数据显示情况良好 [43][44] 问题8: 此次发现的厚度是否有地质构造方面的影响因素 - 主要是沉积原因，地质情况较为平稳，白垩纪的坎帕阶和桑托阶质量良好，还有多个待测试的目标层 [45][46] 问题9: 是否会在下次井中测试土伦阶 - 目前前四口井是沿一个方向钻探，尚未开始另一个方向，未来勘探井会再讨论 [47][48] 问题10: 从Kwaskwasi井看，储层质量好的原因及是否仅取决于净产层厚度 - 坎帕阶和桑托阶的净产层厚度大于前两口井之和，且质量看起来很棒 [49][50] 问题11: 加速首次生产是否会转移勘探或开发资本支出，是否会超过原计划的井数，PSC合同是否有时间灵活性 - 目前不确定原计划的四口评估井和四口开发井的说法来源，2021年将开展评估和勘探计划，希望尽早开始，此次发现的质量和规模值得考虑加速开发 [51][52] 问题12: 当前油价下，公司在北海和二叠纪的资本分配情况，以及苏里南和埃及的成功是否使与其他资产的差距扩大 - 2021年资本支出可能会下降，因为要优先产生自由现金流偿还债务，苏里南的合资企业结构不影响公司投入的资本量 [53][54][55] 问题13: 苏里南最新结果是否改变明年评估和勘探的比例 - 不会改变，公司理解该地区的潜力，希望在可能的情况下加速推进，但仍需继续勘探，勘探节奏与目前相似，评估工作将与合作伙伴共同确定 [56][57] 问题14: 下半年埃及的勘探目标 - 公司继续在埃及努力工作，进行了大规模3D地震勘探，正在优化库存，有一些地层目标值得钻探 [58][59] 问题15: 第一季度提到的每美元油价变动对现金流的影响是否仍是5000 - 6000万美元的范围 - 仍然是一个较好的参考，接近每美元6000万美元 [60][61] 问题16: 公司对已宣布的三个发现的评估计划以及是否计划引入额外钻机 - 已提交Maka的评估计划，正在制定Sapakara的评估计划，Kwaskwasi之后也会有评估计划，2021年初将开始评估项目 [62][63] 问题17: 公司是否对埃及的遗留区域进行了地震处理，以及何时测试2014年在Ptah和Berenice发现中确定的地层圈闭概念 - 2013年为钻探Ptah和Berenice井进行了新的3D地震勘探，这两口井让公司开始关注埃及的地层勘探，目前有一些令人兴奋的井待钻探，钻机数量已减少至五台，希望能增加投入 [64][65][66] 问题18: 苏里南的发现对其他区域如Maka的地震解释和定位有何影响 - 公司仍需对地震数据进行重新处理，该区域有碳酸盐岩等复杂情况，深度较深，但整体油气系统良好，随着钻探工作的推进将获得更多信息 [68][69] 问题19: Keskesi井的位置是否会改变 - 目前位置基本确定，公司有九个井位获批，前三口井确定钻探，第四口是已行使的选项，后续还需更多地震工作来改变解释 [70][71] 问题20: 三个发现需要多少口评估井才能推进开发计划，以及早期生产和正常生产的现实时间 - 评估井数量将通过评估计划确定，正常情况下从评估到生产需要四到五年，目前有加速的可能性，但暂无法提供具体信息 [73][74] 问题21: 随着获得更多凝析气数据，公司和合作伙伴如何考虑凝析气开发及经济可行性，以及与圭亚那Stabroek区块的发现是否有规模效益 - 目前考虑凝析气开发还为时过早，石油将推动初始开发，凝析气开发可视为第二阶段，若可行会有规模效益 [75][76] 问题22: 在油价大幅上涨前不恢复国内业务的情况下，公司对美国资产货币化的看法 - 公司一直在评估资产组合，在二叠纪通过工作互换等方式改善可钻性，通常在完成相关操作后再与市场沟通 [78][79] 问题23: 对三个发现的面积范围的初步想法 - 目前认为规模很大，但尚未给出具体信息，需在评估计划完成后再公布 [80][81] 问题24: 苏里南明年的评估计划节奏是否会影响国内或国际业务的支出决策 - 合资企业结构已考虑相关因素，不会产生无法承担的额外资本需求，即使在油价低于30美元的情况下，公司仍将专注于偿还债务和为苏里南提供资金 [83][84] 问题25: 埃及业务是否有价格敏感性因素会导致改变策略 - 埃及业务表现良好，主要考虑可投入的自由现金流，希望能增加在埃及的投资 [85][86] 问题26: 公司在油价50美元或以下时维持10亿美元资本支出，是否会导致埃及、北海和二叠纪产量稳定下降，公司是否因苏里南的成功而接受这种情况 - 公司以自由现金流和长期回报为管理目标，而非产量增长，部分传统资产在低投资情况下产量下降会逐渐趋缓 [87][88][89] 问题27: 能否提供第三季度完全合并基础上的国际产量和上游资本支出数据 - 