业绩总结 - Kosmos预计到2021年年底EBITDAX将超过9亿美元，杠杆率约为2.5倍[23] - 预计2021年第四季度将实现强劲的自由现金流，来自基础业务和新收购资产[13] - 预计2021年第四季度的净利息支出约为4500万美元[32] 用户数据 - 加纳第三季度净产量约为22,700桶/日，赤道几内亚为9,600桶/日，墨西哥湾为17,000桶/日[24] - 2021年第三季度净生产量约为49,300桶油当量/天，较第二季度的51,600桶油当量/天下降约4.5%[29] 未来展望 - 预计2022年将实现显著的生产增长，且已在有吸引力的水平上进行对冲[15] - 预计到2023年，集团生产目标将从2026年提前实现[21] - 目标到2022年底将杠杆率降低至2.0倍，当前价格下约为1.5倍[18] - 预计2022年年底杠杆率目标为约1.5倍[31] 新产品和新技术研发 - 通过FPSO的出售和回租，显著减少了到达首个天然气的资本支出[10] 市场扩张和并购 - 加纳的TEN油田当前净产量约为30,000桶/日[24] - 预计2021年将进行显著的去杠杆化，主要受益于提高的油价和增加的生产[30] 负面信息 - 第三季度实现价格约为47.7美元/桶，较第二季度的54.0美元/桶下降约11.4%[29] - 第三季度运营支出约为16.7美元/桶，较第二季度的19.2美元/桶下降约13.0%[29] - 第三季度折旧、摊销及减值费用约为21.6美元/桶，较第二季度的25.1美元/桶下降约13.9%[29] 其他新策略和有价值的信息 - 预计2021年第四季度生产量为70,000至72,000桶油当量/天[32] - 预计2021年第四季度运营支出为17.00至18.50美元/桶[32] - 预计2021年第四季度折旧、摊销及减值费用为23.00至25.00美元/桶[32] - 预计2022年将通过自由现金流加速去杠杆化[16]

收购与权益变动 - 2021年10月，公司以约4.6亿美元现金收购阿纳达科WCTP公司，收购后在朱比利单元区权益从24.1%增至42.1%，在TEN油田权益从17.0%增至28.1%[125] - 若合资伙伴行使优先购买权，公司在朱比利单元区权益将降至38.3%，在TEN油田权益将降至19.8%[127] - 加纳额外收购权益相关资本支出，若合资伙伴行使优先购买权，公司在朱比利单元区权益降至38.3%，在TEN油田权益降至19.8%[172] 资金来源与融资 - 公司通过发行4亿美元浮动利率优先票据和7500万美元借款为收购融资，后用发行4亿美元7.750%优先票据和手头现金对优先票据进行再融资，还通过公开发行股票获得1.366亿美元用于偿还借款[126] - 2019年4月公司发行6.5亿美元7.125%优先票据，2021年3月发行4.5亿美元7.500%优先票据[180][182] - 2020年6月公司从托克处获得5000万美元原油销售预付款，后该协议终止并转为墨西哥湾定期贷款[185] - 2020年9月公司签订2亿美元高级有担保定期贷款信贷协议，扣除费用后净收益1.977亿美元，利率约6%，2025年到期[186] 产量数据 - 2021年第三季度，加纳产量平均约10.82万桶/日毛产量（2.27万桶/日净产量），美国墨西哥湾产量平均约1.7万桶油当量/日净产量，赤道几内亚产量平均约2.99万桶/日毛产量（0.96万桶/日净产量）[128][130][135] - 2021年第三季度，美国墨西哥湾因飓风导致计划外停产，影响产量约4000桶油当量/日，全年约1000桶油当量[130] 勘探费用 - 2021年前三季度，公司因佐拉勘探井记录约1410万美元勘探费用[134] - 2021年第三季度，勘探费用为2398.2万美元，较2020年同期的1397.7万美元增加1000.5万美元，主要因Zora勘探井未发现碳氢化合物并于2021年8月封堵废弃，产生1260万美元井成本计入勘探费用[148] - 2021年前三季度，勘探费用为4145.2万美元，较2020年同期的7429.3万美元减少3284.1万美元，主要因2021年美国墨西哥湾业务部门和其他勘探许可证区域的地质、地球物理和地震成本降低，部分被Zora勘探井的1410万美元井成本抵消[155][156] 项目进展 - 大托尔图项目一期预计2023年第三季度首次产气，截至2021年第三季度末及之后取得多项里程碑进展[137] 应收款与负债结算 - 2021年第三季度，公司从BP运营商处确认2.002亿美元长期应收款和2.002亿美元FPSO合同负债，BP运营商结算公司5120万美元资本支出和4270万美元应付账款[140] 运营结果对比 - 2021年第三和九个月，公司销售、收入、成本等运营结果与2020年同期相比有不同程度变化，如2021年第三季度总销售收入为1.98936亿美元，2020年同期为2.24786亿美元[142] 油井数量 - 截至2021年9月30日，正在钻探或完井的油井总数为3口（毛井）、0.76口（净井），暂停或等待完井的油井总数为26口（毛井）、6.56口（净井）[143] 营收与亏损情况 - 2021年第三季度，公司总营收和其他收入为2.0054亿美元，较2020年同期的2.24787亿美元减少2424.7万美元；净亏损为2859.7万美元，较2020年同期的3738.4万美元减少878.7万美元[145] - 2021年前三季度，公司总营收和其他收入为7.61229亿美元，较2020年同期的5.29882亿美元增加2.31347亿美元；净亏损为1.76552亿美元，较2020年同期的4.19542亿美元减少2.4299亿美元[152] 油气收入情况 - 2021年第三季度，油气收入为1.98936亿美元，较2020年同期的2.24786亿美元减少2585万美元，主要因国际业务货物运输时间导致销量下降，部分被油价上涨抵消；公司销售301万桶油当量，平均实现价格为每桶当量66.10美元，2020年同期销售547.7万桶油当量，平均实现价格为每桶当量41.05美元[145] - 2021年前三季度，油气收入为7.59455亿美元，较2020年同期的5.2988亿美元增加2.29575亿美元，主要因油价上涨，部分被国际业务产量下降导致的销量减少抵消；公司销售1231.8万桶油当量，平均实现价格为每桶当量61.65美元，2020年同期销售1556万桶油当量，平均实现价格为每桶当量34.05美元[152] 油气生产成本情况 - 2021年第三季度，油气生产成本为5031.6万美元，较2020年同期的8427.7万美元减少3396.1万美元，主要因本季度销量下降，部分被美国墨西哥湾油田生产组合的修井成本增加和每桶生产成本上升抵消[146] - 2021年前三季度，油气生产成本为2.11871亿美元，较2020年同期的2.34627亿美元减少2275.6万美元，主要因本年度销量和产量下降，部分被美国墨西哥湾油田生产组合的每桶生产成本上升抵消[153] 资产减值情况 - 2020年前三季度，因COVID - 19对石油需求的影响和油价大幅下跌，公司对美国墨西哥湾油气探明资产计提1.5082亿美元资产减值；2021年前三季度未识别出减值迹象，未确认减值[159] 经营活动现金情况 - 2021年前9个月经营活动提供的净现金为1.438亿美元，2020年同期为2070万美元，增长主要因油价上涨[166] 债务与资金情况 - 2021年9月30日净债务为22.95158亿美元，可用借款加现金及现金等价物为5.96484亿美元[168] - 截至2021年9月30日，信贷安排下借款为11.5亿美元，未动用额度为8520万美元[174] - 截至2021年9月30日，公司有4290万美元受限现金以满足净杠杆比率超2.5倍时的要求[176] - 截至2021年9月30日，7.125%高级票据本金6.5亿美元，公允价值 - 6.37728亿美元；7.500%高级票据本金4.5亿美元，公允价值 - 4.36905亿美元[188] - 可变利率债务加权平均利率2021 - 2026年分别为4.22%、4.26%、4.63%、5.36%、5.77%、6.38%[188] - 截至2021年9月30日，设施贷款本金1.15亿美元，公允价值 - 1.15亿美元；墨西哥湾定期贷款本金2000万美元，公允价值 - 2000万美元[188] - 2021 - 2026年总本金债务还款分别为75万美元、30万美元、142.621万美元、237.834万美元、402.692万美元、1629.353万美元[188] - 