Hess Corporation (Hess) agiert als ein Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P), das sich mit der Exploration, Entwicklung, Produktion, Transport, dem Kauf und Verkauf von Rohöl, Flüssiggas und Erdgas befasst, wobei die Produktionsbetriebe hauptsächlich in den Vereinigten Staaten (USA), Guyana, dem Malaysia/Thailand Joint Development Area (JDA) und Malaysia angesiedelt sind.
Das Unternehmen führt hauptsächlich Offshore-Explorationsaktivitäten vor Guyana, im Golf von Mexiko der USA und vor...
Hess Corporation (Hess) agiert als ein Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P), das sich mit der Exploration, Entwicklung, Produktion, Transport, dem Kauf und Verkauf von Rohöl, Flüssiggas und Erdgas befasst, wobei die Produktionsbetriebe hauptsächlich in den Vereinigten Staaten (USA), Guyana, dem Malaysia/Thailand Joint Development Area (JDA) und Malaysia angesiedelt sind.
Das Unternehmen führt hauptsächlich Offshore-Explorationsaktivitäten vor Guyana, im Golf von Mexiko der USA und vor Suriname durch. Auf dem Stabroek Block (Hess 30%) vor Guyana haben das Unternehmen und seine Partner eine bedeutende Ressourcenbasis entdeckt und führen eine mehrphasige Entwicklung des Blocks durch. Das Unternehmen hat drei FPSOs in Betrieb und plant, bis Ende 2027 sechs FPSOs mit einer aggregierten erwarteten Produktionskapazität von mehr als 1,2 Millionen Brutto-Bopd in Betrieb zu haben. Die bisher auf dem Block entdeckten Ressourcen sollen das Potenzial für bis zu zehn FPSOs unterstützen.
Das Midstream-Betriebssegment des Unternehmens, das Hess Corporation's ungefähr 38%ige konsolidierte Beteiligung an Hess Midstream LP zum 31. Dezember 2023 umfasst, bietet gebührenbasierte Dienstleistungen an, darunter Sammlung, Verdichtung und Verarbeitung von Erdgas und Fraktionierung von Flüssiggas; Sammlung, Terminalbetrieb, Beladung und Transport von Rohöl und Flüssiggas; Lagerung und Terminalbetrieb von Propan sowie Wasserbehandlungsdienste hauptsächlich im Bakken-Schiefergebiet im Williston Basin-Gebiet von North Dakota.
E&P-Operationen
Zum 31. Dezember 2023 umfassten die bedeutenden E&P-Vermögenswerte des Unternehmens Folgendes:
Vereinigte Staaten
Die Produktion des Unternehmens in den USA stammte aus dem Bakken-Schiefergebiet im Williston Basin von North Dakota (Bakken) und von Offshore-Objekten im Golf von Mexiko.
North Dakota
Bakken: Zum 31. Dezember 2023 hielt das Unternehmen etwa 466.000 Netto-Acres im Bakken. Die Nettoproduktion betrug im Jahr 2023 durchschnittlich 182.000 boepd.
Offshore
Golf von Mexiko: Zum 31. Dezember 2023 hielt das Unternehmen etwa 44.000 entwickelte Netto-Acres, wobei die Produktionsbetriebe hauptsächlich in den Feldern Baldpate (Hess 50%), Conger (Hess 38%), Llano (Hess 50%), Penn State (Hess 50%), Stampede (Hess 25%) und Tubular Bells (Hess 57%) tätig waren. Zum 31. Dezember 2023 hielt das Unternehmen etwa 234.000 nicht entwickelte Netto-Acres, wovon Leasingverträge über etwa 113.000 Netto-Acres in den nächsten drei Jahren auslaufen sollen. Im Jahr 2023 war das Unternehmen Höchstbietender bei 20 Leasingverträgen in der Lease Sale 261 des US-Innenministeriums, die etwa 37.000 Netto-Acres abdeckten. Im Jahr 2023 schloss das Unternehmen die Bohraktivitäten an der Hess betriebenen Pickerel-1-Explorationsbohrung (Hess 100%) ab, die sich im Mississippi Canyon Block 727 befindet und ölhaltige Lagerstätten vorfand. Die Bohrung wird an die Tubular Bells-Produktionsanlage angeschlossen. Das Unternehmen spud auch im vierten Quartal 2023 die Hess betriebene Black Pearl-Entwicklungsbohrung (Hess 25%). Die Bohrung ist als Anschluss an die Stampede-Produktionsanlage geplant.