管理层没有这些数据，建议联系Gary查看报告的产量数据，通常讨论的是调整后的数据，因为这些数据对股东有实际经济影响 [90][91] 问题28: 公司是否会考虑机会性收购以增加每股自由现金流规模，以及对苏里南以外其他区块（如53号区块）的勘探想法 - 公司通常不评论传闻，一直相信多元化的投资组合，认为拥有多种商品和强大的国际资产很重要；对53号区块持乐观态度，但目前苏里南58号区块有很多工作要做 [93][94][96] 问题29: 关于DST测试的数量、检测边界的想法以及是否有其他盆地或墨西哥湾的类比情况 - 迷你DST测试最重要的信息是综合流动能力，测试数量取决于多种因素，结果将有助于更合理地设计传统钻杆测试，目前测试主要是为未来评估做准备，不太可能检测到边界 [98][99][100] 问题30: 是否打算通过延长水平井并连接到一个生产点，或者使用两个浮式生产储油卸油装置（FPSO）来开发发现的储量 - 目前还处于早期阶段，有多种开发选择，关键是根据资源情况进行规划和决策 [101][102] 问题31: 考虑到苏里南的成功，二叠纪资产是否仍被视为长期核心投资组合 - 公司喜欢二叠纪的资产，但在当前价格环境下，其他地区会优先获得资本 [103][104] 问题32: 即将进行的第四口勘探井的运营商是谁，以及目前二叠纪有多少口已钻未完井（DUC） - 第四口井Keskesi由Apache运营，之后将过渡给合作伙伴道达尔；二叠纪除阿尔卑斯高地外约有50口DUC [106][107][109]

业绩总结 - 2020年第二季度报告的生产量为435 Mboe/d，调整后的生产量为394 Mboe/d[7] - 经营活动提供的净现金为8400万美元，调整后的EBITDAX为2.35亿美元[7] - 每股亏损为1.02美元，调整后的每股亏损为0.74美元[7] - 2020年第二季度净亏损为418百万美元，稀释每股亏损为1.02美元[84] - 调整后的净亏损为368百万美元，影响每股收益为0.74美元[84] - 2020年第二季度的资产减值损失为51百万美元，影响每股收益0.12美元[84] - 2020年第二季度的资本支出为269百万美元，较2019年同期的661百万美元下降了59%[115] 用户数据 - 2020年第二季度，埃及的调整后生产为127,342 BOE/D，其中油、NGL和天然气的比例分别为63%、1%和36%[24] - 2020年第二季度，埃及的报告生产为80,749 BOE/D，较第一季度的74,095 BOE/D有所增长[75] - 2020年第二季度，北海的报告生产为57,517 BOE/D，油、NGL和天然气的比例分别为82%、3%和15%[28] - 美国地区的报告生产为250,589 BOE/D，油、NGL和天然气的比例分别为38%、28%和34%[32] 未来展望 - 2020年第三季度的生产指导为370-380 Mboe/d，预计美国生产为235-245 Mboe/d，国际生产约为135 Mboe/d[15] - 预计第三季度的上游资本投资为1.90亿美元，运营费用约为2.90亿美元[15] 新产品和新技术研发 - 埃及的钻井成功率为77%，共完成22口井中的17口，Khepri Deep 1X测试出4,831 BOPD，30天初始产量约为2,700 BOPD[23] 市场扩张和并购 - 2020年第二季度通过市场回购债务总额为4.10亿美元，减少长期债务1.47亿美元，折扣率为36%[12] - 阿帕奇的信用额度为40亿美元，计划于2024年到期，调整后的债务资本比率为33%[73] 负面信息 - 2020年第二季度的融资成本净额为106百万美元，较2020年第一季度的103百万美元略有上升[86] - 2020年第二季度净现金提供的经营活动为840百万美元，较2019年同期的856百万美元下降了1.9%[86] - 调整后的EBITDAX（非GAAP）为235百万美元，较2020年第一季度的764百万美元下降了69%[86] - 美国地区在4月投入生产20口井，至5月中旬停止所有钻井活动，季度末有15口DUC在Alpine High和47口DUC在其他Permian地区[31] 其他新策略和有价值的信息 - 2020年美国的燃气排放量同比减少约60%[16] - 在埃及支持的学校中，超过10,000名女孩接受教育，自2004年以来[16] - 2019年，全球甲烷排放强度降低至0.37%或更低，提前6年实现目标[16]