长期债务利息及承诺费支付总计716.51万美元[188] - 经营租赁总计31.957万美元[188] - 公司有2.002亿美元浮式生产储卸油装置（FPSO）合同负债[191] - 截至2021年9月30日，公司在信贷安排和墨西哥湾定期贷款下的未偿还借款总额为14亿美元，加权平均利率为4.3%[207] 资本支出情况 - 预计2021年基础业务资本支出约3亿美元，截至9月30日已花费约1.843亿美元[170] - 2021年大托尔图项目资本支出从约3.5亿美元降至约1.8亿美元，截至9月30日已花费约1.692亿美元[171] 债务清偿损失 - 2021年第二季度公司因信贷安排修订产生1520万美元债务清偿损失[175] 油价波动情况 - 2021年前九个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 79.12美元之间波动[201] 衍生品合约情况 - 2021年10 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：与卖出看跌期权的互换合约1500千桶、三方领口期权合约750千桶和250千桶、卖出看涨期权合约1750千桶[204] - 2022年1 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：三方领口期权合约4500千桶、两方领口期权合约3000千桶、卖出看涨期权合约1581千桶[204] - 2021年10月，公司签订2022年1月至12月的布伦特原油两方领口期权合约，数量为2000千桶，底价70美元/桶，顶价90美元/桶[205] 未平仓衍生品情况 - 截至2021年9月30日，未平仓衍生品合同公允价值为 - 1.29411亿美元[200] - 截至2021年9月30日，公司未平仓商品衍生工具净负债头寸为1.294亿美元[206] 市场价格变动影响 - 截至2021年9月30日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约7900万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约6810万美元[206] 利率变动影响 - 若浮动市场利率在当前浮动利率债务水平上提高10%，公司每年将额外支付约20万美元利息费用[207] 其他收入 - 2021年第三季度，公司从壳牌处获得南非参与权益剩余款项100万美元[124]

财务数据和关键指标变化 - 二季度自由现金流达1.15亿美元，上半年基础业务产生约1.25亿美元自由现金流，不包括毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出，并包含流动资金收益 [7][12] - 二季度末净债务减少约1亿美元，杠杆率自2020年末大幅下降，预计未来继续降低 [13] - 2021年第二季度EBITDAX比去年同期增长超三倍，油价上涨推动EBITDAX升高，产量增长和绝对债务减少对杠杆率产生积极影响 [14] - 每桶实现价格环比上涨约20%，每桶运营成本因产量略降和生产组合变化而略有上升，净利息为3900万美元，基础业务资本支出环比增加 [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 朱比利（Jubilee）产区J - 56生产井已投产，产量从上半年的约7万桶/日增至约1.8万桶/日，第二口注水井即将投产，计划年底前再钻一口生产井，2022年产量有望进一步提升 [19][20] 赤道几内亚业务 - 塞巴（Ceiba）油田基础设施完整性项目完成，奥库梅（Okume）升级项目预计四季度完成，4月完成一台电潜泵（ESP）转换，三口加密井中的第一口已开钻且初期结果积极，三口井预计四季度投产 [21][22] 墨西哥湾业务 - 龙卷风5号（Tornado 5）生产井二季度钻探并于7月投产，目前产量处于运营商8000 - 10000桶油当量/日指导范围的上限，本季度计划钻探温特费尔（Winterfell）评估井 [23][24] 毛里塔尼亚和塞内加尔业务 - 大托尔图阿 - 阿梅伊姆（GTA）项目各主要工作流程进展顺利，近岸终端已初具规模，首气预计2023年三季度产出，FPSO由Technip Energie在中国中远船厂建造 [24][25] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司专注于GTA项目，确保按时、按预算交付项目并产生现金流，同时考虑推进毛里塔尼亚和塞内加尔地区更多长期项目的现金流 [38][39] - 套期保值组合采用多种结构，2022年约为双向和三向期权各占50%的组合，以平衡下行保护、成本和保留上行潜力 [42][43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着新井投产，产量增加，预计下半年现金表现强劲，2022年随着套期保值到期，油价维持当前水平时现金生成将显著增强，杠杆率将大幅下降 [7][8] - 公司业务活动势头良好，各生产中心和项目进展顺利，有望实现全年目标 [18][19] 其他重要信息 - 完成大托尔图阿 - 阿梅伊姆项目FPSO出售及回租交易，预计为2021年剩余的GTA资本支出提供资金，并在2022年节省成本，2021年毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出约9000万美元已在上半年支出 [8][15][17] - 5月完成储备基贷款（RBL）融资安排的修订和延期，将重大短期债务到期日推迟至2024年及以后 [9][17] - 全年产量指导不变，预计下半年产量上升，三季度预计在加纳起运一批货物，在赤道几内亚起运半批货物，运营成本指导上调约1美元/桶，基础业务资本支出不变 [31][32] 问答环节所有提问和回答 问题1: 是否考虑出售毛里塔尼亚和塞内加尔部分资产，以及套期保值政策是否会改变 - 公司对GTA项目进展满意，当前重点是确保项目按时、按预算交付并产生现金流，对于毛里塔尼亚和塞内加尔地区，将关注推进长期项目的现金流 [38][39] - 套期保值组合将继续采用多种结构，2022年约为双向和三向期权各占50%的组合，以平衡下行保护、成本和保留上行潜力 [42][43] 问题2: 去杠杆化图表的假设和敏感性，以及科迪亚克（Kodiak）井的问题和解决方案时间表，温特费尔评估井的关键风险和意义 - 去杠杆化图表基于65 - 70美元的油价假设，油价波动对去杠杆化影响不大，公司在2021年有套期保值，2022年油价上涨将加速去杠杆 [48][49] - 科迪亚克井表现未达预期，正在评估干预措施，预计年底至明年才能获得所需设备，墨西哥湾龙卷风井的强劲表现抵消了科迪亚克井的负面影响，2022年科迪亚克井恢复生产将带来上行空间 [50] - 温特费尔评估井将测试相邻断层块和加深钻探，若结果积极，将为后续开发提供多种选择 [51][52][53] 问题3: FPSO出售及回租交易的融资流入，集团运营成本水平，以及是否应将FPSO回租纳入运营成本 - FPSO交易在2021年剩余时间内，毛里塔尼亚和塞内加尔的资本支出将被抵消，2022年预计节省约2亿美元，加上2021年的1.6亿美元，总共节省约3.6亿美元 [58][60] - 运营成本指导中点提高至约16.5美元/桶，随着产量提高和成本控制，有能力将成本降低1 - 2美元/桶，Tortue项目运营成本指导稍后提供 [61][62] 问题4: 三季度是否会出现负流动资金影响，以及FPSO和FLNG在出售及回租方面的差异 - 流动资金受货物起运时间影响，二季度因货物起运增加获得收益，三季度将逆转，四季度又会恢复，全年总体平衡 [64][65] - FLNG项目一开始就是租赁项目，FPSO交易后将与FLNG类似，未来作为运营成本核算 [66] 问题5: 运营成本上升的驱动因素及未来成本管理措施，以及Tortue融资剩余流程和关键里程碑 - 运营成本上升是由于TEN货物的运营成本较高、Tornado井的价格因素以及COVID - 19带来的结构性挑战，公司将通过更复杂的协议降低成本 [70][71][72] - Tortue融资等待FPSO完工，已与银行进行初步沟通，预计四季度完成NOC贷款再融资 [75]

