نسخة معدلة من المكالمة الجماعية أو العرض التقديمي لأرباح OXY 6-May-20 3:00 pm GMT

وقبل أن أذهب إلى أبعد من ذلك ، أود أن أعبر عن تقديري لجميع موظفي Oxy لأدائك المركز وحققوا النتائج على الرغم من ضغوط الشهرين الماضيين. سأشكرك أيضًا مقدمًا على النجاح الذي أعلم أنك ستحققه بينما نعيد ضبط أهدافنا لزيادة القيمة إلى أقصى حد خلال فترة التعافي هذه.

منذ منتصف مارس ، اتخذنا سلسلة من الإجراءات المالية والتشغيلية الحاسمة بحيث تتمتع أوكسي بالمرونة لمواجهة هذه الفترة الصعبة. بالإضافة إلى تخفيض ميزانيتنا الرأسمالية بأكثر من النصف ، نتوقع أن نقدم 1.2 مليار دولار إضافية من تخفيضات النفقات العامة والتشغيلية في عام 2020. تظل جميع عوامل التفاضل طويلة الأجل لدينا سليمة ونحن في وضع جيد للنجاح عندما تتحسن ظروف السوق. لدينا أفضل الأشخاص الموجودين للاستفادة من أصولنا المتفوقة ، وسنستمر في تقديم نتائج تشغيلية متميزة ، بما في ذلك قدرتنا على تقليل النشاط بأمان وبسرعة في هذه البيئة منخفضة السعر مع الحفاظ على سلامة أصولنا القيمة.

قبل أن أسلط الضوء على نتائج الربع الأول وجهودنا لتحقيق حياد التدفق النقدي في عام 2020 ، أود أن أرحب بروب بيترسون في مكالمة الأرباح. تم تعيين روب لمنصب نائب الرئيس الأول والمدير المالي. قبل أن يصبح المدير المالي ، عمل Rob كنائب أول لرئيس EE برميان. منذ انضمامه إلى Oxy في عام 1996 ، شغل روب مناصب قيادية رئيسية ، بما في ذلك العمل كرئيس لشركة OxyChem. في غضون بضع دقائق ، سيغطي روب نتائجنا المالية وإرشاداتنا المنقحة وخيارات إدارة الديون.

الآن ننتقل إلى Slide 4. للبقاء على قيد الحياة في هذه البيئة ، يجب أن نقدم باستمرار أفضل النتائج التشغيلية وأن نكون مشغلًا منخفض التكلفة. في الربع الأول ، قامت أعمالنا الأساسية بذلك فقط ، محققة نتائج رائدة في الصناعة مع إنفاق رأسمالي أقل ووقت أسرع في السوق.

حقق فريق حوض Midland لدينا رقمًا قياسيًا في حوض بيرميان عن طريق حفر أكثر من 7300 قدم في يوم واحد. وقد فعلوا ذلك مرتين في الربع. قام فريق تكساس ديلاوير بحفر بئر أفقي يبلغ ارتفاعه 10000 قدم في منطقة سيلفيرتيب في 15 يومًا ، على مدى 4 أيام أسرع من الرقم القياسي السابق. في حوض DJ ، قمنا بحفر بئر أفقي 10000 قدم في أقل من 4 أيام ووصلنا إلى أدنى متوسط ​​تكلفة للقدم لحفر النفط خلال الربع. حققنا أيضًا رقمًا قياسيًا جديدًا لكل من مقدمي frac الرئيسيين في العصر البرمي مع 18 مرحلة متصدعة في يوم واحد. تظهر هذه الإنجازات التي أنجزتها فرق مختلفة أداءً عاليًا باستمرار في جميع أعمالنا.

واصلت أعمالنا في منتصف الطريق توفير ضمان التدفق لتقديم منتجاتنا إلى السوق ، وهو عامل تمييز أصبح أكثر قيمة في الربع الثاني حيث تواجه الصناعة قيود التخزين في جميع أنحاء العالم. بينما نحن نغلق البراميل التي أصبحت غير اقتصادية في تحقيق أسعار منخفضة للغاية ، والتي سوف يلمسها روب في بضع دقائق ، فإن أعمالنا في منتصف الطريق توفر لنا اختياريًا في بروتوكولات التوجيه للحصول على إنجازات أكثر ملاءمة.

تحول إلى التصفية. لم نكشف عن أي معاملات مادية إضافية في الربع الأول حيث أدت القيود المفروضة على السفر وانخفاض أسعار السلع إلى تعطيل السوق بشدة لبيع الأصول. في حين أننا لا نزال ملتزمين بإغلاق عمليات تصفية الاستثمارات بمرور الوقت ، فإننا لن نضحي بقيمة لإغلاق المعاملات بسرعة. نظرًا لظروف السوق ، لم نعد واثقين من جمع أموال كافية من عمليات تصفية الاستثمارات فقط لمعالجة جميع آجال استحقاق الديون على المدى القريب ولكن لدينا العديد من الخيارات المتاحة ، والتي سيبرزها روب.

منذ الاستحواذ على Anadarko ، كنا نعمل من أجل بيع أصولنا في أفريقيا وأغلقنا سابقًا بيع موزمبيق وجنوب إفريقيا. على مدى الأشهر القليلة الماضية ، عقدت Oxy عدة اجتماعات مع شركائنا في الجزائر لمناقشة مجالات التعاون المتبادل. وفي أبريل ، قررنا مواصلة العمل في البلاد. تتمتع الأصول الجزائرية بإمكانيات عالية وتولد تدفقات نقدية مجانية بأسعار منخفضة للسلع. في قطاع برنت الحالي ، نتوقع أن نولد 100 مليون دولار من التدفق النقدي السنوي المجاني من الجزائر بينما نستثمر 30 مليون دولار من رأس المال في عام 2020. نواصل مناقشة بيع أصولنا في غانا ولكننا ندرك أن هذه الصفقة في خطر متزايد نظرًا للوضع الحالي بيئة.

