业绩总结 - 2019年第三季度全球报告生产为450,644 BOE/D，其中美国生产为265,910 BOE/D，国际生产为184,734 BOE/D[11][12] - 2019年第四季度美国的日均生产量预计为286 - 290 Mboe/d[24] - 国际日均生产量预计为132 - 135 Mboe/d[24] - 总调整后生产量预计为418 - 425 Mboe/d[24] - 2019年美国的日均生产量为270 - 280 Mboe/d[25] - 2019年国际日均生产量为195 - 196 Mboe/d[25] 用户数据 - 2019年在北海的钻探成功率为100%，共完成10口井的钻探[19] - 在埃及，阿帕奇是该国最大的石油生产商，保持了六年以上的稳定生产[17] - 在苏里南的区块58，已发现超过60亿桶可回收资源[21] 未来展望 - 计划在2020年实现正的自由现金流，支付股息后仍能保持现金流[8] - 预计在2020年实现适度的油气生产增长[8] 新产品和新技术研发 - 上游租赁运营费用预计为每BOE $8.00[24] - 现金勘探成本预计为3000万美元[24] - 一般和行政费用预计为1亿美元[24] 市场扩张和并购 - 在阿帕奇的组织重组中，目标是每年节省至少1.5亿美元[10] - 计划在未来增加对投资者的回报，包括减少债务、支付股息和股票回购[22] 负面信息 - 北海当前税费预计为5500万美元[24] - 北海现金税费预计为7200万美元[24] 其他新策略和有价值的信息 - 2019年上游资本投资预算预计将比2018年减少10%至20%，2018年上游资本投资为24亿美元[8] - 2019年第三季度，阿帕奇在美国的平均钻机数量为10台[12]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第三季度，公司按照公认会计原则报告的合并净亏损为1.7亿美元，即每股摊薄普通股亏损0.45美元，调整后亏损为1.08亿美元，即每股0.29美元 [22] - 第三季度油气和NGL实现价格走弱，天然气价格略有上涨但总体仍很低，除折旧、损耗和摊销（DD&A）外，所有主要费用项目均符合或低于季度指引，DD&A升至每桶油当量17.30美元，全年DD&A上调至每桶油当量15.25美元 [23][24] - 基于当前期货价格，预计2020年上游资本预算将比今年的24亿美元减少10% - 20%，以产生有机自由现金流，覆盖股息并启动多年债务削减计划 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 美国业务 - 第三季度美国产量总计26.6万桶油当量/日，在二叠纪盆地，米德兰盆地继续钻探高产能油井，如Azalea的11口井和Reagan县的5口井；特拉华盆地钻了5口井，平均每口成本低于530万美元 [16][17][18] - 阿尔卑斯高地第三季度有15口井投产，但Blackfoot Barnett井垫表现不佳，公司让该井垫浸泡约60天后，气产量和凝析油产量有所提升，目前正在评估 [18][19][54] 国际业务 - 国际调整后产量为12.5万桶油当量/日，略高于预期 [19] - 埃及方面，East Bahariya地区的Cobra - 2井日产约3000桶油，正在钻第三口井并计划今年晚些时候钻第四口井；Matruh盆地的Biruni - 1X井日产5000桶油、600万立方英尺天然气和228桶凝析油；Shushan盆地的Anti - 1X井日产4700万立方英尺天然气和1700桶凝析油 [19][20] - 北海地区，第三季度产量受年度检修影响，预计第四季度产量将大幅反弹，今年钻探活动非常成功，Garten - 2井预计年底投产，Storr开发的第一口井计划下月开始初始生产 [20][21] 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 - 行业需产生更多自由现金流并更稳定地返还给投资者，同时注重减排，公司主要目标是实现有竞争力的风险调整回报、提高自由现金流收益率、推进可持续发展计划 [8] - 公司采取了一系列措施适应低商品价格环境，包括精简投资组合、改进资本分配流程、降低总部成本，还启动了组织结构和运营的全面重新设计，目标是每年节省至少1.5亿美元 [9] - 2020年资本规划正在进行中，预计上游资本预算减少10% - 