信贷安排与债务情况 - 2021年5月公司修订信贷安排，将信贷额度从15亿美元降至12.5亿美元，期限延长至2027年3月，可用借款基数约12.4亿美元[122] - 截至6月30日，信贷安排借款总额10亿美元，未提取额度2.352亿美元，可用借款基数约12.4亿美元[167][168] - 2020年7月修订债务覆盖率计算方式，2021年12月31日前最高放宽至4.75倍，之后逐步恢复至3.5倍[170][173] - 2019年4月发行6.5亿美元7.125%优先票据，净收益约6.4亿美元[174] - 2021年3月发行4.5亿美元7.500%优先票据，净收益约4.444亿美元[176] - 2020年9月签订2亿美元美国墨西哥湾定期贷款协议，净收益1.977亿美元，年利率约6% [180] - 7.125%高级票据2025年及以后本金为6.5亿美元，公允价值为 -6.40224亿美元；7.500%高级票据2025年及以后本金为4.5亿美元，公允价值为 -4.4577亿美元[182] - 浮动利率债务加权平均利率从2021年的4.29%升至2025年以后的6.33%[182] - 2021 - 2025年及以后总本金债务还款分别为750万美元、3000万美元、3000万美元、2.00455亿美元、4.02692亿美元、16.29353亿美元，总计23亿美元[182] - 2021 - 2025年及以后长期债务利息及承诺费支付分别为707.51万美元、1372.44万美元、1369.67万美元、1381.55万美元、1239.62万美元、1329.39万美元，总计7400.18万美元[182] - 2021 - 2025年及以后经营租赁分别为134.7万美元、401.6万美元、408.7万美元、415.8万美元、422.9万美元、1518万美元，总计3301.7万美元[182] - 截至2021年6月30日，公司未偿还借款总额12亿美元，加权平均利率4.3%，若浮动市场利率上升10%，每年将多支付约10万美元利息费用[201] 各地区产量数据 - 2021年第二季度，加纳产量平均约10.59万桶/日毛产量（2.19万桶/日净产量），其中朱比利油田平均约7.09万桶/日毛产量（1.62万桶/日净产量），TEN油田平均约3.5万桶/日毛产量（0.57万桶/日净产量）[123] - 2021年第二季度，美国墨西哥湾产量平均约2.04万桶油当量/日净产量（约82%为石油）[124] - 2021年第二季度，赤道几内亚产量平均约2.91万桶/日毛产量（0.94万桶/日净产量）[130] 项目进展情况 - 2021年第一季度，BP申请延长塞内加尔Cayar区块许可证期限，7月5日总统令批准延长最多三年[131] - 大托尔图项目一期预计首气时间推迟至2023年第三季度，延迟约三个月[132] 销售与营收数据对比 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，石油销量从575.1万桶降至568.9万桶，天然气销量从13.03亿立方英尺降至12.21亿立方英尺，NGL销量从14.2万桶降至12.7万桶[135] - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，总营收从1.27314亿美元增至3.84045亿美元，平均石油销售价格从21.7美元/桶增至66.38美元/桶[135] - 2021年第二季度油气收入3.84亿美元，较2020年同期增加2.57亿美元，销售6020 MBoe，平均每桶当量实现价格63.80美元；2020年同期销售6110 MBoe，平均每桶当量实现价格20.84美元[138] - 2021年上半年油气收入5.61亿美元，较2020年同期增加2.55亿美元，销售9309 MBoe，平均每桶当量实现价格60.22美元；2020年同期销售10084 MBoe，平均每桶当量实现价格30.25美元[146] 成本数据对比 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，油气生产成本从8.8747亿美元增至11.5803亿美元，平均每桶油当量成本从14.53美元增至19.24美元[135] - 2021年第二季度油气生产成本1.16亿美元，较2020年同期增加2710万美元[138][139] - 2021年上半年油气生产成本1.62亿美元，较2020年同期增加1120万美元[146][147] - 2021年上半年勘探费用1747万美元，较2020年同期减少4284.6万美元[146][149] - 2021年上半年一般及行政费用4416.9万美元，较2020年同期增加507.2万美元[146][150] 其他财务指标 - 2021年上半年资产减值损失为0，2020年同期为1.51亿美元[146][152] - 2021年上半年净现金由经营活动提供2.42亿美元，2020年同期使用6283.6万美元[159] - 截至2021年6月30日，公司净债务为21.07亿美元，可用借款加现金及现金等价物为7.85亿美元[161] - 2021年第二季度，公司因债务清偿损失支出1520万美元[168] - 截至6月30日，受限现金约4290万美元[169] 资本支出情况 - 公司维持积极的套期保值计划，并定期审查资本支出计划以应对油价波动[158] - 2021年基础业务预计资本支出2.25 - 2.75亿美元，截至6月30日已支出1.119亿美元[163] - 大托尔图项目2021年资本支出从3.5亿美元降至1.9亿美元[164] - 截至6月30日，毛里塔尼亚和塞内加尔相关支出已花费1.554亿美元[165] 井的情况 - 截至2021年6月30日，正在钻探或完井阶段的井共3口（净1.02口），暂停或等待完井的井共25口（净6.13口）[136] 油价波动与衍生品情况 - 2021年前六个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 76.44美元之间波动[195] - 截至2021年6月30日，未平仓衍生品合约公允价值从2020年12月31日的 -2037.7万美元变为 -1.46921亿美元，期间合约公允价值变化为 -2.23159亿美元，合约到期为9661.5万美元[194] - 2021年7 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：与卖出看跌期权的互换合约3000千桶、三种期权组合合约1500千桶和500千桶、卖出看涨期权合约3500千桶[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：三种期权组合合约1500千桶、两种期权组合合约3000千桶、卖出看涨期权合约1581千桶[198] - 2021年7 - 12月，不同类型合约的加权平均价格分别为：与卖出看跌期权的互换合约53.96美元/桶、三种期权组合合约32.50美元/桶和37.50美元/桶、卖出看涨期权合约无[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约的加权平均价格分别为：三种期权组合合约40.00美元/桶、两种期权组合合约无、卖出看涨期权合约无[198] - 2021年7 - 12月，不同类型合约在2021年6月30日的公允价值分别为：与卖出看跌期权的互换合约 - 54102千美元、三种期权组合合约 - 28825千美元和 - 8725千美元、卖出看涨期权合约 - 19166千美元[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约在2021年6月30日的公允价值分别为：三种期权组合合约 - 9688千美元、两种期权组合合约 - 6744千美元、卖出看涨期权合约 - 19384千美元[198] - 2021年7月，公司签订2022年1月至12月的布伦特原油三种期权组合合约，涉及1000千桶，卖出看跌期权价格45美元/桶，底价60美元/桶，顶价80美元/桶[199] - 2021年6月30日，公司未平仓商品衍生品工具净负债头寸为1.466亿美元[200] - 2021年6月30日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约7870万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约7460万美元[200] 其他事项 - 公司有在毛里塔尼亚钻探两口勘探井的承诺[185] - 截至2021年6月30日，表外安排和交易包括短期经营租赁和未提取的信用证[186] - 公司认为与收入确认、勘探和开发成本等相关的会计政策为关键会计政策[187]