ننتقل الآن إلى الشريحة 5 والشريحة 6. نحن نتخذ إجراءات صارمة لحماية استقرارنا المالي على المدى الطويل وسلامة أصولنا. نقوم بتخفيض التكلفة وتعديل النشاط لتحقيق حياد التدفق النقدي مع زيادة السيولة. في غضون 4 أيام من اجتماع أوبك الفاشل في فيينا ، تحركنا بسرعة لتقليل التدفقات النقدية الخارجة عن طريق خفض SG & A وتكاليف التشغيل التي تتجاوز أهدافنا الأصلية للتآزر ، وقمنا بخفض ميزانية رأس المال لعام 2020 بالكامل. أطلقت فرق التشغيل لدينا على الفور مبادرات لالتقاط 1.2 مليار دولار إضافية في SG & A وخفض تكاليف التشغيل. سيقودنا هذا إلى تخفيض قدره 2.3 مليار دولار من النسخة الأولية 2018 ، وهو أكثر من ضعف هدفنا الأصلي للتآزر. وقد أدى هذا إلى خفض النفقات العامة الفصلية التي تتكون من SG & A ، ونفقات التشغيل الأخرى والاستكشاف العام إلى ما يقرب من 400 مليون دولار على أساس معدل التشغيل وسيقلل نفقاتنا التشغيلية إلى 6.25 دولارًا لكل بنك إنجلترا في الربع الثاني. إن تخفيضات رأسمالنا ستؤدي إلى ميزانية العام بأكمله من 2.4 مليار دولار إلى 2.6 مليار دولار.

لتحقيق هذه الوفورات في التكاليف ، قمنا بتعديل عمليات التشغيل لدينا ، واستبدلنا عددًا كبيرًا من المقاولين بالعاملين وخفضنا تعويضات الموظفين التنفيذيين والموظفين. نحن نستفيد من المخزون الحالي لتقليل الطلبات للمعدات الجديدة والاستبدال ، ونعمل على زيادة دمج البائعين ونستخدم حلولًا مبتكرة مثل المزادات العكسية لمصدر السلع والخدمات.

تدل سرعة وحجم رد فعلنا على إدراكنا بأن زيادة المعروض من النفط الخام يجب أن يعالجها جميعنا. في غضون بضعة أسابيع ، انخفضنا إلى حفارتين محليتين وقللنا النشاط بشكل كبير في عمان وكولومبيا. نقوم أيضًا حاليًا بتقليل التدخلات الجيدة من خلال اتباع نهج منظم للحفاظ على قاع البئر يحافظ على سلامة أصولنا وخزاناتنا على المدى الطويل. على الرغم من هذه التغييرات ، تظل قابليتنا للتشغيل عالية ، والتي نعتقد أنها تضعنا بقوة مقارنة بالعاملين الآخرين. نظرًا لأن هذا الانكماش سيشدد حتمًا على منتجي النفط ، فإن الكفاءة في إدارة قاعدة المشغل ستصبح ذات أهمية متزايدة. تتمتع Oxy بموقع جيد مع قاعدة أصول كبيرة ، ولدينا خبرة في إدارة المكامن في عمليات الاستخلاص المعزّز للنفط (EOR) التقليدية الخاصة بنا لاستعادة المزيد من البراميل من الخزانات الحالية دون الحاجة إلى بناء إسفين نمو. العديد من نفس الفرق التي أنشأت قيادتنا في كثافة رأس المال والتي طبقت بشكل مبتكر النمذجة تحت سطح الأرض المتقدمة لخزانات الصخر الزيتي يقومون الآن بتطبيق معارفهم ومهاراتهم لإدارة القاعدة عبر مجموعتنا.

للحفاظ على السيولة ، كان من أصعب القرارات التي اتخذها المجلس الإعلان عن نيته في تخفيض أرباح الأسهم العادية. أولئك الذين يعرفون Oxy يفهمون أن هذا لم يكن قرارًا اتخذناه باستخفاف ولكن كان علينا اتخاذه لحماية القيمة على المدى الطويل. لقد دفعنا أيضًا أرباح الأسهم الممتازة في 15 أبريل والأسهم العادية لتعزيز مركز السيولة لدينا ، وهو خيار قد ينظر فيه مجلس الإدارة كل ربع سنة. من الآن فصاعدًا ، سيظل تركيزنا على تعزيز ميزانيتنا العمومية.

سأقوم الآن بتسليم المكالمة إلى روب ، الذي سيوجهك خلال نتائجنا المالية ، وتوجيهاتنا المنقحة وخيارات إدارة الديون.

————————————————– ——————————

روبرت ل. بيترسون ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – نائب الرئيس الأول والمدير المالي [4]

————————————————– ——————————

شكرا ، فيكي.

ننتقل إلى الشريحة 8. نحن نقترب من عام 2020 المتبقي مع نظرة حذرة وسحبنا إرشاداتنا الكاملة للسنة وحساسيات التدفق النقدي. للتحضير لبيئة منخفضة السعر لفترة طويلة ، نتخذ إجراءات حاسمة لخفض التكاليف النقدية. كان التقدم الذي أحرزته فرقنا في الحد من النشاط بالتعاون مع شركائنا ومقدمي الخدمات مع الحد من التأثير السلبي ملحوظًا. كما ذكر فيكي ، استحوذنا بشكل كامل على 1.1 مليار دولار من أوجه التآزر في النفقات العامة والتشغيلية ونعيد تنظيم قاعدة تكاليفنا لعام 2020 مع 1.2 مليار دولار إضافية من تخفيضات النفقات العامة والتشغيلية التي نتوقع تحقيقها بالكامل هذا العام. كما قمنا أيضًا بخفض ميزانيتنا الرأسمالية للعام بأكمله إلى مدى يتراوح بين 2.4 مليار دولار و 2.6 مليار دولار ، مما سيخفض إنفاقنا الرأسمالي في الربع الثاني إلى حوالي 500 مليون دولار.

بالنظر إلى آجال استحقاق الديون لعامي 2021 و 2022 ، فإننا نتخذ خطوات مهمة للحفاظ على السيولة ، بما في ذلك نية المجلس المعلنة لتقليل أرباح الأسهم العادية ودفع الأرباح المفضلة في الأسهم العادية بدلاً من النقد في الربع الثاني. نحن عازمون على جمع أكبر قدر ممكن من النقد من عمليات التصفية ونتوقع جمع أكثر من 2 مليار دولار على المدى القريب. قد يستغرق الأمر وقتًا أطول لإغلاق عمليات تصفية الاستثمارات الزائدة عن هذا التقدير على المدى القريب حيث إننا غير مستعدين للتضحية بالقيمة في ظروف البيئة الصعبة اليوم.

