财务数据和关键指标变化 - 第三季度按一般公认会计原则（GAAP）计算，公司报告综合净亏损2.23亿美元，每股摊薄普通股亏损0.60美元，调整后净收入为3.7亿美元，每股1美元 [28][29] - 2024年全年资本预算增加到27.5亿美元 [33] - 预计2025年单位LOE、G&A、GPT和利息成本将同比下降10% - 15% [24] 各条业务线数据和关键指标变化 美国业务 - 美国石油产量连续第7个季度达到或超过指导值，自4月1日完成Callon收购后，Permian的钻机数量从11台减少到8台 [16] - 2025年计划在Permian盆地运行8台钻机，预计在该地区调整后的BOE基础上维持产量，美国石油产量预计约13万桶/日并可通过8台钻机保持持平 [48][81] - 由于Waha定价低于预期，公司决定削减Alpine High地区的天然气产量以及一些高产量高油气比油井产量，预计对美国产量产生2 - 2.5万桶油当量的影响 [34] - 2024年来自第三方油气买卖的收入约为5亿美元，约三分之二归因于天然气贸易活动，三分之一归因于Cheniere天然气供应合同 [35] 埃及业务 - 埃及业务按计划运行，总石油产量和逾期应收账款在第三季度均有所下降，增加1台钻机后钻机总数达到12台 [17][32] - 2025年计划在埃及运行12台钻机，在当前钻机数量下，埃及石油产量可能会有非常轻微的下降，但公司将致力于维持调整后的净石油产量相对平稳，天然气产量方面，随着新计划实施，未来规模将逐渐明晰 [81][103][104] 苏里南业务 - 在苏里南Block 58的海上开发项目达成最终投资决策（FID），项目总成本105亿美元，日产能力22万桶，每桶油当量资本加运营成本为19美元，内部收益率为15%（油价60美元/桶时） [18] - 计划在未来几年用运营现金流为苏里南的开发资本提供资金，直至2028年开始生产 [19] 北海业务 - 第三季度北海产量与指导值相符，由于英国新法规要求及能源利润税的财务影响，公司决定在2029年12月31日前停止北海的所有生产 [20][21] - 2025年北海资本计划将非常有限，主要集中在维护资产安全和完整性，以及少量的初步弃置工作，北海产量将同比下降约20% [22][23] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及明确的各个市场数据相关内容，无对应分析 公司战略和发展方向和行业竞争 - 在美国，自2020年以来进行了超过50亿美元的收购和25亿美元的资产剥离，将资产基础转变为非常规的纯Permian业务，增加了规模、钻井库存并优化了投资组合 [8] - 在埃及，2021年底现代化并延长了产品分成合同（PSC）条款，最近又达成提高天然气合同价格的协议，增加了资本配置效率、运营灵活性和自由现金流 [10] - 在苏里南，10多年前的战略投资开始取得成果，GranMorgu项目的FID为未来石油产量增长提供了可见性，公司认为该项目可在未来几年通过运营现金流轻松融资 [11] - 公司整体战略是在当前价格展望下，在可预见的未来维持Permian和埃及的产量，同时严格管理成本并增加自由现金流，长期来看，成功的勘探计划可增加价值并推动未来增长 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管WTI油价走弱和Waha天然气价格大幅下降，但运营现金流和自由现金流较第二季度有所增加，这得益于公司投资组合的独特属性以及近期的一些举措，如Callon的成功整合、埃及PSC结构下对低价的现金流韧性、近期有机石油产量增长、LNG合同的强劲现金流等 [14][15] - 2025年将面临潜在的油价疲软环境，公司将专注于维持核心业务、降低成本和产生自由现金流，初步计划在Permian和埃及的钻机数量分别为8台和12台以维持产量 [23][123] 其他重要信息 - 公司在Callon收购后总债务增加，目标是尽快清偿Callon债务，Callon交易带来的规模增加以及公司致力于恢复到收购前债务水平是信用评级提升的重要因素 [32] - 公司在埃及的天然气新价格协议下，将根据产量与递减曲线的比较确定增量天然气价格，有很大的天然气勘探潜力，但暂不透露天然气价格协议的具体内容 [40][41][42][47] - 北海资产的弃置义务（ARO）税后现值负债为12亿美元，约一半将在2030年底前产生，公司将在不牺牲安全和环境的前提下管理北海业务以获取自由现金流，未来将在2月的电话会议提供更多运营成本等细节 [31][118][119] 问答环节所有的提问和回答 问题1：埃及天然气价格协议对增量自由现金流的影响以及如何看待 [38] - 回答：无法透露天然气价格协议的具体内容，目前不能确定对自由现金流的影响，但在2 - 