财务数据和关键指标变化 - 一季度实现约5.3万桶油当量/日产量，符合指引，预计年底退出率达6万桶油当量/日 [26] - 一季度实现价格经衍生品和现金结算调整后略低于去年同期，因套期保值和销售数量减少，导致一季度自由现金流为负 [35] - 一季度运营成本、勘探费用、利息和资本支出均下降，二季度指引已提供，全年指引不变 [37] - 一季度末公司流动性约8亿美元，预计二季度起杠杆率将迅速下降 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 2021年计划钻9口加密井，是2020年的3倍，已在加纳和墨西哥湾钻完4口井，加纳第二口井正在钻探 [18] - 加纳Jubilee和TEN的FPSO一季度正常运行时间分别为98%和99%，Jubilee的注水和天然气外输量增加，预计对GOR产生积极影响 [21] - 赤道几内亚Okume升级项目接近完成，4月完成第一台ESP并升级G - 19流线，预计本季度末钻机抵达开始钻井 [24] - 美国墨西哥湾Kodiak - 2在一季度末恢复生产，Kodiak - 3上月投产，计划本季度钻Tornado - 5加密井，预计三季度投产 [25] 开发业务 - Tortue LNG项目一期一季度末完成约58%，预计年底完成约80%，FPSO出售和回租交易预计本季度完成 [27][28] 勘探业务 - 年初在墨西哥湾Winterfell勘探成功，合作伙伴已加快评估计划，预计三季度钻评估井 [18][30] - 计划三季度钻Zora ILX井，该井有望降低附近勘探机会的风险，创造新的生产中心 [31][32] 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 - 公司从前沿石油勘探公司转变为全周期勘探生产公司，未来计划将有机产量增长至约10万桶油当量/日，并通过无机机会进一步补充 [10][14] - 2023年预计Tortue一期首气投产，中期二期投产，使毛里塔尼亚和塞内加尔成为主要生产中心，增加天然气在投资组合中的比重 [15] - 公司致力于应对气候变化，目标是在2030年或更早实现范围1和范围2排放的碳中和 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司年初开局良好，各项业务按计划推进，有望实现年底产量目标和1 - 2亿美元的自由现金流 [43][45] - 随着新井投产和货物运输时间的平衡，预计产量和自由现金流将得到改善 [34][36] - 公司拥有优质资产组合，有望在未来10年继续推动ESG议程 [16] 其他重要信息 - 今年是公司在纽约证券交易所上市10周年，公司一直致力于企业责任和支持东道国的经济社会发展 [6] - 公司通过发布石油合同和设立创新中心等方式，提高行业透明度并促进当地经济发展 [11][12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年基础业务自由现金流对油价的敏感度，一季度9500万美元营运资金流出是否会在剩余时间内逆转，以及加纳合作伙伴何时决定第二台钻机合同 - 每5美元的油价变化，2021年自由现金流约增加3000 - 3500万美元，考虑了当前套期保值情况 [52] - 营运资金流出主要因季度内提货不足，随着货物运输时间平衡，大部分将在年内逆转 [53] - 加纳第二台钻机合同决策预计在三季度，需考虑项目组合深度和业绩表现 [49] 问题2: 第二台钻机是否专门用于TEN - 钻机部署具有灵活性，需优化钻机时间和部署，优先钻探最佳井 [54] 问题3: 提拔Tim Nicholson和Jon Shinol领导勘探项目，公司会有何不同，他们在赤道几内亚资产方面的工作情况 - 两人在成熟盆地勘探经验丰富，将运用技能对机会进行筛选，专注于能快速收回成本和高回报的项目 [56] - 过去两年多，他们参与了赤道几内亚、墨西哥湾和加纳的工作 [57] 问题4: 到2021年底Tortue项目剩余20%的工作内容 - 年底需完成海底基础设施铺设、沉箱部署、FPSO定位，2022年进行钻井、项目集成和调试工作 [58] 问题5: 达到Tortue二期最终投资决策（FID）的关键因素，以及二期相对于一期的增量经济效益 - 关键是优化二期项目，充分利用一期基础设施，如气体处理设施、管道和防波堤等 [60] - 二期具有更强的增量经济效益，是经济可行的项目，目标是2022年底做出FID，约3.5年后实现首气投产 [61] 问题6: 如何实现项目范围1和2排放到2030年碳中和目标 - 一方面通过测量和减少自身运营碳排放，墨西哥湾资产碳强度较低，有进一步减排机会 [63] - 另一方面通过基于自然的抵消措施，如加纳的重新造林项目和美国的湿地重新造林项目 [63] 问题7: 幻灯片2中未来10年约10万桶油当量/日的产量目标是战略规划还是保守基线，是否有出售石油资产转投天然气资产的想法 - 该目标体现公司战略，现有石油业务可产生自由现金流，Tortue项目是增长动力，能提供可持续现金流 [67] - 公司注重投资组合中天然气和石油的平衡，有能力根据市场变化调整，目前暂无出售石油资产转投天然气资产的计划 [68][70] 问题8: Winterfell和Zora项目需证明多少2C储量才能达到商业开发门槛，Zora在2亿桶总资源潜力中的占比，以及是否计划在Zora钻井前进行部分权益出让 - Winterfell通过两口井有望证明中部区域大部分超过1亿桶的资源潜力，达到商业门槛，南北部仍有额外潜力 [73] - Zora是3000 - 4000万桶级别的前景，约4 - 5个前景构成2亿桶总资源潜力，可能需要2个前景成功才能支撑初始开发 [74] 问题9: 一季度运营成本低于指引，后续是否会因加密钻井成本增加而上升，以及加纳产量增加1.5 - 2万桶/日是否包含在年底6万桶/日的退出率中 - 一季度运营成本低于指引是因生产组合变化，后续整体运营成本指引无重大变化，加密钻井成本不影响整体运营成本 [76] - 加纳产量预测需维持现有运营可靠性和基础管理，钻井成功有望增加1.5 - 2万桶/日产量，但目前过早给出新的退出率指引 [78] 问题10: RBL银行将ESG关键绩效指标纳入保证金的原因，以及Winterfell项目除连接流线和完井外还需要哪些额外基础设施 - 公司与银行讨论设施延期时，因资产现金生成能力和明确的增长前景，以及强大的ESG战略，提议将ESG指标纳入设施，银行认为是积极因素 [83][84] - Winterfell第二口评估井需证明核心开发区域，确定最佳流线尺寸，为未来第二和第三钻井中心的连接创造选择，可能在达到一定规模时增加第二条流线 [86] 问题11: 加纳Jubilee和TEN项目的合作伙伴有意出售权益，公司是否有优先购买权，是否会根据价格行使该权利 - 部分许可区块有优先购买权，但行使取决于具体结构，公司会筛选能产生现金流和降低杠杆的机会 [88] 问题12: Winterfell幻灯片中上新世地层与中新世目标的关系 - 无需过度解读，Winterfell项目有显著潜力，需通过适当评估计划推进，初始井已验证地震数据，第二口评估井正在进行 [91] 问题13: Winterfell中部区域评估可证明1亿桶储量，其他断层块还有1亿桶储量吗 - 项目有超过1亿桶潜力，前两口井的资源足以支持初始开发阶段，南北部储量取决于钻探结果 [93]