بينما نتابع عمليات تصفية الاستثمارات عبر محفظتنا ، فإننا نراجع بنشاط وتقييم هيكل رأس المال لدينا والخيارات المتاحة لإدارة آجال استحقاق الديون على المدى القريب. في هذا السياق ، نواصل مراجعة خياراتنا لإدارة الديون التي يمكن أن تشمل استخدام التدفق النقدي الحر ، واستمرار تصفية الأصول ، واستخدام حلول إدارة الخصوم ، مثل تبادل الديون واستحقاقات التمديد ، وإعادة تمويل الدين والوصول إلى أسواق رأس المال. بالإضافة إلى ذلك ، نحن نراقب ملاحظات القسيمة 2036 0 حيث يمكن طرحها لنا كليًا أو جزئيًا في أكتوبر هذا بناءً على مكان تداول الأمان حاليًا. قد يُطلب منا سحب ما يصل إلى 992 مليون دولار من الديون اعتمادًا على عدد حاملي القسائم الذين يختارون ممارسة خيار الاسترداد الخاص بهم.

في 30 أبريل ، كان لدينا سيولة بقيمة 6 مليارات دولار ، بما في ذلك السيولة النقدية التي تبلغ مليار دولار تقريبًا ، وتسهيلاتنا الائتمانية غير المستخدمة البالغة 5 مليارات دولار. حتى الآن ، قدمنا ​​ضمانًا ماليًا من خلال مجموعة من النقد وسندات الضمان وخطابات الاعتماد التي تم توفيرها لنا على أساس ثنائي ولم نصدر أي خطابات اعتماد بموجب تسهيلاتنا الائتمانية.

الانتقال إلى الشريحة 9. ننتقل إلى نتائجنا المالية. الربع الأول من عام 2020 هو الربع الأول منذ إغلاق عملية الاستحواذ ، حيث أبلغنا عن نتائج Oxy المالية دون دمج WES. في الربع الأول ، أعلنا عن خسارة معدلة قدرها 0.52 دولارًا لكل سهم مخفف وخسارة تم الإبلاغ عنها بقيمة 2.49 دولارًا لكل سهم مخفف. يرجع الفرق بين النتائج المعدلة والمبلغ عنها بشكل أساسي إلى 1.8 مليار دولار من الرسوم ، بما في ذلك انخفاض قيمة الشهرة المتعلقة بـ WES وخصائص النفط والغاز الأخرى و 148 مليون دولار من التكاليف المتعلقة بالاستحواذ ، ويقابلها جزئيًا صافي علامة إيجابية للسوق مكاسب على تحوطات النفط الخام.

خلال الربع الأول ، قمنا بصرف ما يقرب من 1.8 مليار دولار من التكاليف المتعلقة بالاستحواذ ونتوقع إنفاق 150 مليون دولار في تكاليف الاندماج هذا العام. في الربع الأول ، كان لدينا نفقات نقدية تبلغ حوالي 800 مليون دولار تتعلق بهذه النفقات ، ليصل المجموع ، بما في ذلك المبلغ المدفوع في عام 2019 ، إلى 1.7 مليار دولار. للفترة المتبقية من عام 2020 ، نتوقع أن تكون التكاليف النقدية المتعلقة بالاستحواذ حوالي 250 مليون دولار.

الانتقال إلى الشريحة 10. لقد قدمنا ​​التوجيهات للربع الثاني من عام 2020 ونتوقع العودة إلى تقديم التوجيه العام الكامل وحساسيات التدفق النقدي بمجرد استقرار فروق الأحواض وظروف السوق. نطاقات الإنتاج التي قدمناها للربع الثاني هي أوسع من الأرباع السابقة لأننا نأخذ في الاعتبار عدم اليقين بشأن عمليات الإغلاق المحتملة التي تتجاوز توقعاتنا.

في الربع الثاني ، نتوقع عمليات إغلاق بمتوسط ​​45000 BOE في اليوم ، منها حوالي 2/3 طوعي بسبب اقتصاديات البئر الفردية ، مع 1/3 المتبقية بسبب قيود أوبك +. نتوقع أن تصل عمليات الإغلاق إلى ذروتها في شهر يونيو عند حوالي 75000 بنك إنجلترا يوميًا. لا يراعي توجيهنا عمليات الإغلاق اللاإرادي المحتملة ذات الصلة بقيود التدفق. تشمل جميع توجيهات النفط والغاز الآن الجزائر كعملية مستمرة.

سأقوم الآن بإعادة المكالمة إلى فيكي.

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [5]

————————————————– ——————————

على الرغم من انخفاض نشاطنا ، إلا أن جميع عوامل التمييز الأساسية طويلة المدى لدينا لا تزال سليمة. قيادتنا كمشغل منخفض التكلفة ، وسجل حافل من الامتياز التشغيلي ومجموعة من الأصول ذات المستوى العالمي هي مزايا تنافسية تضعنا في موضع أفضل للنجاح عندما تتحسن ظروف السوق. من المتوقع أن تقود هذه السمات ، جنبًا إلى جنب مع استراتيجيتنا المنخفضة الكربون المتباينة ، نجاحنا واستدامتنا في المستقبل.

نحن الآن منفتحون على الأسئلة.

================================================== ==============================

أسئلة وأجوبة

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [1]

————————————————– ——————————

(تعليمات المشغل) سؤالنا الأول يأتي من Paul Cheng مع Scotiabank.

————————————————– ——————————

بول تشينغ ، Scotiabank Global Banking and Markets ، قسم الأبحاث – محلل أبحاث [2]

————————————————– ——————————

فيكي ، أعلم أنه ربما يكون من السابق لأوانه ثم أنتم تركزون على إطفاء الحريق. ولكن مع COVID-19 ، إذا كنا نتطلع إلى نقطة أنه سيمر في مرحلة ما بعد COVID-19 ، فكيف غير هذا الحدث المعلمة التشغيلية والمالية الخاصة بك على أساس مستقبلي؟

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [3]

————————————————– ——————————

أنا آسف. ماذا كان الجزء الأخير من سؤالك يا بولس؟

————————————————– ——————————

بول تشينغ ، Scotiabank Global Banking and Markets ، قسم الأبحاث – محلل أبحاث [4]

————————————————– ——————————

هذا في منشور COVID-19 ، إذا نظرنا على المدى الطويل ، كيف يمكن أن يكون ذلك قد غيّر المعلمة المالية والتشغيلية الخاصة بك؟ مثل ذلك قبل ذلك ، أعتقد ، بعد الاندماج ، أنك تتحدث عن معدل نمو طويل الأجل محتمل بنسبة 5٪ ربما تستهدفونه وربما نسبة الدين إلى الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء في 1.5x. مع الحدث الذي مررنا أو مررنا به ، كيف يمكن أن يكون قد تغير في تلك المعلمات؟