20%，大部分二叠纪资本将投向米德兰和特拉华盆地的含油项目，埃及将评估增加投资的潜力，北海保持活动水平稳定 [10] - 苏里南方面，2020年将用Nobel Sam Croft钻机钻Block 58的第二和第三口井，有第四口井的选择权，公司将继续监测商品基本面并评估多种资本分配情景 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 自2014年以来的低油气价格环境被市场视为结构性的，短期内难以改善，投资者对美国生产商过度资本投资感到沮丧，能源行业不受青睐 [7][8] - 公司认为自身多元化投资组合具有灵活性，国际资产能产生强劲稳定的自由现金流，各地区有良好的有机勘探机会，苏里南海上项目有潜在变革性 [14][15] - 尽管天然气和NGL价格环境会使阿尔卑斯高地发展放缓，但公司有多元化投资组合，可将资本投向更多含油机会，未来将注重长期回报，平衡自由现金流和适度增长 [26] 其他重要信息 - 电话会议可能讨论非GAAP财务指标，其与最直接可比的GAAP财务指标的差异调节可在公司网站补充信息中找到，调整后的产量数据排除了埃及的非控股权益和埃及的税收桶 [5] - 第三季度GCX天然气管道和Shin Oak NGL管道投入使用，公司可获得有吸引力的营销利润 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2020年的适度增长意味着什么 - 公司表示目前处于规划过程中，还没有明确的适度增长定义 [26][27] 问题2: 苏里南区块的目标类型、是否为产气区及开钻具体问题 - 公司称Block 58有七种不同的油气藏类型，Maka - 1 Central井将针对其中两种白垩纪的类型，认为该区域处于含油窗口 [28][29] 问题3: 近期管理层变动及苏里南项目价格能力相关问题 - 公司表示2015年获得苏里南区块，与现任管理层无关，管理层变动是出于公司长期愿景和组织变革的考虑，与苏里南项目无关 [30][31] 问题4: 2020年资本分配区域比例变化及苏里南另外两口井成本 - 公司称阿尔卑斯高地资本支出将减少，苏里南勘探支出可能增加，会使国际业务占比上升；苏里南另外两口井成本与第一口井相近，具体取决于作业情况 [32][33][35] 问题5: 苏里南项目成功或失败对资本分配策略的影响及陆上库存成本和勘探进展 - 公司认为无论苏里南项目结果如何，公司投资组合都有多样性和可选性；若成功，可能引入合作伙伴；目前陆上勘探暂无更新，成本有升有降，Cline井表现良好 [37][38][42] 问题6: Market Central井深度及目标层位、未提及中新世的原因、适度石油产量增长与天然气产量关系 - 公司表示该井测试的两个目标层位在白垩纪；已对所有油气藏类型进行了全面评估；将强调适度的石油项目 [44][45][49] 问题7: 苏里南后续两口井的规划及阿尔卑斯高地Blackfoot井垫浸泡情况 - 公司称已获批九口井，将根据第一口井的数据决定后续井的位置；Blackfoot井垫浸泡是为了解决产能问题，目前气产量和凝析油产量有所提升，正在评估 [50][51][54] 问题8: 埃及2020年维持产量的维护资本支出及近期勘探对未来天然气开发的影响 - 公司称更关注项目分配，新的三维地震数据显示前景库存有望改善，埃及石油产量有增长潜力；公司有大量基础设施，若发现天然气仍具经济性 [56][57][59] 问题9: Maka Central井目前情况及组织倡议相关情况 - 公司表示该井正在钻进浅层目标，未发现意外情况；组织倡议旨在节省1.5亿美元，提高规划和资本分配效率，优化资源开发和运营，减少重复和冗余，促进技术应用 [60][61][63] 问题10: 基于Lower Cline测试结果是否增加活动及阿尔卑斯高地即将到来的租赁要求 - 公司称目前的库存规划不受影响，但会考虑将测试结果纳入未来井垫规划；正在制定计划以确定为保持选择权需要保留的土地面积 [64][65][67] 问题11: 2020年阿尔卑斯高地产量情况、所需的天然气和NGL价格、埃及第三季度原油产量下降原因 - 公司称2月会给出更明确的计划，产量不会大幅下降；将根据基础设施和价格情况评估；埃及产量下降是由于Qasr和Berenice油田的自然递减 [68][69][73] 问题12: 阿尔卑斯高地与价格相关的储量减记情况、年末是否有额外减记及与Altus的最低产量承诺 - 公司称第三季度价格调整主要针对二叠纪盆地的天然气和NGL，年末若期货价格维持现状，可能会有额外价格调整；与Altus没有最低产量承诺，只有土地奉献 [76][77][80] 问题13: 2020年美国和国际资本支出分配比例及英国产量增长情况 - 公司称总体资本支出将下降，阿尔卑斯高地富气钻探减少，北海活动基本持平，埃及持平或略有增长，美国含油项目支出略高，2月会给出更详细计划；北海项目前景乐观，有增长动力 [81][82][84] 问题14: 阿尔卑斯高地活动减少后Altus的未来资本支出和结构调整选项及埃及实现长期增长的条件 - 公司建议参加Altus下午1点的电话会议获取相关信息；埃及实现增长更多取决于库存和机会，新技术和新三维地震数据带来了良好的前景 [85][86][88] 问题15: 埃及当前资本效率、新增资本生产力及阿尔卑斯高地资本支出与商品价格的关系 - 公司称埃及投资节奏合适，有较大的发展潜力，新库存有望提高生产力；阿尔卑斯高地的资本分配将基于增量经济前景 [90][91][93] 问题16: Mako井作为首口测试井的原因、是否为了降低其他井风险及阿尔卑斯高地经济竞争的商品价格水平 - 公司称该井位于区块内且能测试两种目标类型，所以选为首口井；勘探首井存在风险评估和学习过程；将根据四个井垫的评估结果和增量经济情况确定阿尔卑斯高地的经济竞争价格 [94][95][99]

业绩总结 - 2019年第三季度报告的生产量为451 Mboe/d，调整后的生产量为391 Mboe/d，超出指导范围373-383 Mboe/d[7] - 第三季度的净现金来自经营活动为6.35亿美元，调整后的EBITDAX为9.05亿美元[7] - 第三季度的每股收益为-0.45美元，调整后的每股收益为-0.29美元[7] - 2019年第三季度的净收入为（74）百万美元，稀释每股收益为（0.45）美元[52] - 调整后的非GAAP收益为（60）百万美元，稀释每股收益为（0.29）美元[52] - 2019年第三季度的经营活动提供的净现金为635百万美元，较2018年同期的1,006百万美元下降[61] - 2019年第三季度的资本支出为590百万美元，较2018年同期的832百万美元下降[65] 用户数据 - 报告的日产量为53,800 BOE/D，其中82%为石油，15%为天然气，3%为NGL[32] - 2019年第三季度埃及的总生产量为321,937 Boe/d，报告生产量为130,917 Boe/d[47] - 2019年第三季度的调整后生产量为301,296 Boe/d，较第二季度的321,937 Boe/d有所下降[47] 未来展望 - 预计2019年第四季度的Permian油生产指导为约10 Mbo/d，低于之前的指导范围[11] - Alpine High的第四季度生产指导减少5%，预计将达到约120 Mboe/d[13] - 预计2019年第四季度美国日产量为286-290 Mboe/d，国际日产量为132-135 Mboe/d，总调整日产量为418-425 Mboe/d[37] - 预计2020年预算将比2019年减少10%-20%[9] 新产品和新技术研发 - Cobra-2井在Cobra油田的流量为3000 BOPD，Matruh Basin的Biruni-1X井测试流量为5000 BOPD[25] - BK-7井在北海的30天平均产量为11,700 Boe/d，工作权益为59%[31] 资本投资与支出 - 上游资本投资为5.90亿美元，预计2019年上游资本投资预算约为24亿美元[9] - 2019年第三季度的油气资产支出为6.46亿美元[7] - 2019年第三季度的上游资本投资总额为590百万美元，其中美国投资占72%[44] - 2019年第三季度的上游租赁运营费用为每BOE 8.55美元[38] - 2019年第三季度的总债务为16,569百万美元，其中短期债务为8,157百万美元，长期债务为8,412百万美元[62] - 2019年第三季度的现金及现金等价物为593百万美元，净债务为8,249百万美元[62] 负面信息 - 2019年第三季度的资产减值损失为21百万美元，税后影响为16百万美元[52] - 2019年第三季度的未实现衍生工具损失为（14）百万美元，税后影响为（12）百万美元[52] - 2019年第三季度的调整后EBITDAX为（60）百万美元[55]