融资与债务发行 - 2021年3月公司发行4.5亿美元7.500%的2028年到期优先票据，扣除费用后净收益约4.444亿美元[110] - 2019年4月，公司发行6.5亿美元7.125%优先票据，净收益约6.4亿美元，用于赎回先前发行的7.875%优先担保票据等[147] - 2021年3月，公司发行4.5亿美元7.500%优先票据，净收益约4.444亿美元，用于偿还循环信贷协议和信贷安排下未偿还债务等[149] 各地区产量数据 - 2021年第一季度，加纳产量平均约10.92万桶/日毛产量（2.24万桶/日净产量），美国墨西哥湾产量平均约2.05万桶油当量/日（净），赤道几内亚产量平均约3.02万桶/日毛产量（1.02万桶/日净产量）[111][112][115] 勘探成果 - 2021年1月，Winterfell井在两个层段发现约26米（85英尺）的净油层[114] 项目进展 - 截至2021年3月31日，Greater Tortue项目一期完成约58%，预计2023年上半年首次产气[117] 财务指标同比变化 - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，石油和天然气销售收入减少130万美元，主要因销量降低但油价上涨[119][122] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，石油和天然气生产成本减少1590万美元，主要因成本降低和美国墨西哥湾业务单元因设施停机导致销量降低[119][123] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，勘探费用减少3640万美元，主要因2021年地质、地球物理、地震和不成功井成本降低[121][125] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，折旧、损耗和摊销减少1680万美元，主要因美国墨西哥湾当前期间销量降低[121][126] - 2020年第一季度因新冠疫情对石油需求的影响和油价大幅下跌，公司对美国墨西哥湾的石油和天然气探明储量计提资产减值1.508亿美元，2021年第一季度未确认减值[121][127] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，净亏损从1.82767亿美元减少至9076.8万美元，减少9199.9万美元[121] 税率影响因素 - 2021年和2020年第一季度，公司整体有效税率受美国21%所得税申报税率与加纳和赤道几内亚35%法定税率差异等因素影响，2020年3月31日还受3090万美元递延所得税费用和490万美元税收优惠影响[129] 经营活动现金流量 - 2021年第一季度经营活动净现金使用量为4660万美元，2020年同期为1700万美元，主要因资产产量降低和营运资金项目负变化[133] 债务与资金状况 - 截至2021年3月31日，公司净债务为2.205556亿美元，可用借款加现金及现金等价物为7.65242亿美元[135] - 截至2021年3月31日，信贷安排下借款总计10亿美元，未动用额度为3.2亿美元；2021年5月，信贷安排修订，规模降至12.5亿美元，利率利差提高0.5%，期限延长两年[141][143] - 截至2021年3月31日，公司循环信贷协议下未偿还借款为5000万美元，未动用额度为3.5亿美元[144] - 截至2021年3月31日，7.125%优先票据本金6.5亿美元，7.500%优先票据本金4.5亿美元[156] - 截至2021年3月31日，预计总本金债务还款2.35亿美元，长期债务利息及承诺费支付655106美元，经营租赁支付35212美元[156] - 2021年本金债务还款中2000万美元归类为流动债务，与墨西哥湾定期贷款条款修订有关，若未在规定日期赎回，将恢复原还款计划[157] - 截至2021年3月31日，公司未偿借款总额为12.5亿美元，加权平均利率为4.0%[174] 资本支出情况 - 2021年公司预计花费2.25 - 2.75亿美元资本（不包括毛里塔尼亚和塞内加尔），截至3月31日已花费约4380万美元[137] - 毛里塔尼亚和塞内加尔2021年预计资本支出约3.5亿美元（不包括大托尔图浮式生产储油卸油装置出售影响），该交易预计提供约3.2亿美元资本，2021年最多实现2.5亿美元，截至3月31日已花费约7270万美元[138][139] 债务指标修订 - 因新冠疫情对石油需求影响及油价大幅下跌，公司为确保遵守债务覆盖率财务指标，2020年7月对该指标计算方式进行修订，至2021年12月31日该指标限制放宽至最高4.75倍，之后逐步恢复至3.5倍[142][146] 票据契约限制 - 7.500%优先票据契约限制公司及其受限子公司多项能力，若该票据获标普和惠誉投资级评级且无违约事件，部分契约将终止，截至2021年3月31日公司遵守相关财务契约[151] 贷款协议情况 - 2020年6月公司根据原油生产预付款协议从托克集团获得5000万美元，该协议于2020年第二季度终止，预付款转为墨西哥湾定期贷款[152] - 2020年9月公司签订为期五年、金额2亿美元的墨西哥湾定期贷款信贷协议，扣除费用后净收入1.977亿美元，利率约6%，2025年到期，2021年第四季度开始偿还本金，截至2021年3月31日公司遵守相关契约[153][154] 可变利率债务情况 - 可变利率债务加权平均利率2021 - 2025年分别为3.99%、4.29%、4.81%、5.82%、6.36%[156] 衍生品合约情况 - 截至2021年3月31日，公司未平仓衍生品合约公允价值从2020年12月31日的 - 2037.7万美元变为 - 9353.7万美元[168] - 截至2021年3月31日，公司未平仓商品衍生工具处于净负债头寸，金额为9350万美元[173] - 截至2021年3月31日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约6540万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约5950万美元[173] 勘探承诺 - 公司目前承诺在毛里塔尼亚钻探两口勘探井并获取约1000平方公里的3D地震数据[159] 油价波动情况 - 2021年前三个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 69.29美元之间波动，重质路易斯安那甜油价格也有类似波动[169] 利率变动影响 - 若浮动市场利率在当前浮动利率债务水平上提高10%，公司每年将额外支付约20万美元利息费用[174] 衍生品合约交易量及价格 - 2021年4 - 12月，Dated Brent指数的互换加卖出看跌期权合约交易量为4500千桶，加权平均互换价格为每桶53.96美元，净递延溢价应付/应收为0，公允价值为 - 33132千美元[172] - 2021年4 - 6月，NYMEX WTI指数的互换加卖出看跌期权合约交易量为500千桶，加权平均互换价格为每桶47.75美元，净递延溢价应付/应收为0，公允价值为 - 5658千美元[172] - 2021年4 - 12月，Dated Brent指数的三方领口期权合约交易量为2750千桶，净递延溢价应付/应收为0.37千美元，加权平均看跌价格为每桶32.95美元，公允价值为 - 27239千美元[172] - 2021年4 - 12月，NYMEX WTI指数的三方领口期权合约交易量为750千桶，净递延溢价应付/应收为1.00千美元，加权平均看跌价格为每桶37.50美元，公允价值为 - 4989千美元[172] - 2021年4 - 12月，Dated Brent指数的卖出看涨期权合约交易量为5250千桶，加权平均上限价格为每桶70.09美元，净递延溢价应付/应收为0，公允价值为 - 9153千美元[172] - 2022年1 - 12月，Dated Brent指数的三方领口期权合约交易量为1500千桶，净递延溢价应付/应收为1.05千美元，加权平均看跌价格为每桶40.00美元，公允价值为 - 2808千美元[172]

业绩总结 - 2020年第四季度净生产量为约60,200桶油当量/天，同比下降8%[21] - 2020年第四季度实现价格为约37.95美元/桶，同比下降35%[21] - 2020年第四季度运营费用为约15.85美元/桶，同比下降13%[21] - 2020年第四季度一般和行政费用为1500万美元，同比下降29%[21] - 2020年第四季度基础业务资本支出为4600万美元，同比下降61%[21] - 2020年总生产量为约61,000桶油当量/天，符合更新后的指导[17] - 2020年公司在下半年实现自由现金流的拐点，第四季度恢复正自由现金流[12] - 2020年年末流动资金约为5.7亿美元[12] - 2020年年末流动性约为5.7亿美元，4Q20偿还了2.5亿美元的RBL[22] 用户数据与未来展望 - 2021年计划钻探9口增产井，较2020年的3口显著增加[23] - 2021年基础业务自由现金流预期在1亿至2亿美元之间，基于布伦特油价55美元[30] - 2021年预计生产量为53,000至57,000桶油当量每天[30] - 2021年第一季度预计日产量为52,000至54,000桶油当量（boe/day），全年预计日产量为53,000至57,000桶油当量[36] 资本支出与项目进展 - 2021年资本支出计划为2.25亿至2.75亿美元，重点在于增产和高回报的增产井[30] - Tortue项目第一阶段预计在2021年年末完成约80%[25] - Tortue项目的第一阶段预计在2023年上半年实现首次天然气生产[25] - 2021年基础业务资本支出（Capex）预计为2.75亿美元[36] 费用与收益预期 - 2021年第一季度运营支出（Opex）预计为每桶油当量14.00至15.00美元，全年预计为每桶油当量14.50至16.50美元[36] - 2021年第一季度折旧、摊销及减值（DD&A）预计为每桶油当量20.00至22.00美元，全年预计为每桶油当量21.00至23.00美元[36] - 2021年第一季度一般及行政费用（G&A）预计为2200万至2400万美元，全年预计为8500万至9500万美元[36] - 2021年预计勘探费用为3500万至4500万美元[36] - 净利息费用预计为每季度3000万美元[36] - 2021年预计税费为每桶油当量3.00美元[36] 市场动态 - 2021年全球LNG需求增长3%，尽管全球能源需求下降5%[26] - 预计2021年将通过FPSO销售和租回融资获得约3.5亿美元的净收益[30] - 2021年预计在加纳和赤道几内亚的收入将基于8个和4.5个货物的数量计算[36] - 2021年预计在墨西哥湾的日产量为21,000至23,000桶油当量[36]