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [5]

————————————————– ——————————

لذا ، بالتأكيد ، بالنسبة لنا ، ما فعلته أزمة وضع COVID-19 لنا هو أنها تسببت في القليل من التركيز على المدى القريب بالنسبة لنا للقيام بشكل مختلف عما فعلناه. كما تعلم وكما ذكرت ، كانت لدينا خطة نمو بنسبة 5٪ في المستقبل. ولكن أولويتنا على المدى القريب هي حماية تدفقاتنا النقدية ، لذا حافظ على النقود وولد نموًا في نقودنا. لكن بالطريقة التي سنفعل بها ، لدينا خطط على المدى القريب. لدينا خطط لحياد التدفقات النقدية ، وتعادل ، وفي النهاية خطة منخفضة النمو. ولكن في الأشهر القليلة المقبلة وربما في نهاية هذا العام وخلال فترة الانتعاش ، سيكون تركيزنا على إدارة الإنتاج الأساسي.

لذلك لم نتخل عن خطط النمو المستقبلية طويلة المدى. ولكن في الوقت الحالي ، ما سنفعله هو الحفاظ على رأس المال كما قلنا للتو لعام 2020 والتركيز على التخفيف من تراجع قاعدتنا. كما تعلم ، كما قلنا في كثير من الأحيان ، تراجع قاعدتنا الآن حوالي 25٪. لذا سينصب تركيزنا على المدى القريب على تحسين أداء الآبار الموجودة لدينا وخزاناتنا الحالية لضمان حصولنا على كل ما في وسعنا للخروج من هذه البراميل والتركيز على البراميل الإضافية التي تساعد على التخفيف من الانخفاض. سنركز على التطوير خلف الأنبوب في الخزانات الحالية. لذا سيكون هناك تركيز أكبر بكثير على إنتاجنا الأساسي في أصولنا الحالية بدلاً من حفر أسافين نمو جديدة على المدى القريب.

لذلك نحن متحمسون حقًا لحقيقة أننا مع هذه القاعدة الواسعة من الأصول التي لدينا ، في كل مكان نحن ، قمنا بتكديس الأجور. لذا يمكننا هذا الأجر المكدس ، في الآبار حيث لا نرى فرصًا لتحسين الإنتاج الحالي ، لتطوير فواصل زمنية أخرى وتقديم تلك الفترات بتكلفة أقل بكثير من تكلفة حفر وتطوير آبار جديدة. لذا فإن التركيز على المدى القريب هو فقط ، هو التخفيف من انخفاض إنتاجنا الأساسي ، مما يعمل على تحسين الأداء من الآبار الموجودة واستخدام هذه البنية التحتية للمساعدة في خفض التكلفة على أساس كل وحدة. القيام بذلك على الأرجح خلال الفترة المتبقية من هذا العام وحتى التعافي ، اعتمادًا على المدة التي سيستمر تركيزنا عليها. في النهاية ، أنا آسف ، تفضل يا بول.

————————————————– ——————————

بول تشينغ ، Scotiabank Global Banking and Markets ، قسم الأبحاث – محلل أبحاث [6]

————————————————– ——————————

فيكي ، أنا آسف. أفهم تمامًا ما تحاول القيام به على المدى القريب. ولكني أحاول أن أفهم أنه على المدى الطويل ، هل غير الحدث الطريقة التي تنظر بها إلى نموذج الأعمال وهل قمت بتغيير ما هي المعايير أو المعلمة التي ستستخدمها؟ هل ستستخدمه بمعدل نمو أقل في المستقبل بدءًا من 5٪ وأنه حتى الهدف الأكثر صرامة للديون مقابل الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء أو نسبة الرافعة المالية الأقل أو تعتقد أنك لا تزال تعمل كالمعتاد؟ أعتقد أن هذا هو حقا أكثر من سؤالي.

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [7]

————————————————– ——————————

نعم. إن أولويتنا القصوى ستكون تخفيض الدين. لذا ، بدلاً من توليد هدف للنمو أو تحقيقه ، يتمثل هدفنا في أخذ التدفق النقدي الحر لخفض الديون. وسننظم برامجنا الرأسمالية حول ضمان أننا نستطيع القيام بذلك. نعتقد أنه من خلال الأصول التي لدينا ، يمكننا الوصول إلى سيناريو حيث يكون سعر الاستدامة لدينا بحيث يمكننا توليد التدفق النقدي الحر في بيئة ذات أسعار منخفضة. سيُستخدم هذا التدفق النقدي الحر لخفض الديون. لذا سيكون الدين هو الأولوية القصوى على المدى القريب. وعندما أقول على المدى القريب ، سأتحدث خلال العامين المقبلين.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [8]

————————————————– ——————————

سؤالنا التالي يأتي من بافيل مولشانوف مع ريموند جيمس.

————————————————– ——————————

محمد قاسم غلام ، ريمون جيمس وشركاه ، قسم البحوث – باحث مشارك أول [9]

————————————————– ——————————

هذا محمد نيابة عن بافيل. إذن ، هل يمكنكم تقديم تحديث حول حالة المناقشات مع ولاية وايومنغ بشأن بيع المساحات السطحية هناك؟

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [10]

————————————————– ——————————

نعم. نحن ندير عملية لبيع منحة الأرض. وتلك العملية ، بدأنا هذا العام ، أوائل هذا العام. لقد أكملنا للتو الجولة الأولى من عملية تقديم العطاءات لمنحة الأرض. وكان من دواعي سرورنا أن لدينا 13 مزايدًا لمنحة الأرض. لذا سننتقل الآن إلى الجولة الثانية من عملية العطاء. وهذا حقًا حول كل ما يمكنني الكشف عنه ، لكننا متحمسون لما رأيناه حتى الآن. نتوقع أن نكون قادرين على إغلاق هذا الأصل في أواخر الربع الثالث أو أوائل الربع الرابع على الأرجح.

