核心发现与资源评估 - 挪威国家石油公司在挪威北海Sleipner地区的Lofn和Langemann远景构造获得两项新的天然气和凝析油发现 公司称这是本年度最大的发现[1] - 初步数据分析显示 这两口探井可能蕴藏近500万至1800万标准立方米可采石油当量[2] - 发现位于生产许可证PL 1140内 公司持有该许可证60%的工作权益 Aker BP持有剩余权益[1] 勘探与地质细节 - 发现是通过使用Deepsea Atlantic半潜式钻井平台钻探15/5-8 S和15/5-8 A两口野猫井实现的 井位位于Eirin油田以北[2] - 这是PL 1140许可证区块内钻探的首批勘探井 该许可证于2022年授予[4] - 两口井的天然气和凝析油均发现于由高质量砂岩组成的Hugin地层 目前井已永久封堵和废弃[4] 开发战略与优势 - 发现靠近公司现有油田 可通过连接至附近海底设施进行开发 从而加快生产时间线[3] - 此开发方式能减少环境影响 因为发现的生产过程二氧化碳排放量低 并能为公司带来强劲回报[3] - 公司强调这些发现凸显了继续在挪威大陆架进行勘探的重要性 该区域勘探程度仍较低 拥有大量未开发的能源资源[2] 行业背景与公司观点 - 公司认为挪威大陆架的这些资源对于保障欧洲可靠的能源供应至关重要[2] - 公司打算继续在挪威大陆架推进此类开发[3]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总产量达到20万桶油当量/天，石油产量为9.4万桶/天，连续第二个季度超过产量指引的高端 [4] - 第三季度运营成本为每桶油当量9.39美元，较上一季度下降20% [5] - 第三季度资本支出总额为1.64亿美元，低于指引 [5] - 第四季度运营成本指引为每桶10-12美元 [77] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Eagle Ford和Montney的陆上业务中，第二季度和第三季度的新井表现出历史最强性能，初期产量和90天累计产量均表现优异 [36] - Eagle Ford新井的初期生产表现比历史类型曲线高出50%-100% [38] - Eagle Ford资产在第三季度超过一半的产量来自2025年第二和第三季度投产的新井 [64] - Tupper Montney资产的生产创下纪录，运营成本极低，低于每桶4美元 [77] - 在墨西哥湾的海上业务方面，运营表现有所好转，主要设施的停工时间非常低 [40] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际开发方面，越南的Lac Da Vang (Golden Camel) 油田开发按计划进行，并已开始钻探第一口开发井 [5] - 越南的Hai Su Vang 2X评估井已按计划开钻 [6] - 科特迪瓦的三口井勘探计划中，Savette勘探井预计在12月开钻，后续两口井的结果预计在2026年第一季度末或第二季度公布 [11] - Savette勘探前景的平均资源潜力超过4亿桶，上限可达10亿桶 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 勘探在公司战略中占据重要部分，行业重新关注勘探和常规资源以满足全球能源需求 [7] - 公司拥有强大的资产负债表和灵活的多盆地投资组合，以管理短期波动并实现长期目标 [6] - 2026年的资本支出计划预计与往年类似，范围在11亿至13亿美元之间，勘探支出可能略高于今年 [31] - 在商品价格较低的情况下，公司有灵活性缩减陆上资本计划，但越南评估计划、科特迪瓦三口井计划和Lac Da Vang开发在大多数油价情景下可能会继续执行 [26][27] - 公司优先考虑保护强劲的资产负债表，并在短期、中期和长期投资之间取得平衡 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层正在密切关注商品市场，特别是石油和天然气价格，并为2026年制定预算计划 [26] - 如果油价持续在55美元或更低水平，公司可能会更积极地调整和降低资本计划 [29] - 公司对在60美元左右油价下的基本计划感到满意，但若油价长期走低将采取行动 [28] - 在目前商品价格下，公司不太可能积极进行股票回购，但如果估值出现大幅错位，仍会考虑 [80][81] 其他重要信息 - 公司对Dalmatian油田的两口计划井进行了减值，原因是非运营设施带来的高昂运营费用使其投资吸引力下降 [58][59] - 减值不影响其他生产资产或该区域其他油田 [59] - 公司预计越南Hai Su Vang油田的最终投资决定在2027年，目标是在2030年左右开始生产，可能会考虑早期生产系统 [54] - 在Tupper Montney，第四季度预计天然气价格将显著高于第二季度，从而推高特许权使用费 [79] 问答环节所有的提问和回答 问题: 西非勘探计划详情，特别是科特迪瓦的Savette井以及计划调整的原因 [10] - Savette井预计12月开钻，与Eni在2024年第二季度宣布的Kalau发现地质相似，测试的是前景良好的Simian和Cenomanian层段 [11] - 计划从钻探Kobus调整为钻探Boubal，因为后者测试成本更低、发现概率更高且资源潜力巨大 [16] - Kobus前景仍然存在，未来可能进行后续勘探 [16] 问题: 越南Hai Su Vang 2X评估井的主要目标 [19] - 主要目的是确定储层的横向连续性、砂岩组成、测试增厚产层段并确定油水接触面位置 [20] - 该井结果将有助于缩小资源范围、确定油田规模并规划油田开发 [20] - 根据结果，可能需要进行多口评估井 [21] 问题: 公司在行业下行周期中的应对策略 [25] - 公司正在制定2026年预算及多年计划，平衡短期生产、自由现金流和长期资源增加投资 [26] - 拥有显著的资本计划灵活性，可以大幅缩减陆上计划，但越南和科特迪瓦的关键国际项目在大多数油价情景下会继续推进 [26][27] - 若油价长期低于55美元，将更积极地调整资本计划 [29] 问题: 2026年资本支出中各部分的预期变化 [31] - 勘探支出可能因科特迪瓦活跃计划而略高于今年 [31] - 陆上Tupper和Eagle Ford的资本计划可能略低于2025年 [31] - 海上投资如Chinook 8号开发井等具有强劲回报和低盈亏平衡点，预计将继续进行 [31] 问题: 陆上业务运营改进对盈亏平衡点的影响 [35] - Eagle Ford和Montney通过更长水平段、优化完井设计和返排策略实现了资本效率提升和性能显著超越 [36][37] - 性能提升是在投资持平或节约的情况下实现的，降低了盈亏平衡点，部分项目可达35美元或更低 [38] 问题: 西非勘探是否关注更深层潜力 [41] - 公司确实关注该区域未充分测试的较深层段潜力，这与Eni的发现所激发的行业兴趣一致 [42] 问题: 越南Hai Su Vang评估井成功后下一步计划及减值影响 [49][50] - 根据2X井结果，可能需要进行额外评估井以确定油田规模 [51][52] - 目标是在2027年做出最终投资决定，2030年左右投产，可能采用早期生产系统 [54] - 减值源于Dalmatian油田因非运营设施成本高昂而取消两口计划井，不影响其他资产 [58][59] 问题: 第四季度Eagle Ford产量指引下降的原因 [63] - 产量下降是由于第三季度新井产量占比高，而页岩井在投产初期递减较快，这是正常现象 [64][65] - 新井的早期递减率符合或优于历史表现，指引是基于高初始产量后的合理递减预期 [66] 问题: 越南Lac Da Vang (Golden Camel) 开发井是否存在意外惊喜或上行潜力 [69] - 该油田在投资决定前已进行充分评估，初期开发目标区域储层特征明确 [70] - 随着开发井的钻探，将继续优化开发方案，目前评估结果向好 [71] 问题: 第三季度运营成本较低的原因及第四季度指引上升的原因 [76] - 成本较低源于海上大修支出减少、陆上产量高、Eagle