财务数据关键指标变化 - 2020年12月31日，公司未平仓衍生品合约公允价值为负2037.7万美元，较2019年的负852.1万美元，因合约公允价值变动负2280万美元和合约到期1094.4万美元而变化[462] - 2020年12月31日，公司已探明石油和天然气资产净值为28.15亿美元，该年度折耗费用为4.609亿美元[482] - 2020年12月31日，公司资产弃置义务总计2.514亿美元[486] - 2020年12月31日止年度，公司对特定已探明油气资产计提减值1.508亿美元[489] - 2020年12月31日，公司现金及现金等价物为1.49027亿美元，2019年为2.24502亿美元[504] - 2020年12月31日，公司油气资产净值为33.10276亿美元，2019年为36.24751亿美元[504] - 2020年12月31日，公司总资产为38.67593亿美元，2019年为43.17232亿美元[504] - 2020年12月31日，公司流动负债为4.60199亿美元，2019年为5.39101亿美元[504] - 2020年12月31日，公司长期负债为29.6724亿美元，2019年为29.36429亿美元[504] - 2020年12月31日，公司股东权益为4.40154亿美元，2019年为8.41702亿美元[504] - 2020年油气收入为804,033美元，2019年为1,499,416美元，2018年为886,666美元[506] - 2020年净亏损为411,586美元，2019年为55,777美元，2018年为93,991美元[506] - 2020年基本和摊薄每股净亏损均为1.02美元，2019年为0.14美元，2018年为0.23美元[506] - 2020年宣布的普通股每股股息为0.0452美元，2019年为0.1808美元，2018年无[506] - 2020年经营活动提供的净现金为196,145美元，2019年为628,150美元，2018年为260,491美元[511] - 2020年投资活动使用的净现金为345,587美元，2019年为363,931美元，2018年为985,138美元[511] - 2020年融资活动提供的净现金为69,860美元，2019年使用220,489美元，2018年提供605,277美元[511] - 2020年末现金、现金等价物和受限现金为149,764美元，2019年末为229,346美元，2018年末为185,616美元[511] - 2020年支付的利息净额为103,674美元，2019年为99,928美元，2018年为83,831美元[511] - 2020年支付的所得税净额为104,061美元，2019年为43,909美元，2018年为45,984美元[511] - 2020年、2019年和2018年12月31日，公司现金及现金等价物和受限现金总额分别为1.49764亿美元、2.29346亿美元和1.85616亿美元[521] - 截至2020年和2019年12月31日，公司用于石油合同履约担保的当前受限现金分别为20万美元和430万美元，长期受限现金均为30万美元[522] - 截至2020年和2019年12月31日，公司当前联合权益账单应收账款的坏账准备分别为570万美元和270万美元[523] - 截至2020年和2019年12月31日，公司库存材料和用品分别为1.275亿美元和1.123亿美元，碳氢化合物分别为150万美元和210万美元[524] - 2020年、2019年和2018年，公司材料和用品库存的减记金额分别为860万美元、460万美元和30万美元[524] - 2020年、2019年和2018年石油和天然气收入分别为8.04033亿美元、14.99416亿美元和8.86666亿美元[552] - 2020年和2019年公司分别确认1650万美元和1150万美元的重组费用[555] - 2020年、2019年和2018年来自菲利普斯66公司的收入分别约占公司合并总收入的23%、20%和11%[560] - 截至2020年和2019年12月31日，TEN油田开发成本来自GNPC的联合权益账单应收账款的当前部分分别为580万美元和1400万美元，长期部分分别为2120万美元和1600万美元[579] - 截至2020年和2019年12月31日，来自毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司的应收票据余额分别为9630万美元和2740万美元[580] - 2020年和2019年12月31日，油气资产净值分别为33.10276亿美元和36.24751亿美元，其他资产净值分别为1063.7万美元和1758.1万美元[581] - 2020年、2019年和2018年，公司分别记录了4.609亿美元、5.429亿美元和3.163亿美元的折耗费用，以及550万美元、690万美元和460万美元的折旧费用[581] - 2020年、2019年和2018年，公司分别记录了1.54亿美元、0和0的资产减值[581] - 截至2020年、2019年和2018年12月31日，资本化勘探井成本的期末余额分别为1.86289亿美元、4.4579亿美元和3.67665亿美元[584] - 2020年和2019年的租赁总成本分别为1957.4万美元和2135.4万美元[591] - 截至2020年和2019年12月31日，使用权资产分别为1979.9万美元和2000.8万美元，租赁负债的流动部分分别为140.5万美元和113.9万美元，非流动部分分别为2277.1万美元和2224万美元[592] - 截至2020年12月31日，未来最低租赁付款总额为3606.7万美元，租赁负债总额为2417.6万美元[594] - 截至2020年和2019年12月31日，公司的总债务净额分别为21.11431亿美元和20.08063亿美元，长期债务净额分别为21.03931亿美元和20.08063亿美元[595] - 2020年第四季度公司还款2.5亿美元；截至2020年12月31日，信贷安排借款总额12亿美元，未提取额度1.2亿美元[598][599] - 2020、2019、2018年利息及其他融资成本净额分别为109794千美元、155074千美元、101176千美元[625] - 2020年和2019年12月31日未指定为套期工具的衍生品估计公允价值资产（负债）分别为 - 20377千美元和 - 8521千美元[632] - 2020、2019、2018年未指定为套期工具的衍生品收益（损失）分别为 - 70724千美元、 - 22800千美元、29960千美元[633] - 2020年和2019年12月31日按公允价值层次计量的资产和负债：2020年总计 - 20377千美元，2019年总计 - 8521千美元[637] - 2020年和2019年12月31日债务的账面价值和公允价值：2020年账面价值2143524千美元，公允价值2113412千美元；2019年账面价值2042550千美元，公允价值2064957千美元[641] - 2020年3月31日，公司对长期资产进行减值审查，减值费用为1.508亿美元，将资产账面价值减至2.437亿美元[644] - 2020年第四季度，公司记录额外减值费用约320万美元，全年减值费用总计1.54亿美元[645] - 