————————————————– ——————————

محمد قاسم غلام ، ريمون جيمس وشركاه ، قسم البحوث – باحث مشارك أول [11]

————————————————– ——————————

حسنا. فهمت. وهكذا تحدثتم في الماضي يا رفاق عن بعض مشاريعكم الخاصة باحتجاز الكربون أو استثماراتكم في تقنيات احتجاز الكربون. بالنظر إلى أن ميزانية 2020 قد تم تخفيضها كثيرًا ، فهل يمكنك التحدث عن كيفية احتواء الكربون على هذا البرنامج؟ هل يتم تأجيل أي من المشاريع؟

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [12]

————————————————– ——————————

كانت الطريقة التي ننظم بها تطورنا لاحتجاز الكربون هي أننا لن نضطر إلى تخصيص الكثير من رأس مال أوكسي لأن ما تقدمه أوكسي للشركاء المحتملين في مشاريعنا منخفضة الكربون للمضي قدمًا هو الفرصة للآخرين أن تأتي وتكون جزءًا منه. نأتي الخزانات لعزل CO2. نأتي الأرض لبناء المرافق. ونجلب الخبرة لأخذ ثاني أكسيد الكربون من تلك المرافق وعزلها في خزاناتنا. لذا ما نقدمه على الطاولة هو تجربتنا في أصولنا الحالية. ما يمكن للآخرين ، كشركاء لنا ، طرحه على الطاولة هو الأموال التي ستساعدنا في بناء تلك المرافق.

————————————————– ——————————

روبرت ل. بيترسون ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – نائب الرئيس الأول والمدير المالي [13]

————————————————– ——————————

أود أن أضيف إلى ذلك وأقول أيضًا إنه في السعي لتحقيق توليد النقد ، على أساس التكلفة المنخفضة ، أن هذا لا يؤدي فقط إلى حياد التدفق النقدي ، ولكن هناك أيضًا فرصة لتقليل التكلفة الإجمالية من خلاله. لذلك لا يزال جزءًا كبيرًا من محفظتنا أو حجر الزاوية في التنمية المستقبلية.

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [14]

————————————————– ——————————

نعم. والطريقة التي نقوم بها بذلك هي أنه بالنسبة لعمليات استعادة النفط المحسنة لثاني أكسيد الكربون ، فإن أكبر 2 تكلفة في هذه العملية ، في الواقع ، ترتبط 40٪ من التكلفة بتكلفة ثاني أكسيد الكربون وتكلفة الكهرباء المطلوبة لضخ ذلك ثاني أكسيد الكربون. نحن نتعامل مع كل من هؤلاء. مشاريع الكربون المنخفض هذه ، هي أكثر بكثير عن حبس. انها مجرد حبس. يتعلق الأمر أيضًا بخفض التكلفة حتى نتمكن من تحسين أعمال CO2 الحالية ، كما كان يقول روب. ولكن من خلال جعلها أفضل وأقل تكلفة ، يمكننا أيضًا توسيع ذلك في لعبة الصخر الزيتي. وهذا يعطينا خيارًا للنمو أكثر من ذلك بكثير على امتداد لعبة الصخر الزيتي ، ليس فقط في العصر البرمي ، ولكن بعد ذلك بمجرد أن يكون لدينا هذا النموذج الذي تم بناؤه وعمله وتطبيقه في وايومنغ وكولورادو أيضًا.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [15]

————————————————– ——————————

سؤالنا التالي يأتي من دوجلاس ليغيت من بنك أوف أمريكا.

————————————————– ——————————

دوجلاس جورج بليث ليغيت ، BofA Merrill Lynch ، قسم الأبحاث – MD ورئيس قسم أبحاث النفط والغاز في الولايات المتحدة [16]

————————————————– ——————————

وروب ، مرحباً بكم قليلاً من معمودية النار ، على ما أعتقد. أتساءل عما إذا كان بإمكاني أن أبدأ ، معك ، شرائح من خيارات الدين. وكنت أتساءل فقط إذا كان بإمكانك إطلاعنا على مدى واقعية هذه الخيارات. ما هي المناقشات التي أجريتها مع البنوك حول إمكانية تبادل إعادة التمويل؟ هل التحويل ممكن؟ وإذا كان بإمكانك توضيح لماذا يبدو أنك أحرقت أكثر من مليار دولار نقدًا في أبريل؟ ولدي متابعة من فضلك.

————————————————– ——————————

روبرت ل. بيترسون ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – نائب الرئيس الأول والمدير المالي [17]

————————————————– ——————————

حسنًا ، دوغ. دعني أطرح السؤال الثاني أولاً. كان السبب الرئيسي للنقد هو دفع أرباح الأسهم في أبريل. لذلك كان هذا هو الاستخدام السائد للنقد في شهر أبريل. بطبيعة الحال ، من الواضح أننا لا نقدم نقدًا في أبريل في متناول اليد أثناء مكالمة الأرباح ، ولكننا اعتقدنا أنه من المهم وضع أحدث المعلومات في المقدمة.

فيما يتعلق بالمناقشات التي أجريناها خارجياً على وجه التحديد ، لن أعلق عليها. لكننا نعتقد أن لدينا سيولة كافية في المستقبل القريب استنادًا إلى التدفق النقدي من العمليات ، وتصفية الأصول المعروفة والوفورات النقدية مع تخفيضات المصروفات التشغيلية ذات الصلة التي تحدثنا عنها بالفعل اليوم. نحن أيضًا محميون جيدًا لميزان 2020 ، وقد اتخذنا ذلك بالاقتران مع الخطوات لتقليل حياد التدفق النقدي ، والذي سيساعد في الحفاظ على النقد في بيئة منخفضة السعر. ما زلنا ننظر عبر المحفظة ولكننا ندرك أننا قد لا نكون قادرين على تلبية جميع آجال استحقاق الديون لعامي 2021 و 2222 دون انتعاش كبير في السوق. لكننا نعتقد أنه تحت تصرفنا ، بالتأكيد وراء ما لدينا حاليًا ، لدينا التدفق النقدي الحر ، وعائدات تصفية الأصول ، وتبادل الدين وتمديد الاستحقاقات ثم إعادة التمويل في أسواق رأس المال. لذلك أعتقد أننا نتخذ هذه الإجراءات. أعتقد أن هذه كلها فرص بالنسبة لنا لمعالجة فترات الاستحقاق قصيرة الأجل التي أمامنا.

————————————————– ——————————

دوجلاس جورج بليث ليغيت ، BofA Merrill Lynch ، قسم الأبحاث – MD ورئيس قسم أبحاث النفط والغاز في الولايات المتحدة [18]

————————————————– ——————————

حتى تكون واضحا ، تعتقد أن إعادة التمويل ، والأسواق مفتوحة لك؟

————————————————– ——————————

روبرت ل. بيترسون ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – نائب الرئيس الأول والمدير المالي [19]

————————————————– ——————————

إطلاقا.