业绩总结 - 2020年第一季度报告的生产量为468 Mboe/d，调整后的生产量为423 Mboe/d[8] - 经营活动提供的净现金为5.02亿美元，调整后的EBITDAX为7.64亿美元[8] - 每股亏损为11.86美元，调整后的每股亏损为0.13美元[8] - 2020年第一季度的调整后EBITDAX为764百万美元，较2019年第四季度的1,093百万美元有所下降[54] - 2020年第一季度的报告生产量为294,643 BOE/D，较2019年第四季度的300,136 BOE/D有所下降[45] - 2020年第一季度的净生产量（不含税）为108,038 BOE/D，较2019年第四季度的103,702 BOE/D有所上升[45] 用户数据 - 2020年第一季度的全球报告生产量为467,771 BOE/D，其中美国占282,636 BOE/D，国际占185,135 BOE/D[21] - 北海地区日产量为68,610 BOE/D，其中油、NGL和天然气的比例分别为81%、3%和16%[30] - Garten-2井的30天峰值产量为13,425 BOPD和14,010 MMCFD，成功率为75%[29] 成本与投资 - 油气资产的成本支出为4.97亿美元，上游资本投资为4.42亿美元[8] - 2020年上游资本投资减少至约11亿美元，较2019年下降约55%[12] - 年度股息支出减少3.4亿美元，下降90%[12] - 预计2020年将实现超过3亿美元的成本节约[12] - 2020年第一季度，油气资产的总成本为497百万美元，较2019年同期的674百万美元下降了26.29%[60] - 2020年第一季度，勘探和开发的成本为490百万美元[60] 未来展望与市场动态 - 在萨帕卡拉西部发现了显著的油气发现，净油气凝析物厚度至少为79米（259英尺）[15] - 2020年埃及的计划成功率为94%，16口井中有15口井成功[26] - 2020年4月至12月的WTI对冲固定交换量为87,000 BBL，价格为25.84美元/BBL[37] - 2020年4月至6月的Brent对冲固定交换量为61,500 BBL，价格为27.45美元/BBL[38] 财务状况 - 截至2020年3月31日，公司的债务总额为8,217百万美元，平均到期年限为17年，平均票息为4.877%[42] - 公司的借款能力高达40亿美元，信贷额度为30亿美元（已承诺20亿美元）[39] - 2020年第一季度，经营活动提供的净现金为502百万美元，相较于2019年同期的598百万美元下降了16.06%[56] - 2020年第一季度，经营资产和负债的变动导致的现金流为21百万美元，较2019年同期的138百万美元下降了84.78%[58] - 2020年第一季度，经营活动的现金流在不考虑经营资产和负债变动的情况下为523百万美元，较2019年同期的736百万美元下降了28.97%[58]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度，公司按照公认会计原则报告的合并净亏损为45亿美元，即每股摊薄普通股亏损11.86美元，其中包括总计45亿美元的非现金减值，排除这些及其他较小项目后，本季度调整后收益亏损为5100万美元，即每股亏损0.13美元 [16] - 本季度G&A费用为6800万美元，远低于1.2亿美元的指引，由于本季度股价大幅下跌，股票奖励计划的会计处理使G&A费用减少超3000万美元 [17] - 第一季度资本投资和运营成本也低于指引，未来季度影响将更显著 [17] - 公司2020年全年上游资本投资计划约为11亿美元，其中约60%将用于国际业务，第二季度上游资本投资约为2.3亿美元，较第一季度大幅减少 [19] - 公司在油价低迷环境下采取系列措施，使2020年在WTI原油均价处于30美元低位时可实现自由现金流中性，原计划则需接近50美元的WTI油价 [20] - 公司拥有40亿美元的循环信贷额度，到期日为2024年3月并有一年延期选项，因信用评级下调，为北海弃置义务提供信用证，使信贷额度可用性减少8亿美元 [21] - 过去两年公司通过还款和再融资消除了近期到期窗口内16亿美元的债务，未来三年仅剩余9.37亿美元的债券到期，若使用循环信贷偿还，仍将有23亿美元的剩余流动性 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度调整后产量低于最新指引，二叠纪盆地报告的天然气产量受部分天然气处理厂商业安排影响，每日约减少2400万立方英尺，二叠纪石油产量也因油价下跌活动迅速减少而低于指引 [18] - 公司营销组织在第一季度通过买卖产品在购买油气业务上获利2200万美元，主要因Waha与休斯顿船舶航道之间的价差 [71] 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 - 公司长期目标包括保守预算、积极管理成本结构以确保自由现金流生成、优先减少债务以加强资产负债表，维持平衡多元化投资组合，继续为长期回报而非产量增长进行投资，在二叠纪建立经济库存并保持选择权，在埃及和北海灵活调整活动以保持自由现金流生成，通过勘探提升投资组合 [13] - 公司近期在苏里南近海的勘探成功是战略范例，58号区块仍是公司明确的优先事项 [14] - 面对当前危机，公司采取系列措施，包括减少埃及和北海活动、取消美国所有钻探和完井活动，使2020年上游资本预算减少6.5亿美元，较2019年下降近55%；削减90%股息，每年节省3.4亿美元现金流；实施更深层次成本削减措施，预计年化成本节约从一个月前的1.5亿美元增至3亿美元；进行全面价格敏感性分析和运营评估，有计划地关闭和削减产量 [10][11][12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球经济和能源行业受COVID - 19严重影响，公司首要任务是保障员工和运营所在社区的健康安全，长期保存多元化资产基础的内在价值和选择权 [8] - 2020年剩余时间存在诸多不确定性，最重要的是石油需求复苏的时间和幅度，公司最佳行动方案是积极降低成本结构、保护资产负债表和管理运营以保存现金流 [14] - 公司多元化全球投资组合使其能够根据市场条件变化优化资本配置，在低油价环境下，国际资本投资回报率高于美国 [14] - 公司已采取必要措施管理现金流和保护资产负债表，有充足流动性度过难关，条件允许时将灵活增加活动 [15] 其他重要信息 - 公司在关闭油井时采取了系统方法，涉及运营、生产和油藏工程师、土地团队、营销和规划团队等，预计5月至6月关闭油井数量可能增加，关闭油井时会进行化学处理以保护资产完整性，预计未来可重新上线 [30][31][32] - 公司利用油井关闭机会进行干扰测试，以更好地了解非常规油藏的井间距和井位布置 [34] - 公司在成本削减方面取得进展，预计年化成本节约增至3亿美元以上，大部分为永久性成本削减，包括总部职能和技术职能的G&A相关成本、现场员工和承包商减少、供应链优化等 [37][38][39] - 公司在苏里南近海的勘探取得积极进展，已在两个区域发现油气，目前正在与合作伙伴制定评估计划，预计本月底提交给苏里南政府 [43][44] - 埃及业务勘探成功率达94%，公司在该地区仍有大量待钻探目标，且产量分成合同（PSC）在当前低油价环境下为公司提供了成本回收和内置对冲的优势 [52][53][55] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 二叠纪盆地传统垂直井与页岩油产量轨迹及不经济井情况 - 二叠纪盆地约三分之一的石油产量来自传统垂直井，其基础递减率约为10%，另外三分之二为非常规油，由于活动节奏放缓，非常规油递减率略低 [28] - 公司已关闭约2500口井，平均日产约3桶油和150桶水，关闭过程系统且考虑资产完整性，预计未来可重新上线，5 - 6月关闭井数量可能增加，同时公司降低了修井钻机数量并收紧经济标准 [30][31] 问题2: 苏里南近海勘探发现的后续学习成果及评估计划 - 公司对苏里南近海勘探成果感到兴奋，已在两个区域发现油气，证明存在活跃的油气系统，目前正在钻探的Kwaskwasi井是另一个独立特征，公司正在与合作伙伴制定Maka和Sapakara的评估计划，本月底将提交给苏里南政府 [43][44] 问题3: 滚动减产是否仅针对二叠纪2500口垂直井 - 目前约2500口井关闭，所有油田将以滚动方式处理，公司采取系统方法，旨在保护油井并获取更多信息，6月关闭井数量可能增加 [46][47] 问题4: 苏里南评估计划提交时间及特征情况 - 公司需在发现后24小时内发出通知，30天内提交正式发现报告，本月底将提交首个评估计划，政府有30天回应时间，公司和合作伙伴正在进行大量工作以获取更多信息 [49] - 发现的特征规模大且有多层储层，令人满意 [51] 问题5: 埃及业务在低油价环境下的未来计划及PSC对产量支持情况 - 埃及业务是公司在国际业务中缩减资本最少的地区，也是未来优先投入资本的地区，该地区有600万英亩土地和多个盆地，与二叠纪不同的是有常规岩石和多层储层 [53][54] - PSC在低油价环境下为公司提供成本回收和内置对冲优势，公司在第一季度调整后的产量因价格波动而增加，预计第二季度也会如此，但公司暂不提供具体增幅数据 [57][58][60] 问题6: 永久成本削减在美与国际的分配及迄今节省情况 - 