2020年末资产退休义务为2.51421亿美元，2019年末为2.35053亿美元[646] - 2020、2019和2018年，公司记录的长期激励计划奖励补偿费用分别为3270万美元、3240万美元和3520万美元[649] - 2020、2019和2018年，公司基于股权补偿的总税收优惠分别为470万美元、490万美元和660万美元[649] - 截至2020年12月31日，未归属受限股票单位待确认的总股权补偿费用为2290万美元，加权平均期限为1.7年[651] 各条业务线数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，公司油类衍生品金融工具中，2021年1 - 12月布伦特原油互换加卖权合约600万桶，加权平均价格每桶53.96美元，资产公允价值4084万美元等多组数据[465] - 2021年2月，公司签订2022年1月至12月150万桶布伦特原油三方领口合约，卖权价格每桶40美元，底价每桶50美元，顶价每桶70美元[467] - 截至2020年12月31日，公司未平仓商品衍生品工具净负债头寸为1970万美元，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约5420万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约4410万美元[468] - 截至2020年12月31日，公司在信贷安排、公司循环信贷和墨西哥湾定期贷款下的未偿借款总计15亿美元，加权平均利率4.2%，若浮动市场利率上涨10%，每年估计多支付利息费用40万美元[470] - 2020年12月31日公司未到期石油衍生品合约相关数据：如1 - 12月Dated Brent的Swaps with sold puts合约，数量6000千桶，互换价格53.96美元/桶，卖出看跌期权价格42.92美元/桶等[629] - 2021年2月公司签订2022年1月至12月1500千桶Dated Brent的三方领口合约，卖出看跌期权价格40美元/桶，底价50美元/桶，顶价70美元/桶[630] 审计相关情况 - 公司审计机构认为，截至2020年和2019年12月31日的合并财务报表，在所有重大方面公允反映了公司财务状况等，符合美国公认会计原则[476] - 审计机构对公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制发表了无保留意见[477] - 安永自2004年起担任公司审计师[492] 公司经营风险与影响因素 - 公司估计和前瞻性陈述受新冠疫情影响公司及整体商业环境等多种因素影响[24] 公司风险管理政策 - 公司通过政策管理市场和交易对手信用风险，管理层确定衍生品交易的时机和范围[461] 公司会计政策 - 公司于2019年第一季度前瞻性采用ASU 2016 - 02，导致与租赁活动相关的资产和负债增加2170万美元[527] - 公司采用成果法核算油气资产，勘探成本在发生时费用化，开发井成本资本化[536] - 公司对已探明油气资产和相关设备采用产量法进行折耗，其他资产采用直线法进行折旧和摊销[538][539] - 公司根据ASC 410核算资产弃置义务，将弃置成本资本化并增加相关长期资产的账面价值[543] - 公司在资产账面价值可能无法收回时对长期资产进行减值测试，若账面价值超过未折现现金流总和则确认减值损失[545] 公司重大交易与业务变动 - 2020年第三季度，公司与壳牌达成协议，以9600万美元现金和最高1亿美元的未来或有对价出售前沿勘探资产权益，2020年第四季度收到9500万美元，实现资产出售收益9210万美元，剩余100万美元预计2021年收到[563] - 2019年3月，公司完成收购奥菲尔在赤道几内亚近海EG - 24区块的剩余权益，参与权益增至80%并成为运营商[566] - 2019年9月，公司与OK Energy达成农场进入协议，获得南非共和国近海北开普超深区块45%的非运营权益[567] - 2019年11月，公司与壳牌圣多美和普林西比公司达成农场退出协议，出售圣多美和普林西比近海6号区块20%和11号区块30%的参与权益，实现1050万美元收益[568] - 2018年9月，公司以12.75亿美元收购美国墨西哥湾的DGE公司，包括9.526亿美元现金、3.079亿美元公司普通股和1490万美元交易相关成本[572] - DGE收购的资产公允价值为15.16659亿美元，承担的负债公允价值为2.41277亿美元，总购买价格为12.75382亿美元[574] - 由于DGE收购，公司在2018年9月14日至12月31日期间的合并运营报表中计入1.476亿美元收入和3050万美元直接运营费用[575] - 2019年1月1日起，公司将KTIPI的流通股转让给Trident，换取Ceiba油田和Okume综合体40.375%的不可分割权益[647] 公司信贷与债务相关 - 2018年2月公司修订并重述信贷安排，总承诺为15亿美元，可额外增加5亿美元；2018年11月和12月分别增加1亿美元承诺，使总承诺至17亿美元；2019年4月高级票据发行后承诺减至16亿美元；2020年4月

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司生产资产表现稳健，日均产量约6.1万桶油当量，同比仅下降8%，同期资本支出减少约40% [13] - 2020年第四季度公司实现正自由现金流，得益于油价上涨和显著且可持续的成本降低，降低了公司盈亏平衡点 [16] - 2020年公司总资本支出约1.47亿美元，符合公司指引，同时公司对今年约60%的产量进行了套期保值，并开始对2022年的产量进行套期保值 [34] - 2021年公司预计基础业务支出2.25 - 2.75亿美元，维持和增长资本支出比例为80:20，布伦特油价为55美元时，预计基础业务（不包括毛里塔尼亚和塞内加尔）产生1 - 2亿美元的自由现金流用于资产负债表去杠杆 [50][51] - 毛里塔尼亚和塞内加尔2021年资本支出预计约3.5亿美元，主要通过出售FPSO和国家石油公司贷款再融资来提供资金 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 石油生产业务 - 加纳业务，2020年第四季度货物和销售符合指引，权益产量环比下降，全年正常运行时间和可靠性数据良好，2021年计划在朱比利钻两口生产井和一口注入井，在TEN钻一口注气井，并计划今年开始朱比利东南部的开发，目标在2022 - 2023年进行钻井活动 [24][40] - 赤道几内亚业务，2020年表现符合预期，预计今年晚些时候开始首次钻探活动，2021年第二和第三季度计划钻三口加密井以保持产量增长 [25][41] - 墨西哥湾业务，2020年生产符合指引，产量包含了因油价降低获得的合同特许权使用费减免的好处，2020年12月成功开钻Winterfell ILX井，Kodiak完井工作正在进行，预计下个月投产，年中计划钻Tornado - 5井，预计第三季度投产，预计2021年产量增长，年底退出率约为6万桶油当量/天 [25][41][42] LNG业务 - 毛里塔尼亚和塞内加尔的Tortue项目，2020年底一期工程完成约50%，预计2021年底完成约80%，一期首气预计在2023年上半年产出，二期目标在2022年底左右做出最终投资决策，预计一期现金流将为优化后的二期提供大部分资金 [14][43][45] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年是自2014年以来LNG供应增长最低的一年，仅有500万吨新供应进入市场，且只有一个新项目做出最终投资决策，而LNG需求在2020年同比增长3%，预计中期将出现显著的供需缺口，到2030年底供应缺口约为5000万吨，2035年约为1.75亿吨 [46] - 过去几个月天然气价格显著上涨，未来三年NBP和JKM期货均价均高于6美元/百万英热单位 [47] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于大西洋沿岸的海上勘探、开发和生产，拥有高质量的常规油气资产和强大的ESG资质，通过优化现有生产基地和基础设施主导的勘探（ILX）创造价值，优先考虑已证实的盆地，以实现高回报和快速回本 [7][9][10] - 2020年公司采取成本降低举措，降低了公司自由现金流盈亏平衡点，预计在当前油价下本季度基础业务将产生健康的自由现金流，同时公司致力于实现到2030年或更早实现范围一和范围二排放碳中和的目标 [11][14] - 2021年公司计划增加加密钻井活动，预计将扭转产量下降趋势并提高产量，同时恢复勘探活动，计划钻探2 - 3口井，如Zora井，成功将带来更多机会 [37][38] - 公司认为自己在能源转型中可以发挥作用，支持巴黎协定，美国重返协定对公司墨西哥湾生产业务无影响，公司拥有丰富的ILX前景库存，将与政策制定者合作，以实现低碳排放的能源供应 [55] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年行业和社会整体面临极具挑战性的环境，但公司在关键战略优先事项上取得了进展，生产资产表现稳健，Tortue项目重回正轨，实现了现金流拐点，建立了融资路径，优化了资产负债表 [13][14][16] - 2021年公司预计运营势头将继续增强，随着活动增加，产量将上升，Tortue项目将取得重大进展，同时公司拥有多样化的勘探机会和强大的资产组合，有望在当前商品价格环境下创造更多价值 [36][37][43] 其他重要信息 - 公司安全和可持续发展是核心价值观，今年1月墨西哥湾发生一起悲剧事件，公司决心从中吸取教训，防止类似事件再次发生，并已与同行分享初步经验教训，同时公司在各运营国家支持COVID - 19应对工作和饥饿救济计划 [9][21][23] - 公司拥有约4.8亿桶油当量的2P储量，2P储量与产量之比超过20年，1P SEC储量基础为1.4亿桶，受2020年生产和较低SEC价格影响，预计2021年价格相关的储量变化将逆转，未来Tortue一期和Asam、Winterfell有望增加储量 [17][19][20] - 公司在ESG方面表现出色，发布了气候风险和韧性报告和可持续发展报告，设定了碳中和目标，拥有创新中心等社会投资项目，在治理方面保持行业领先的透明度，获得了新闻周刊和Statista评选的“美国最负责任公司”称号和MSCI的AA ESG评级 [57][58][60] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于FPSO售后回租交易，到完成交易还有哪些步骤，资本支出在交易完成前后如何处理 - 目前已签署与BP的谅解备忘录，接下来要将其转化为详细协议并筹集外部债务，预计在第二季度完成交易，资本支出在交易完成前由公司承担，交易完成后将用所得款项抵消项目资本支出 [66][67][69] 问题2: 赤道几内亚资产的三口加密井是否有勘探元素 - 目前先进行加密井钻探，因其回报周期短，后续2022年将开展ILX项目的钻探目标，该地区机会丰富，公司将有效部署资本以实现机会价值 [70][72] 问题3: 公司杠杆水平目标及实现路径 - 公司目标是将净杠杆率降至1 - 1.5倍，即净债务比目前减少5 - 10亿美元，随着生产和价格改善，EBITDAX自然上升，同时将自由现金流用于偿还债务，在当前商品价格环境下有望较快实现目标 [76][77][78] 问题4: 如何评估墨西哥湾业务风险，禁令对租赁和钻探的影响及该资产在公司长期规划中的地位 - 公司支持巴黎协定，认为墨西哥湾是世界石油供应的重要贡献者，具有自然优势和低碳排放特点，公司受租赁禁令影响较小，拥有20多个高等级勘探前景，钻探许可方面需等待实际政策出台，对该地区业务保持积极态度 [80][81][82] 问题5: 维持6万桶油当量/天产量的维持性资本支出及内部下降率 - 维持性资本支出在2 - 2.25亿美元左右可保持产量平稳，整体下降率约为10%，可通过生产优化和加密钻井来抵消 [85][86] 问题6: Tortue二期最终投资决策是采用单一概念还是多个概念 - 采用优化现有基础设施的基本概念，目标是充分利用现有设施和资源，没有所谓的“标杆概念” [87][88][90] 问题7: 赤道几内亚新合作伙伴目标产量与公司目标是否一致，以及Tortue一期直接投资3亿美元的选择、时间和偏好结构 - 公司与新合作伙伴对该地区资产潜力看法相似，但不评论具体产量目标，Tortue一期直接投资有多种选择，包括出售部分非Tortue天然气资产、利用循环信贷协议和超额现金等，将在毛里塔尼亚和塞内加尔融资序列的最后进行 [95][96][97] 问题8: 零排放目标是否包括非运营资产，西非资产与加纳资产在排放强度指标上的比较 - 范围一和范围二排放目标针对公司运营资产，主要是墨西哥湾和加纳的部分运营资产，这些资产碳排放强度较低，加纳资产有降低碳排放强度的潜力，公司有相关计划并得到支持 [99][100][101] 问题9: 毛里塔尼亚和塞内加尔资产的整体情况及营销计划 - Tortue二期目标达到500万吨/年，充分利用现有基础设施，是最具资本效率的项目，Yakaar - Teranga有国内天然气计划和LNG出口计划，BirAllah资源有开发潜力但需优化开发方案，公司在与相关方讨论时注重引入合适的合作伙伴支持长期发展愿景 [106][107][108] 问题10: 是否会回到一年前对这些资产的积极销售流程 - 这是一种选择，但重点是找到适合项目的合作伙伴，与有兴趣的各方讨论时，更注重引入能支持长期发展概念和与政府合作的伙伴 [109] 问题11: 赤道几内亚Asam发现的最新情况，以及是否计划在上半年调整循环信贷协议 - Asam发现目前正在进行评估和优化开发方案的工作，2021年重点是加密井机会，循环信贷协议计划在第一季度末重新确定，目前与银行的讨论进展顺利，预计油价改善将有助于该过程，目标是延长现有设施期限并增加借款能力 [115][116][117] 问题12: 自由现金流范围较大的原因 - 主要是由于产量和部分费用的时间安排，单批货物价值较高，对自由现金流影响较大，因此范围设定较宽泛 [118] 问题13: 2020年底6万桶油当量/天产量按主要地区的大致分布 - 加纳约占40% - 45%，赤道几内亚约占20%，墨西哥湾约占30% - 35% [122] 问题14: 墨西哥湾第一季度产量指引降低的主要驱动因素 - 2020年钻井较少导致自然下降，Kodiak - 1井计划外停机影响了第一季度产量，随着Kodiak井完井和Tornado - 5井计划实施，产量有望提升 [124][125][126] 问题15: Tortue FPSO出售时间与收益关系，以及套期保值政策在远期曲线低于现货价格时的调整 - FPSO出售时间影响资金回笼时间，但总体交易节省3.2亿美元的收益不变，套期保值方面，公司继续定期进行套期保值，设定约50美元/桶的下限并保留尽可能多的上行空间，根据价格变化选择合适的工具，目标是保障业务资金需求 [132][134][135]

业绩总结 - 2020年第三季度净生产约为57,000桶油当量/天，略低于指导预期，主要由于墨西哥湾的风暴活动[9] - 实现价格约为41美元/桶，较第二季度提高约2倍，受益于油价上涨和差异化正常化[11] - 运营支出约为15.4美元/桶，预计全年运营支出同比下降约20%[11] - 第三季度的基础业务资本支出为5300万美元，预计下半年基础业务资本支出将下降[11] 用户数据与未来展望 - Tortue项目第一阶段预计在2023年上半年实现首次天然气生产，目前完成度约为50%[9][16] - Tortue项目第二阶段的优化预计将显著提高回报，目标是将产能扩展至每年500万吨[17] - 公司预计在本季度结束时将获得约1亿美元的前期收益，成功后还有1亿美元的潜在收益[9] - 预计基础业务在当前油价下将持续产生自由现金流[9] 新产品与新技术研发 - Tortue项目融资路径已建立，预计可实现约7倍的投资回报率[18] - 预计2020财年基础业务资本支出为1.4亿至1.5亿美元，部分受到Shell交易收益的影响[19] 市场扩张与融资 - 新的五年期2亿美元的墨西哥湾融资设施在第三季度完成[9] - Gulf of Mexico设施的关闭将带来2亿美元的融资，具有5年期限[19] - 预计2021年将获得约1.6亿美元的资本回流，剩余资本义务将转移至特殊目的公司(SPV)[18] 负面信息与风险管理 - 剩余Tortue第一阶段资本支出为3亿美元，预计2021年将通过销售/租赁回购FPSO和NOC融资来满足资金需求[18] - 预计2022-2023年剩余资本为3亿美元，主要通过直接的M&S投资融资[18] - 近期RBL重新评估后，流动性约为5亿美元，预计净债务将减少[22] 其他新策略 - 自给自足的LNG业务预计将为长期自由现金流做出重要贡献[21] - 预计基础业务将以每桶约35美元的布伦特油价产生自由现金流[21]