Guyana
Stabroek Block: Der Stabroek Block (Hess 30%) vor Guyana umfasst etwa 6,6 Millionen Acres. Der Betreiber, ExxonMobil Guyana Ltd, hat seit 2015 mehr als 30 Entdeckungen gemacht, wobei die bisher auf dem Block entdeckten Ressourcen das Potenzial für bis zu zehn FPSOs unterstützen sollen. Die ersten sechs FPSOs sollen bis Ende 2027 eine aggregierte erwartete Produktionskapazität von mehr als 1,2 Millionen Brutto-Bopd haben.
Die Entwicklung der Liza Phase 1 begann im Dezember 2019 mit der Ölförderung unter Verwendung der Liza Destiny FPSO und erhöhte im vierten Quartal 2023 ihre Produktionskapazität auf einen Bereich von 150.000 Brutto-Bopd bis 160.000 Brutto-Bopd. Die Liza Phase 2-Entwicklung, die im Februar 2022 mit der Ölförderung von der Liza Unity FPSO begann, erreichte im Juli 2022 ihre anfängliche Produktionskapazität von etwa 220.000 Brutto-Bopd und erhöhte ihre Produktionskapazität im dritten Quartal 2023 auf etwa 250.000 Brutto-Bopd. Weitere Produktionsoptimierungsarbeiten sind für 2024 geplant. Die dritte Entwicklung, Payara, begann im November 2023 mit der Ölförderung von der Prosperity FPSO und erreichte im Januar 2024 ihre anfängliche Produktionskapazität von etwa 220.000 Brutto-Bopd.
Eine vierte Entwicklung, Yellowtail, wurde im April 2022 sanktioniert und wird die ONE GUYANA FPSO mit einer erwarteten anfänglichen Produktionskapazität von etwa 250.000 Brutto-Bopd nutzen, wobei die erste Produktion für 2025 erwartet wird.
Eine fünfte Entwicklung, Uaru, wurde im April 2023 sanktioniert und wird die Errea Wittu FPSO mit einer erwarteten anfänglichen Produktionskapazität von etwa 250.000 Brutto-Bopd nutzen, wobei die erste Produktion für 2026 erwartet wird.
Eine sechste Entwicklung, Whiptail, wurde im vierten Quartal 2023 zur Genehmigung an die Regierung von Guyana übermittelt. Vorbehaltlich behördlicher Genehmigungen und Projektbeschlüssen wird erwartet, dass das Projekt eine anfängliche Produktionskapazität von etwa 250.000 Brutto-Bopd haben wird, wobei die erste Produktion für 2027 geplant ist.
Ein Gas-zu-Energie-Projekt ist im Gange, um ein 130-Meilen-Pipeline-Netzwerk und die zugehörige Infrastruktur zu errichten, um etwa 50 Millionen Standard-Kubikfuß Erdgas pro Tag von dem Liza-Feld zu einem 300-Megawatt-Onshore-Kraftwerk zu transportieren (Gas-zu-Energie-Projekt), das voraussichtlich von der Regierung von Guyana gebaut und betrieben wird. ExxonMobil Guyana Ltd. erwartet, den Pipeline-Bau und den Feldanschluss bis Ende 2024 abzuschließen.
Das Ablaufdatum der Explorationslizenz für den Stabroek Block wurde um ein Jahr von Oktober 2026 auf Oktober 2027 verlängert, und das Ende der ersten Verlängerungsperiode der Explorationslizenz, die die Aufgabe von 20% der nicht durch Entdeckungen gehaltenen Fläche erfordert, wurde aufgrund höherer Gewalt infolge der COVID-19-Pandemie um ein Jahr von Oktober 2023 auf Oktober 2024 verlängert.
Im Jahr 2023 bohrte der Betreiber insgesamt drei erfolgreiche Explorations- und Bewertungsbohrungen, die Öl entdeckten, und zwei erfolglose Explorationsbohrungen, für die die Bohrkosten als Aufwand verbucht wurden. Nach dem 31. Dezember 2023 schloss der Betreiber eine erfolgreiche Explorationsbohrung und eine erfolgreiche Bewertungsbohrung ab. Im Jahr 2024 plant der Betreiber den Einsatz von sechs Bohrschiffen, um fortlaufend Explorations-, Bewertungs- und Entwicklungsaktivitäten durchzuführen.
Kaieteur Block: Das Unternehmen gab im dritten Quartal 2023 sein 20%iges Beteiligungsinteresse am Kaieteur Block auf, das der Stabroek Block benachbart ist.
Malaysia und JDA
Malaysia/Thailand Joint Development Area (JDA): Die Produktion erfolgt aus dem von Carigali Hess betriebenen Block A-18 im Malaysia/Thailand Joint Development Area im Golf von Thailand (Hess 50%).