————————————————– ——————————

دوجلاس جورج بليث ليغيت ، BofA Merrill Lynch ، قسم الأبحاث – MD ورئيس قسم أبحاث النفط والغاز في الولايات المتحدة [20]

————————————————– ——————————

حسنا. متابعيتي على الانخفاض الأساسي. فيكي ، ربما هذه لك. لقد تحدثت عن 25٪. أفترض أن هذا لا يخفف من حدة الأعمال الأساسية. ولكن هل يمكنك إطلاعنا على ما يبدو أنه معدل خروج ، بما في ذلك الافتراضات التي لديك عن مبيعات الأصول؟ ومن الواضح في ذهني أن غانا الآن بعد أن الجزائر لا تمضي قدمًا. إذن كيف يبدو معدل الخروج هذا؟ وإذا استطعت ، ما رأيك في رأس المال المستدام لمعدل الخروج هذا إذا كان هناك مثل هذا الرقم حتى عام 2021؟ سأترك هناك.

————————————————– ——————————

فيكي أ. هولوب ، شركة أوكسيدنتال بتروليوم – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [21]

————————————————– ——————————

حسنًا ، لقد قلنا انخفاض قاعدتنا بنسبة 25٪. والسبب في أنني متردد في إعطائك رقمًا لما سيبدو عليه في Q4 هو بسبب ما نقوم به الآن لإعادة تركيز فرقنا. كما قلت في نصي الخاص بي ، سنأخذ هؤلاء الأشخاص الموهوبين بشكل لا يصدق الذين قاموا بعمل رائع في تنمية الموارد البرميانية وسنقوم بتكميلهم في فرق إدارة الإنتاج الأساسية لدينا. وهذا لا يعني أننا لا نملك أيضًا أشخاصًا عظماء يشغلون إدارة الإنتاج الأساسي لدينا. إنه فقط عندما تكون في وضع نمو مرتفع ، في بعض الأحيان لا يتم تنفيذ بعض الإدارة الأساسية بجدية كما ينبغي ويجب في بيئة مثل هذه.

لذلك لا نتوقع أن يبقى انخفاضنا عند 25٪. What we expect is that we’re going to have teams that find ways to mitigate that decline by, again, by optimizing production from existing wells by virtue of changing artificial lift types, by reducing back pressure on the wells and/or by doing cleanups, just doing acid treatments on perforations and things like that. So there’s optimization opportunities with the existing wells that are producing today. The other thing that’s there is, we’ve always had this inventory of zones above and below the existing producing intervals in our wells that have capability to produce. It’s just that those were not going to get us to the higher growth rates that we were executing over the last few years. They’re perfectly suited for mitigating a base decline but not for an intense growth program. So we expect that those will help to mitigate the decline, that 25%. So it’s hard to tell you right now what a Q4 exit rate would be. We haven’t put together all of our plans. The teams are working them. But I am very confident that from Q3 to Q3, we’re not going to have a 25% decline. We’re going to have something much less than that.

——————————————————————————–

Jeff Alvarez, Occidental Petroleum Corporation – VP of IR [22]

——————————————————————————–

Doug, and this is Jeff. I’ll hit on your sustaining capital. And like Vicki said, I think the important thing to remember, and you’ve covered us for a long time, if you go back before the unconventional boom when we really brought all that great inventory forward, we were a base management company. You look at our EOR business and what we were doing in Oman and Colombia and Qatar, that is what we did. So a lot of the parts of our business have been — continue to stay focused on that. Now we’ll bring that to the rest of the business even to a higher degree, and we have a whole new data set to do that. But on sustaining CapEx, I think what Vicki said, it’s worth pointing out why we don’t give a specific number. So let’s talk about what we have disclosed.

Previously we said, in 2021 at our previous plan, our sustaining capital would be $3.9 billion at $40 WTI. And remember, that was growing into 2021. So let’s now talk about the building blocks and how we’re doing against those. Vicki talked about the decline rate. We’ve mentioned that. It’s going to continue to get better. The other thing that helps that decline rate is we’re not bringing on a bunch of unconventional barrels, high decline barrels this year. So you’d expect that to be better than what we said before. Starting production level, it was going to be higher than what we previously or what we think now just because we’re not growing into 2021 like we previously thought. So that also gets factored in. Capital intensity, as we’ve shown, best-in-class capital intensity on our growth areas, and we continue to get better. So when you look at the barrels we can add for every dollar spent, not only is it best in class, it also continues to get better. So again, a helper on what the sustaining capital will be.

Now what’s going to work against that is obviously, as Rob said, spending $350 million a quarter in the last couple of quarters, that sustaining capital that we put out before was kind of on an ongoing basis to where you spent something similar the year before and you had an activity set. So when you start back up from the level we’re at, we do expect to have some start-up capital, let’s call it that. It’s things like just when I spend $1 today, I don’t get production for a couple of months from that. That will impact that period when you look at that first year of sustaining capital, the learning curve impacts, which always happen when you start back up on programs. But the great thing about that, if you look at the records Vicki talked about in the Midland Basin, that’s an area we shut down and restarted. And within a few months, we’re setting records from an execution standpoint across the business because they took learnings from other parts of the business and were able to immediately apply them. So while we do expect in that first year you would see some of that start-up capital come through in that sustaining capital number, we don’t think it will be huge, and then we’ll quickly work through that. So again, as you think about that sustaining capital, you can take all those components in place and look at how the business is changing and what you would expect it to be, but we do continue to be able to believe we can drive that down.

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [23]

——————————————————————————–

I’ll just use one more example. Back in 2000 when Steve Chazen bought the Permian Basin Altura, the criticism of that was that he was buying harvest mode assets. And I can tell you, in Denver City now, all these years later, these decades later, we’re still adding reserves to the Denver unit, still finding ways to increase the reserves and the production there. That is our niche. And we do it well. And we just got to refocus on it.

——————————————————————————–

Operator [24]

——————————————————————————–

Our next question comes from Brian Singer with Goldman Sachs.

——————————————————————————–

Brian Arthur Singer, Goldman Sachs Group Inc., Research Division – MD & Senior Equity Research Analyst [25]

——————————————————————————–

I wanted to first start with just a couple of clarification questions on a couple of points that you made. First, I think you said, Vicki, in your comments that you expect $2 billion of divestitures coming in the near term. Can you clarify whether that includes versus excludes Ghana and includes versus excludes the land grant? And then also, I think it was also mentioned that accessing capital markets was a possible solution on the financial side. Can you talk to whether that is or whether there is a consideration of equity common equity issuance?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [26]

——————————————————————————–

So I’ll talk about the divestiture. The $2 billion does not include Ghana. That’s all I can say specifically on that. Rob?