月制定2025年及以后的最终计划时会提供帮助 [40][41][42][47] 问题2：Permian地区石油产量指导中的各项变动因素以确保数据的一致性 [38] - 回答：目前Permian地区运行9台钻机，计划明年运行8台，减去即将出售资产的产量后，预计可维持13万桶/日的产量 [48] 问题3：北海地区未来10年资本支出的情况，特别是考虑到ARO的情况下 [50] - 回答：ARO的增加在会计上视为成本发生而非资本支出，12亿美元的净负债约50%将在2030年底前支出，2025年支出远低于1亿美元并逐年递增 [51][53][54] 问题4：2025年LOE预计下降10% - 15%，能否大致说明各项驱动因素对下降的贡献程度 [55] - 回答：目前尚未考虑如何拆分各项驱动因素对LOE下降的贡献，主要是Callon的协同效应以及美国业务组合的变化等因素导致 [56] 问题5：现金回报策略的节奏和时机，第三季度自由现金流回报率下降是否是时机问题 [59] - 回答：是时机问题，公司年初进展较快，但第三季度有一些不可控因素影响进入市场的时机 [59] 问题6：关于天然气削减以及对Matterhorn的看法 [60] - 回答：目前Permian地区的价格极端情况主要与其他管道维护有关，预计相关维护活动将在下周左右完成 [60] 问题7：成本降低是否除Callon合并协同效应外还有其他驱动因素，特别是G&A方面 [63] - 回答：除Callon协同效应外，还有业务简化和资产出售等因素，Callon的G&A成本结构约1.1亿美元/年，公司目前G&A基本与收购前持平且部分协同效应将超过预期 [64][65][66] 问题8：在阿拉斯加的监管前景以及对阿拉斯加整体机会的看法 [67] - 回答：公司在阿拉斯加的土地为州属土地，靠近管道，不需要涉及联邦方面，对阿拉斯加的机会感到兴奋 [68] 问题9：从Callon学到了什么技术或流程可用于提升自身运营 [71][72] - 回答：在油井间距方面正在研究Callon的数据和开发方案，目前还无法量化收益，2025年将回顾包括从Callon学到的内容等资本效率协同效应 [72][76][77] 问题10：2025年Permian和埃及的钻机目标是否能维持稳定生产，以及基础产量是否有变化 [80] - 回答：在Permian地区的计划是维持13万桶/日的石油产量，埃及目前12台钻机（11台用于石油，1台用于天然气），石油产量略有下降，天然气产量潜力目前未知但较为乐观 [81][83] 问题11：鉴于当前股价，是否会有类似之前的积极股东回报策略 [85] - 回答：公司有自己的时间安排，目前股价有吸引力，但资产出售所得大部分将用于债务削减 [85] 问题12：埃及天然气的PDP递减率，特别是Caesar气田 [88] - 回答：Caesar气田一直在递减，目前处于两位数递减，新计划有机会增加增量产量 [88] 问题13：北海处于生命周期后期，苏里南2028年才开始生产，公司如何考虑投资组合的其他方面 [89] - 回答：公司认为Permian和埃及是两大长期核心业务，苏里南2028年开始生产将是很好的补充，同时阿拉斯加的勘探也有潜力，公司将继续在核心资产上获取自由现金流 [90][91][93] 问题14：在补充资料中关于苏里南GranMorgu项目幻灯片希望传达的信息 [95] - 回答：该项目是真实存在且即将在2028年有产量，幻灯片是为了展示项目布局和发展机会，包括更多勘探前景和潜在的连接点等 [96][97] 问题15：美国业务活动计划收缩是否因为预期明年油价更低 [100] - 回答：公司处于较软的价格环境，目前的资产基础可通过8台钻机维持产量，同时也将关注效率提升 [101] 问题16：埃及石油产量方面，预计保持净产量相对平稳是否与明年PSC价格预期较低有关，以及对埃及天然气产量的预期 [102] - 回答：在埃及，11台钻机下石油产量略有下降，水驱项目有助于平缓递减，天然气产量方面，目前总体在下降，但新计划实施后将有新产量，未来规模将逐渐明晰 [103][104] 问题17：北海ARO的总负债绝对值，以及自由现金流计算是否考虑相关现金流出 [106] - 回答：总负债在资产负债表上为20亿美元，今天的成本估计为25亿美元，自由现金流计算会考虑相关现金流出，北海的运营资产仍在产生自由现金流可用于支付相关成本 [107][108][110] 问题18：在当前Waha价差下，明年是否能继续获得高于正常水平的天然气营销收益 [111] - 回答：这取决于明年Waha的情况，主要取决于Waha与墨西哥湾沿岸的价差以及运输成本 [112] 问题19：北海产量下降时的运营成本（OpEx）展望 [115] - 回答：目前暂不提供具体细节，将在2月的电话会议提供更多国家层面的具体信息，包括收入和运营成本等项目的细分 [116][117]