Malaysia: Die Produktion des Unternehmens in Malaysia stammt aus seinen Beteiligungen am Block PM302 (Hess 50%) und Block PM325 (Hess 50%) im North Malay Basin (NMB), offshore von Peninsular Malaysia, und am Block PM301 (Hess 50%), der angrenzend an und mit Block A-18 des JDA vereinigt ist. Im Jahr 2024 plant das Unternehmen, die Entwicklungsaktivitäten im NMB fortzusetzen.
Sonstige
Suriname: Das Unternehmen hält ein 33%iges nicht betriebenes Beteiligungsinteresse an Block 42 und Block 59, offshore von Suriname. Explorationsaktivitäten sind für beide Blöcke im Jahr 2024 geplant.
Kanada: Das Unternehmen hielt ein 25%iges nicht betriebenes Beteiligungsinteresse an zwei Explorationslizenzen offshore von Neufundland, die im Januar 2024 abgelaufen sind.
Verkaufsverpflichtungen
Das Unternehmen hat bestimmte langfristige Verträge mit festen Mindestverkaufsvolumenverpflichtungen für die Produktion von Erdgas und Flüssiggas. Im JDA im Golf von Thailand hat das Unternehmen jährliche Mindestnettoverkaufsverpflichtungen von etwa 70 Milliarden Kubikfuß Erdgas pro Jahr bis 2025 und etwa 30 Milliarden Kubikfuß pro Jahr in den Jahren 2026 und 2027. Bei dem North Malay Basin-Entwicklungsprojekt, offshore von Peninsular Malaysia, hat das Unternehmen jährliche Mindestnettoverkaufsverpflichtungen von etwa 55 Milliarden Kubikfuß Erdgas pro Jahr bis 2025. Bei den Liza Phase 1- und Phase 2-Entwicklungsprojekten auf dem Stabroek Block, offshore von Guyana, hat das Unternehmen jährliche Mindestnettoverkaufsverpflichtungen von etwa 2,6 Milliarden Kubikfuß Erdgas pro Jahr nach der Inbetriebnahme des Gas-zu-Energie-Projekts. ExxonMobil Guyana Ltd. erwartet, den Pipeline-Bau und den Feldanschluss bis Ende 2024 abzuschließen. Das geschätzte Gesamtvolumen an Erdgas, das diesen Verkaufsverpflichtungen unterliegt, beträgt etwa 375 Milliarden Kubikfuß. Das Unternehmen hat auch mehrere Mindestlieferverpflichtungen im Bakken für Erdgas und Flüssiggas mit verschiedenen Enddaten bis 2032, mit Gesamtverpflichtungen von etwa 120 Millionen boe über die verbleibende Laufzeit der Verträge.
Zum 31. Dezember 2023 umfassten die Midstream-Vermögenswerte Folgendes:
Erdgas-Sammlung und Verdichtung: Ein Erdgas-Sammlungs- und Verdichtungssystem, das hauptsächlich in den Countys McKenzie, Williams und Mountrail in North Dakota liegt und Hess- und von Dritten besessene oder betriebene Bohrlöcher mit der Tioga-Gasverarbeitungsanlage, der Little Missouri 4-Gasverarbeitungsanlage und den Pipeline-Einrichtungen von Dritten verbindet. Dieses Sammelsystem besteht aus etwa 1.410 Meilen Hoch- und Niederdruck-Erdgas- und Flüssiggas-Sammelleitungen mit einer aktuellen Kapazität von bis zu etwa 660 mmcfd. Das System verfügt über eine aggregierte Verdichtungskapazität von etwa 480 mmcfd, einschließlich etwa 70 mmcfd Verdichtungskapazität, die 2023 durch den Bau einer neuen Greenfield-Verdichterstation und die Erweiterung einer bestehenden Verdichterstation um etwa 30 mmcfd hinzugefügt wurde. Der Bau einer weiteren Greenfield-Verdichterstation wurde ebenfalls abgeschlossen, die nach ihrer Inbetriebnahme Anfang 2024 die Verdichtungskapazität um etwa 30 mmcfd weiter erhöhen wird.
Rohölsammlung: Ein Rohölsammlungssystem, das hauptsächlich in den Countys McKenzie, Williams und Mountrail in North Dakota liegt und Hess- und von Dritten besessene oder betriebene Bohrlöcher mit der Ramberg-Terminalanlage, dem Tioga-Schienen-Terminal und dem Johnson's Corner-Header-System verbindet. Das Rohölsammlungssystem besteht aus etwa 570 Meilen Rohölsammelleitungen mit einer aktuellen Kapazität von bis zu etwa 290.000 bopd.