Ford通过优化运营和供应链谈判实现了可持续的成本节约 [77] - 第四季度成本指引上升是由于预计产量略有下降，导致每桶成本上升，但美元运营成本并未显著增加 [77] 问题: Montney地区是否因低气价而有关井计划 [78] - 第四季度Tupper产量指引仅反映了新井和基础产量的正常递减以及因预期气价上涨而增加的特许权使用费 [79] - 未有关井计划，预计AECO气价将从第二季度的约0.64美元/千立方英尺升至第四季度的约2.05美元/千立方英尺 [79] 问题: 在当前油价环境下股票回购的倾向 [80] - 在当前商品价格产生的现金流下，不太可能积极回购股票 [80] - 但如果股价出现大幅错位，仍会考虑回购 [80] 问题: 2026年陆上计划较小的原因是否针对低油价或基于性能可重复性 [84] - 主要原因是性能可重复性增强，例如Tupper Montney由于初始产量水平更高，维持工厂满负荷所需活动减少 [84] - Eagle Ford在更强新井性能下，可以用更少资本维持或提高产量水平 [84] - 同时，若商品价格显著走低，有进一步缩减陆上资本支出的灵活性 [85]

核心交易 - 壳牌公司与埃及天然气控股公司签署1.2亿美元协议 在梅尔尼特近海区域钻探三口井[2][9] - 埃及与多家企业达成总价值超3.4亿美元的油气勘探协议 涉及地中海和尼罗河三角洲区域[1][5][9] 参与企业 - 埃尼集团将投资1亿美元 在东塞得港近海区块钻探三口井[5] - Arcius能源（BP持股51%与ADNOC合资）承诺投入1.09亿美元 用于北达米埃塔近海区域作业[5] - 俄罗斯Zarubezhneft公司投资1400万美元 在尼罗河三角洲北El-Khatatba区块钻探四口井[5] 战略背景 - 埃及天然气产量持续下滑 2023年5月产量降至35.45亿立方米 较2021年3月下降超40%[6] - 该国通过国际合作伙伴关系加强能源安全 旨在扭转进口依赖度上升趋势[1][6][9] - 地中海盆地被评估为具有显著能源发现潜力的区域[4] 行业影响 - 协议涵盖总计10口钻井作业 由埃及天然气控股公司主导推进[5] - 投资活动将提升埃及区域能源枢纽地位 支持其成为清洁能源解决方案提供者[4][7] - 国际能源公司通过技术专长与海上勘探经验助力资源开发[4]

勘探进展 - ConocoPhillips澳大利亚子公司已完成Otway Basin目标钻探区域的海底调查 为2025年第三季度启动勘探计划铺平道路[1][2] - 调查数据将用于指导钻井安全和环境规划 涉及维多利亚州和塔斯马尼亚州沿海的Otway勘探钻井计划[2] 合作伙伴与股权结构 - 韩国国家石油公司(KNOC)加入ConocoPhillips与3D Energi的Otway天然气勘探项目 涉及VIC/P79和T/49P两个许可证区域[3] - 当前股权结构为ConocoPhillips持股80% 3D Energi子公司TDO持股20% 待监管批准后 ConocoPhillips将减持至51% KNOC获得29%股权[4] 战略目标 - 勘探计划旨在发现天然气储量 以供应澳大利亚国内能源市场 满足发电 工业流程和家庭供暖需求[5] - 公司强调该地区天然气开发历史悠久 是满足澳大利亚未来能源需求的关键 并制定了强效环保措施以降低对海洋环境影响[6] 全球资产调整 - ConocoPhillips退出美国墨西哥湾部分壳牌运营资产 将资本集中投向Otway等高回报勘探项目[7] - 海底调查完成与新合作伙伴加入 标志着公司强化对澳大利亚天然气安全的长期承诺[8] 能源行业其他标的 - Subsea 7是海底油气田建设领域龙头企业 2025年EPS共识预期1.31美元 价值评分A级[10] - Energy Transfer通过长期收费协议和管网扩张受益 2025年EPS共识预期1.44美元 价值评分A级[11][12] - RPC提供压裂等多元化油田服务 新型双燃料设备提升盈利能力 2025年EPS共识预期0.38美元 价值评分A级[13][14]