成本节约主要与G&A相关，分布广泛，包括公司层面，运营方面美国节省最多，如关闭圣安东尼奥办公室和减少二叠纪盆地费用，北海和埃及也有一定削减，且埃及还有进一步削减成本的空间 [64][65][66] - 目前已确定约3亿美元的可持续成本削减，其中G&A削减超过三分之二，此外还有一些成本将被推迟 [67] 问题7: 购买油气业务未来展望 - 本季度首次将购买油气业务单独列示，因其对损益表影响重大，主要是由于签订了长途管道运输合同，营销组织通过在盆地内或沿管道购买和销售产品来管理风险，第一季度获利2200万美元，主要因Waha与休斯顿船舶航道之间的价差 [69][70][71] 问题8: 处理合同对2400万立方英尺/日产量影响的未来情况 - 该合同对经济无影响，气体处理商以实物形式收取部分天然气作为电力成本支付，因会计规则公司不能将其报告为产量，但不影响财务状况，产量波动与天然气价格相关，未来可能再次出现类似情况 [73][74][77] 问题9: 二叠纪盆地重新启动活动的油价触发点 - 公司重新开工将更加谨慎和系统，优先考虑债务、股息，继续维持勘探和评估计划，苏里南和埃及项目优先，之后再考虑二叠纪和北海，二叠纪非常规油区大部分土地无租赁义务，重新开工主要取决于时机和现金流管理 [80][81] 问题10: 未来三年偿还债务所需的平均油价及自由现金流轨迹 - 公司2020年在当前资本计划下，WTI油价约30美元时可实现自由现金流中性，公司此前表示油价每变动1美元，现金流变动约5000 - 6000万美元，可据此估算偿还9.37亿美元债务所需油价 [83][84] 问题11: 埃及和北海的维护资本及二叠纪油井数量考虑 - 通常埃及和北海共需约7 - 8亿美元维护资本，今年略有减少，埃及业务高等级库存取得良好成果，且有一些有利的井连接时机，情况有所改善 [87] - 二叠纪盆地70口油井数量是项目进行中的结果，因先关闭完井团队导致，目前只剩最后一口井，重新开工时约有15口井可带来产量提升 [89] 问题12: 各地区维持生产模式的价格指标及苏里南未来信息报告和FID决策受油价影响情况 - 公司原预算围绕50美元WTI油价略有增长，目前30美元可实现现金流，但二叠纪产量低于维护水平会下降，国际业务相对平稳，维持产量和产生自由现金流的价格在两者之间 [93] - 苏里南评估计划将与合作伙伴共同制定和执行，目前未宣布具体内容，有几年时间进行评估和做出FID决策，当前油价环境对FID决策影响不大，因从发现到投产约需4 - 5年，且合作伙伴和公司均全力投入 [95][97] 问题13: 天然气价格变化对二叠纪资本分配的影响及公司套期保值策略变化 - 天然气项目需在资本重新投入时参与竞争，其经济性取决于产品相对交易情况和长期前景，目前天然气井比纯油井更具经济性 [100] - 公司套期保值策略无哲学性变化，近期增加套期保值是为应对短期价格波动和下行风险，公司认为最佳套期保值是活动灵活性，同时公司投资组合中有埃及和未来苏里南项目等自然套期保值因素，一般倾向避免金融套期保值 [102][103][104]

业绩总结 - 2020年美国日均生产预计为270-285 MBOE/D，国际日均生产预计为190-200 MBOE/D，总调整后生产预计为403-422 MBOE/D[31] - 2020年第一季度美国的总调整生产量为435 Mboe/d，其中国内生产为295 Mboe/d，国际生产为140 Mboe/d[32] - Permian油田的日产量预计为100 Mbo/d，Alpine High的日产量预计在90到94 Mboe/d之间[32] 用户数据 - 2019年在北海的钻探成功率为100%，共10口井[18] - 在苏里南的Block 58，确认了Maka Central-1的重大油气发现，油气层厚度达到123米（404英尺）[25] 未来展望 - 2020年计划每年在苏里南及其他勘探项目上投资约2亿美元[8] - 预计2020年Permian油生产将维持在97-101 MBO/D[31] 新产品和新技术研发 - 在埃及，计划通过新特许权和地震勘探测试高影响力的油气前景[16] 财务策略 - 计划在未来四年内减少债务约9.35亿美元[8] - 每股维持1美元的股息，当前收益率约为3.5%[8] - 预计通过组织重组实现每年至少1.5亿美元的节省[9] 成本和费用 - 上游资本投资指导为16亿至19亿美元，其中美国约占55%，国际约占45%[31] - 上游资本投资预计低于4.9亿美元[32] - 上游租赁运营费用预计为每桶油当量8.25美元[32] - 收集、处理和传输费用预计为7500万美元[32] - 每桶油当量的折旧、摊销和减值费用预计为13.50美元[32] - 现金勘探成本预计为3000万美元[32] - 