Tioga-Gasverarbeitungsanlage: Eine Erdgasverarbeitungs- und Fraktionierungsanlage in Tioga, North Dakota, mit einer aktuellen Gesamtverarbeitungskapazität von etwa 400 mmcfd, einer NGL-Fraktionierungskapazität von etwa 60.000 boepd und einer Y-Grade-NGL-Stabilisierungskapazität von etwa 25.000 boepd.
Little Missouri 4: Eine Erdgasverarbeitungsanlage im McKenzie County, North Dakota, mit einer Verarbeitungskapazität von etwa 200 mmcfd, die 2019 in Betrieb genommen wurde und von Targa Resources Corp. betrieben wird. Hess Midstream LP besitzt über ein Joint Venture mit Targa Resources Corp. eine 50%ige Beteiligung an Little Missouri 4 und hat Anspruch auf die Hälfte der Verarbeitungskapazität der Anlage.
Mentor-Speicherterminal: Eine Propan-Lagerschächte und Schienen- und Lkw-Be- und Entladeanlage in Mentor, Minnesota, mit einer Arbeitslagerkapazität von etwa 330.000 boe.
Ramberg-Terminalanlage: Eine Rohöl-Pipeline- und Lkw-Empfangsterminalanlage im Williams County, North Dakota, mit einer Lieferkapazität von bis zu etwa 285.000 bopd Rohöl in eine verbindende Pipeline für den Transport zum Tioga-Schienen-Terminal, zur Dakota Access Pipeline (DAPL) und zu anderen Pipelines und Lageranlagen von Dritten.
Tioga-Schienen-Terminal: Ein 140.000 bopd Rohöl- und 30.000 boepd NGL-Schienenbelade-Terminal in Tioga, North Dakota, das mit der Tioga-Gasverarbeitungsanlage, der Ramberg-Terminalanlage und dem Rohölsammlungssystem des Unternehmens verbunden ist.
Rohöl-Schienenwagen: Insgesamt 550 Rohöl-Schienenwagen, die als Einheitenzüge bestehend aus etwa 100 bis 110 Rohöl-Schienenwagen betrieben werden. Diese Rohöl-Schienenwagen wurden nach DOT-117-Standards gebaut.
Johnson's Corner-Header-System: Ein Rohöl-Pipeline-Header-System im McKenzie County, North Dakota, das Rohöl per Pipeline von Hess und Dritten empfängt und Rohöl an die DAPL und andere interstate Pipeline-Systeme von Dritten liefert. Die Anlage hat eine Lieferkapazität von etwa 100.000 bopd Rohöl.
Produzierte Wasser-Sammlung und Entsorgung: Ein produziertes Wasser-Sammlungssystem, das hauptsächlich in den Countys Williams und Mountrail in North Dakota liegt und produziertes Wasser vom Bohrloch über etwa 300 Meilen Pipeline in Sammelsystemen oder per Lkw von Dritten zu Wasseraufbereitungsanlagen zur Entsorgung transportiert.
Weitere DAPL-Verbindungen: Verschiedene Verbindungen zur DAPL, die Rohöllieferpunkte innerhalb des Terminalsystems in den Countys Williams und Mountrail in North Dakota sind und Rohöl per Pipeline aus dem Rohölsammlungssystem für die Lieferung an die DAPL empfangen. Die Anlage hat eine Lieferkapazität von etwa 120.000 bopd Rohöl.
Das Midstream-Segment erwirtschaftet im Wesentlichen alle seine Einnahmen durch Gebühren für die Sammlung, Verdichtung und Verarbeitung von Erdgas und Fraktionierung von Flüssiggas; Sammlung, Terminalbetrieb, Beladung und Transport von Rohöl und Flüssiggas; Lagerung und Terminalbetrieb von Propan; sowie Sammlung und Entsorgung von produziertem Wasser. Mit Wirkung zum 1. Januar 2014 haben bestimmte Tochtergesellschaften von Hess Midstream kommerzielle Vereinbarungen über Gas-Sammlung, Rohöl-Sammlung, Gasverarbeitung und Fraktionierung, Lagerdienste und Terminal- und Exportdienste mit bestimmten Tochtergesellschaften von Hess abgeschlossen, die im Allgemeinen eine anfängliche Laufzeit von zehn Jahren haben, die einseitig um weitere zehn Jahre verlängert werden kann. Die Tochtergesellschaften
Das Analystenkursziel zeigt auf einen Blick die Mindest-, Höchst- und Durchschnittserwartung der Analysten.