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [27]

——————————————————————————–

نعم. With regards to the issuance of common stock, it’s not something that we’re considering right now in light of the price of the stock.

——————————————————————————–

Brian Arthur Singer, Goldman Sachs Group Inc., Research Division – MD & Senior Equity Research Analyst [28]

——————————————————————————–

عظيم. And then my follow-up is more of a bigger picture. You have a slide on the change in corporate governance on the back of today’s presentation. And given some of the recent changes, both in the Board, parts of management, the dividend, can you broadly discuss in the conversations you’ve had with the Board any shifts in focus or priorities generally or specifically relating to the urgency and levels of delevering, M&A and the breadth versus concentration of assets within the company?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [29]

——————————————————————————–

Well, I’ll say one thing that from a personal perspective, I’m incredibly excited that Steve Chazen came back on to the Board and as Chairman of the Board because specifically we did need help with dealing with the debt situation in this environment. And so from my perspective, what I see with the Board now is his ability to help lead us through what’s a very, very challenging environment for every company in the world, but especially for us since we had these maturities coming up. I think the other experience that was brought on to the Board in Nick Graziano and Andrew Langham is also an ability and experience with debt exchanges and also with dealing with the debt situation. The experiences of those 3 that we just brought on is going to help us through this environment and already helping us and creating value for us. So I think that we’ve strengthened our Board in the way that we definitely needed to do in this environment.

——————————————————————————–

Operator [30]

——————————————————————————–

Our next question comes from Ryan Todd with Simmons.

——————————————————————————–

Ryan M. Todd, Simmons & Company International, Research Division – MD, Head of Exploration & Production Research and Senior Research Analyst [31]

——————————————————————————–

عظيم. Maybe a couple of questions on the — a question first, I guess, on the CapEx and OpEx cuts going forward, pretty impressive cost reductions in the near term, in particular, the additional $600 million on the OpEx side. Can you talk about how you view the sustainability of those cuts going forward, I guess, both on the CapEx and the operational side? Are those the kind of things that necessarily ramp back up as you start ramping back up activity levels or how much of those do you think you can kind of structurally capture?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [32]

——————————————————————————–

I think that certainly the full $600 million incremental in the OpEx is that full $600 million is not sustainable because one of the things that we did just to get us through this quarter because we expected Q2 to be the worst quarter, while some people are encouraged by prices where they are, we still have a concern about storage. So we expect the end of May, 1st of June to be particularly challenging for us. So we wanted to make it through Q2 at the lowest possible cost structure. So the $600 million in OpEx, probably about 60% to 65% of that is sustainable. The part that’s not is where we’re going to need to bring back some of our well service rigs because currently we’re in a mode where since we need to reduce production anyway to help with the oversupply issue, as some of our wells fell right now, we’re not putting those wells back online. So as we get beyond this difficult period over the next month or 1.5 months and start into the recovery, that’s when we’ll start bringing some well service rigs back at the point where we feel like it’s necessary to start and we have the cash to be able to do that. So that will increase our cost a little bit, but we drop those rigs significantly. There are some other minor things that we would do differently, but I believe that our teams may find as we’re doing this other opportunities to offset some of the cost and the activity that we’ll need to start back.

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [33]

——————————————————————————–

And I’ll just add to that, I mean, building on Vicki’s point that. One of the unintended benefits of the slowdown is it allowed us to really step back and take a very deep look at the way we do things and how we pursue the business and give us time to really impart this passion for cost reduction, margin generation and make that equal our passion for the growth we’ve had in the past so that we can really internalize into our culture that this is the way we do business and hold on to that as things turn the other direction eventually on the recovery. One of the challenges if it’s such a short shock to the system, it’s really difficult to move the culture of the business. But the things that we’ve done and the inspiration within our people to really get passionate about cost reductions and margin generation, to hold on to that moving forward will pay dividends for the company.

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [34]

——————————————————————————–

I think the quality — I’m sorry, just to finish that. I think it speaks to the quality of our employee base that they are motivated, that they found these things so quickly and that they’re excited about the challenge that we have and ready to address it and achieve it. And your next question is?

——————————————————————————–

Jeff Alvarez, Occidental Petroleum Corporation – VP of IR [35]

——————————————————————————–

Ryan, can I add one thing? Because I think it’s a pretty remarkable thing with what Rob and Vicki said. If you look at our SG&A, where we’ll be on overhead, we’ll be at a level lower than we were as Oxy stand-alone in 2018. So the costs that have been driven out of the business by the teams is remarkable and we basically doubled the size of the company and we’re back to the same overhead before we did that.

——————————————————————————–

Ryan M. Todd, Simmons & Company International, Research Division – MD, Head of Exploration & Production Research and Senior Research Analyst [36]

——————————————————————————–

That’s impressive. I appreciate all the clarity there. Maybe a follow-up on the Permian. I mean, it gets lost in everything else that’s going on right now, but well performance year-to-date in the Permian is again showing pretty significant year-on-year improvement. Maybe any comments on talks about the drivers of this? Is this high grading from lower activity levels or is that something that’s more sustainable as activity eventually re-ramps in the basin?

——————————————————————————–

Jeff Alvarez, Occidental Petroleum Corporation – VP of IR [37]

——————————————————————————–

Yes, definitely sustainable. It’s basically a continuation of everything we are doing and applying those things on the new assets and combining the learnings from both. So taking some of the learnings from the legacy Anadarko acreage and applying that in New Mexico on things like regional sand or landing points and development philosophy on the APC acreage. I mean, we showed you that Silvertip slide. You can see the level of improvements that are being made. I mean, that’s probably the most disappointing thing for me in the whole thing that’s going on is all of that momentum that the teams have built up and those improvements that we expect to be sustainable are now going to kind of be put on the back burner, but we strongly believe we’ll get it back quickly.

The other thing I’ll point out on the slide you’re looking at, Ryan, is that now includes wells on the former APC acreage that has the new design that we’ve talked about, that Atlas design. Those are in there. And they’re driving that performance improvement as well.

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [38]

——————————————————————————–

Again, I’ll just build on that, too. One of the investment thesis still remained. And if anything, coming out of this because we have such a vast portfolio, we can high-grade even further than we would have been able to as stand-alone Oxy. Our ability to come out with lower cost, lower capital intensity wells and choosing those is much greater than would have been without the original Oxy assets.