一般和行政费用预计为1.2亿美元[32] - 北海当前税费预计为6000万美元[32] - 北海已支付现金税费预计为5000万美元[32]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第四季度，公司按照公认会计原则报告的合并净亏损为30亿美元，即每股摊薄普通股亏损7.89美元，其中包括与阿尔卑斯高地相关的14亿美元非现金减值、13亿美元阿特拉斯中游资产减值以及5.28亿美元阿尔卑斯高地未探明租赁资产减值，剔除这些及其他较小项目后，调整后收益为3100万美元，即每股0.08美元 [20] - 2019年全年，公司上游资本投资低于24亿美元的全年预算，每个季度均低于6亿美元；全年持续支付3.76亿美元股息，现金投资回报率达到19%，偿还1.5亿美元债务，并对部分长期债务进行再融资，延长到期期限并降低平均借款利率 [21] - 预计2020年每桶油当量的折旧、损耗和摊销（DD&A）约为13.50美元，主要因第四季度减值费用所致 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 2019年第四季度，二叠纪盆地的石油产量超过指引，平均季度产量创公司历史新高；2020年计划减少运营钻机数量，实现低个位数至中个位数的石油增长率 [9] 阿尔卑斯高地 - 2019年下半年，关键间距和着陆区测试的延长流动数据显示多井开发垫的表现令人失望，第四季度撤走剩余钻机并推迟部分完井计划；2020年第一季度产量略低于2019年第四季度的9.5万桶油当量/天，预计年底降至5 - 6万桶油当量/天；天然气和NGL产量同比下降 [10][25] 埃及 - 2019年第四季度，毛产量与第三季度基本持平，调整后产量受一次性成本回收结算影响；钻探结果良好，为2020年奠定基础，预计年中开始测试新老区块的高影响石油前景 [11] 北海 - 2019年第三季度季节性平台维护和11月新发现投产之后，产量显著增加；Garten 2井推迟至2020年第一季度投产，将推动产量进一步增长；预计2020年产量仍将不稳定 [11][60] 苏里南 - 2019年第四季度在58区块钻探第一口井Maka Central 1号，并于1月宣布重大石油发现；目前正与合作伙伴道达尔制定评估计划，预计未来几个月提交给国有石油公司Staatsolie；1月Noble Sam Croft钻井船转移至第二个勘探目标Sapakara West，该井按计划钻进至桑托阶层段 [12][13] 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 - 未来几年优先为苏里南项目提供资金，部分原本用于其他短期增长机会的资金将转向该项目，短期内产量增长将放缓，但长期潜力巨大 [14] - 战略重点围绕保留超过股息的自由现金流以减少债务，优先考虑长期回报而非增长，积极管理成本结构，并推进苏里南的勘探和评估活动 [14] - 2020年资本预算为16 - 19亿美元，以应对以50美元/桶WTI油价为中心的不确定价格环境；阿尔卑斯高地获得的资金极少或无，部分资本从二叠纪石油项目转移至埃及 [15][16] - 实施公司重组计划，调整技术、运营和企业支持职能的规模和组织架构，预计每年节省至少1.5亿美元的间接费用和运营成本 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年是进步与挑战并存的一年，主要挑战与阿尔卑斯高地有关，进步体现在推进ESG倡议、实现资本支出削减和现金回报目标、优化投资组合和加强资产负债表等方面 [7] - 公司差异化的资产组合和严谨的方法使其有信心继续提高回报，并在股价表现上优于同行 [13] - 尽管价格环境疲软，但公司致力于通过灵活调整资本计划来实现债务削减目标 [23] 其他重要信息 - 公司为应对阿尔卑斯高地产量增长预期，曾签订约10亿立方英尺/天的长期天然气运输合同，目前正采取措施减少这些承诺，已消除约3.1亿立方英尺/天的照付不议义务，还有部分正在进行中 [22] - 公司重组计划预计在2020年上半年基本完成技术职能的重新设计，企业支持职能和现场运营的工作可能持续到2020年大部分时间；2019年已确认2800万美元的一次性成本，占第四季度交易、重组和分离成本3300万美元的大部分，其余成本将在2020年确认 [22][23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 苏里南Sapakara West井目前的情况以及Maka Central评估的预期时间和相关参数 - 公司通常不评论钻井期间的具体情况，但表示钻至坎帕阶层段的情况令人鼓舞，正前往桑托阶层段，计划进行裸眼测井、流体采样、取芯和压力测试等；Maka Central评估计划正与合作伙伴道达尔紧密合作，需按时间线提交给Staatsolie，目前无法提供更多信息 [30][32] 问题2: 是否常规对地层水进行流体采样以及2亿美元勘探预算的分配 - 通常不会常规对地层水进行流体采样，具体取决于井的情况；勘探预算大部分将用于苏里南，非常规方面也有一些项目在关注和推进 [36][38] 问题3: 减少阿尔卑斯高地承诺的具体情况以及对该地区的未来规划 - 公司有多个从二叠纪盆地输送天然气的合同安排，减少承诺是为降低长期风险，已与交易对手签订合同，将最多3.1亿立方英尺/天的运输义务转移，但短期内仍有一定暴露；阿尔卑斯高地目前约有24万英亩土地，其中约20万英亩将在未来三年到期，若NGL市场回到2018年末水平，部分项目可能具有经济性，但在公司投资组合中的竞争力有待考量 [40][46] 问题4: 埃及资产的库存情况以及二叠纪现金利润率是否包含阿尔卑斯高地 - 埃及拥有超过620万英亩土地，新的地震分析和勘探活动使库存从过去的六个月增加到数年，有许多高潜力项目值得测试；二叠纪现金利润率包含阿尔卑斯高地，由于公司重组，数据将按此方式报告，后续可由Gary提供更详细信息 [49][52] 问题5: Garten井的净产量以及公司在埃及的资产收购意愿 - Garten井的净产量为100%；公司通常不评论资产收购和处置活动，目前的计划和市场环境下不会进行大规模的现金收购，但可能会有创造性的合作机会 [55][57] 问题6: 苏里南第四口勘探井的决策时间和后续步骤以及北海石油产量的预期轨迹 - 目前使用的Noble Sam Croft钻井船有两个钻井选项，很可能会进行第四口井的钻探，但尚未做出决定；若选择钻探，将依次完成当前井、第三口井和第四口井，然后释放钻井船，Maka评估计划将使用不同的钻井船和时间线；北海第一季度产量因Garten 2井投产而强劲，全年产量仍将不稳定，因为还有更多井待钻和其他前景待开发 [58][60] 问题7: Sapakara井的钻探和分析时间以及新墨西哥州的库存深度 - 公司通常不评论钻井期间的具体时间，但表示钻至桑托阶层段后将进行评估，会尽快提供相关信息；公司在二叠纪盆地的非常规库存主要集中在南部米德兰盆地，新墨西哥州的特拉华盆地也有较深的库存，但整体上南部米德兰盆地的库存更多 [63][65] 问题8: 道达尔报告的每桶2美元收购成本对苏里南潜在资源规模的参考意义以及评估计划的内容和实现首油的时间 - 这是道达尔的表述，公司不做进一步解读；评估计划需遵循特许权协议规定的时间线，包括发现声明、提交发现通知、提交评估计划和开发过程等，公司和合作伙伴将根据评估结果尽快推进，以加速开发进程 [69][71] 问题9: 公司是否有资产变现计划以及阿尔卑斯高地已钻井和在线井的数量 - 公司认为目前的投资组合平衡良好，过去几年已进行了一些资产剥离，目前没有重大资产需要立即变现，但会持续关注小范围的资产交易；阿尔卑斯高地已钻井数量约为200多口，在线井数量约为200口 [74][76] 问题10: 油价变化对二叠纪多区开发间距的影响以及北海的停机时间和钻机运行计划 - 公司在2016 - 2017年已对二叠纪的开发进行了深入研究和规划，目前的开发计划稳定，油价变化不会影响开发方法，但可能会导致资本投入进一步放缓；北海通常在第三季度进行平台维护，今年的钻机运行计划与以往类似，Garten 2井投产推迟是由于天气原因 [80][84] 问题11: 2021年能否在类似16亿美元资本预算下维持产量以及苏里南资本支出的资金来源 - 公司从五年到十年的时间框架考虑维护资本，在45 - 48美元/桶WTI油价范围内可支付股息、维持石油产量且无自由现金流留存；2020年16 - 19亿美元的资本预算中，16亿美元对应46 - 47美元/桶WTI油价，可维持产量，19亿美元对应53 - 55美元/桶WTI油价，可实现低个位数至中个位数的石油增长并留存1.5 - 2亿美元自由现金流用于偿还债务；苏里南的勘探活动由公司和道达尔按50/50比例出资，评估和开发阶段道达尔承担每1美元中的0.875美元，公司承担0.125美元，公司计划在未来四年内用运营现金流为其提供资金 [88][93] 问题12: 1.5亿美元成本节约计划在间接费用和运营成本之间的分配以及2020年可能产生的前期费用 - 大部分节约将来自间接费用，公司有信心在今年晚些时候达到目标运行率；2019年第四季度已确认2800万美元的前期费用，占损益表中相关项目3300万美元的大部分，2020年将按季度确认剩余费用，具体金额尚未估计 [97][99] 问题13: 2020年第四季度的现金成本相对于第一季度的变化以及阿尔卑斯高地的年产量下降率 - 公司目前仅提供了第一季度的成本指导，后续将根据成本控制计划和项目进展提供更多信息；阿尔卑斯高地今年不进行新的完井作业，第一年的年产量下降率约为30%，后续几年将逐渐缓和 [102][104] 问题14: 1.5亿美元重组节约在损益表和资本成本之间的分配、二叠纪钻机在米德兰和特拉华盆地的分配以及北海未来五年是否仍为核心资产 - 目前没有对1.5亿美元重组节约在损益表和资本成本之间的分配进行估计；二叠纪2020年的5 - 6台钻机中，约60%用于南部米德兰盆地，40%用于特拉华盆地；北海目前的生产情况稳定，未来几年的前景良好，公司将继续投入资本进行维护和优化，不会进行大规模的资产收购，但该地区仍有很大的发展潜力 [107][110][113] 问题15: 公司的长期增长前景以及二叠纪石油项目的节奏 - 公司的长期增长前景取决于油价走势，16亿美元的资本预算接近维持模式，19亿美元的资本预算将实现一定的增长；公司将优先支付股息、为苏里南项目提供资金和偿还债务；二叠纪的石油项目是一个稳定的计划，自2017年年中以来一直保持平稳 [116][121] 问题16: Maka井和Sapakara井的设计是否相同以及若Block 58后续勘探成功是否会测试Block 53 - Maka井是Block 58的第一口井，在设计上有一定的学习过程，Sapakara井会根据地震数据和经验进行优化；公司在Block 53拥有45%的工作权益，认为该区块有潜力，未来会进行讨论和决策 [124][126]

业绩总结 - 2019年第四季度报告的生产量为487 Mboe/d，调整后的生产量为430 Mboe/d，超出指导范围418-425 Mboe/d[7] - 2019年第四季度的净现金流为7.78亿美元，全年为28.67亿美元[7] - 2019年第四季度的调整后EBITDAX为10.93亿美元，全年为40.46亿美元[7] - 2019年第四季度的每股收益为-7.89美元，调整后每股收益为0.08美元[7] - 2019年全年调整后每股收益为0.00美元[7] - 2019年净收入为(3,553)百万美元，稀释每股收益为(9.43)美元[60] - 2019年现金流量为2,867百万美元，较2018年下降[66] 生产与投资 - 2019年第四季度的上游资本投资为5.90亿美元，全年为23.66亿美元，同比减少23%[9] - 2020年上游资本预算预计在16亿至19亿美元之间，基于50美元WTI平均油价[12] - 2019年第四季度的油气财产支出为5.48亿美元，全年为25.29亿美元[7] - 2019年第四季度的油气财产总成本为548百万美元，较2018年同期的907百万美元下降了39.5%[70] - 2019年全年油气财产总成本为2,529百万美元，较2018年的3,454百万美元下降了26.8%[70] - 2019年第四季度的上游资本投资总额为590百万美元，较2018年同期的815百万美元下降了27.6%[70] - 2019年全年上游资本投资为2,366百万美元，较2018年的3,086百万美元下降了23.3%[70] 未来展望 - 2020年美国日均生产指导为270-285 MBOE/D，国际日均生产指导为190-200 MBOE/D[41] - 2020年总调整生产指导为403-422 MBOE/D，Permian油生产指导为97-101 MBO/D[41] - 2020年第一季度美国日均生产指导为295 MBOE/D，国际调整后总生产为140 MBOE/D[42] - 2020年第一季度上游资本投资预计低于4.9亿美元[42] 研发与发现 - 2019年第四季度Permian油生产为10.3万桶/日[9] - 2019年第四季度埃及的Kadesh – Aqsa 1X井的初始产量约为7000 Boe/d，其中29%为凝析油[24] - Block 58的Maka Central-1井在上白垩纪砂岩中确认了显著的石油发现，油气凝析层厚度为123米（404英尺）[35] 其他信息 - 2019年运营活动提供的现金流为778百万美元，变化前的现金流为1,318百万美元[66] - 2019年公司在埃及的现金流为323百万美元，变化前的现金流为1,318百万美元[66] - 2019年资产减值损失为3,568百万美元，调整后每股收益为0.00美元[60] - 2019年交易、重组及分离成本为50百万美元，调整后每股收益为0.11美元[60] - 2019年非控股权益影响为(271)百万美元，税务影响为57百万美元[60]