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [39]

——————————————————————————–

And I can’t let this conversation end without also adding the DJ Basin. The performance there has that team, that drilling team has been incredible. So we have to give a shout-out to them. They continue to improve their performance.

——————————————————————————–

Operator [40]

——————————————————————————–

Our next question comes from Paul Sankey with Mizuho.

——————————————————————————–

Paul Benedict Sankey, Mizuho Securities USA LLC, Research Division – MD of Americas Research [41]

——————————————————————————–

In trying to forecast your volumes, can you give us a bit more detail on the base decline rates and talk about the various regions and the various mitigations so that we can try and get towards a number that is obviously less, as you imply, than the 25% decline, but exactly where we should come out on that? My question essentially is, can you talk through the decline rates from the various components of your portfolio and how you’re going to mitigate them?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [42]

——————————————————————————–

Well, I think that it’s important to note what Jeff has said earlier, is that when you — as you know, the highest decline for the shale play is right in the first year, first 1.5 years, 2 years. So as we’re slowing down, the decline of our shale production is going to start to mitigate itself just by virtue of the fact that we won’t be drilling as many new wells, in fact, very few new wells. So that decline is going to be less than it traditionally is.

The EOR business, we’ve said in the past, is normally a 4% to 5% decline, and that’s when we’re fully using our CO2. We have shut some of our CO2 wells in. So that decline now could be actually a little bit mitigated, but it’s going to be versus a slightly lower volume, not a lot of production to shut in there.

So the Middle East, the conventional reservoirs are lower decline. But overall, it’s hard to go through and look at each of those as we’re modifying what we do everywhere. So it’s really hard to give you a number that you could then roll up into a single number. Just know that we’re working on the decline everywhere. The shale decline will be less. EOR will be less with the production that’s on. So lower than that, 5%, probably down to 4% with what’s producing today.

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [43]

——————————————————————————–

And I guess the other piece of that, too, is that unlike typical or historical quarters when we’ve been executing a development growth plan. We’re building a significant backlog of existing wells that won’t need to be redrilled or anything to bring that production back online. It’s really the activity set that Vicki mentioned around downhole maintenance, et cetera, that will bring barrels back online in a way different than we’ve seen in prior year quarters, which is really difficult to measure in light of not knowing where prices or the recovery trajectory right now.

——————————————————————————–

Paul Benedict Sankey, Mizuho Securities USA LLC, Research Division – MD of Americas Research [44]

——————————————————————————–

And then the second and final, this was an awkward quarter to calculate the cash flows because of the mix of oil price. Can you talk about what sort of cash flows we can expect from you at the current price environment? And let’s say, for example, the sensitivity, if we believe the strip, which is currently about $25 a barrel for next year — actually, excuse me, $32 a barrel is the April next year strip. Could you give us a sense for how much cash flow would be generated in those 2 environments, current and future?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [45]

——————————————————————————–

Paul, I can tell you, this is not going to help you at all. I was trying to think of a way to help you with your model here, but pretty much where we — once we get past Q2, we’ll be able to balance our cash inflows with our outflows. So we’ll be neutral in Q3 and Q4, but I don’t think we’ve given you our price assumptions either. So I’m not sure that helps you at all. But the sensitivities, I would say that as our production declines a bit, the sensitivities have gone down a bit. They’re not at the $1 change in oil prices equal to 250. So they’re not quite there yet. They’ve declined a little bit. Again, what that ends up, that sensitivity ends up being depends on how much we can mitigate the decline as we go.

——————————————————————————–

Operator [46]

——————————————————————————–

Our next question comes from Jeffrey Campbell with Tuohy Brothers Investment Research.

——————————————————————————–

Jeffrey Leon Campbell, Tuohy Brothers Investment Research, Inc. – Senior Analyst of Exploration & Production and Oil Services [47]

——————————————————————————–

We’ve kind of beat on the dead drum quite a bit, so I thought I’d ask a couple of different questions. One is looking forward, is Oxy continuing to test technical solutions to reduce headcount and improve performance? And to give an example of what I’m thinking about, automated directional drilling seems to be gaining some increasing traction.

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [48]

——————————————————————————–

نعم. We’re going to push the envelope on everything now, and that’s part of the reason we’ve been able to reduce our SG&A significantly as our teams are leveraging technology and automation as much as we can. We probably have one of the most automated areas in our Permian EOR business.

With respect to the drilling, yes, we’re pushing the envelope there, too, because you’ve seen the improvements in how we’re drilling our wells. So as much automation as we can install, we are. And part of that automation has gotten us beyond where in the drilling area where we need the typical tool pusher on the drilling rig or the driller to manage the process, we actually build models by which the computer can basically do the drilling of the well. But it takes an engineer to help to build those models. But once they’re automated, then it’s a process of just then tweaking to get better. That’s on the drilling side.

On the field operations side, our CO2 operations are very highly automated. We can actually manage those from a central control room. So we’re managing that. As we’ve improved and started to better rely on our artificial intelligence with respect to well productivity and those sorts of things and what wells should be doing versus what they are, that’s part of what I was talking about when I said we’re modifying our production processes. We’ll depend more on letting those tools help us manage which wells really need any kind of physical or visual on-site versus being able to completely manage from a control room. So there’s a lot of automation that we’ve installed that’s going to help us move toward a lower, much lower SG&A environment.

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [49]

——————————————————————————–

نعم. And the thing I’ll add on that too is also, we’re doing a vast look at our portfolio, too. When you have a portfolio as large as Oxy’s, you can’t apply the same sort of techniques and approaches to every bit of the portfolio. And so this is allowing us time and again to reprioritize and bucket our portfolio in areas where, in some cases, we may be very quick to bring a well back to production or in other cases, we may leave wells down for an extended period of time or not use the same type of approach to actually how we’re going to maintain the well or how we’re going to automate the well. And this sort of not a one-size-fits-all approach is also bringing a lot of savings. And not only that, but also the number of people required to continue to operate the fields we operate in.

——————————————————————————–

Jeffrey Leon Campbell, Tuohy Brothers Investment Research, Inc. – Senior Analyst of Exploration & Production and Oil Services [50]

——————————————————————————–

I appreciate the detailed color. And just to quickly get back to something that you mentioned in the prepared remarks regarding Algeria. I just want to make sure I understand this. Is it your intention to operate there now until price recovery or have you decided that it is a core asset going forward, notwithstanding receiving an offer to buy that can’t be refused?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [51]

——————————————————————————–

It’s a core asset going forward. And if we got an incoming offer for Algeria that was something that we couldn’t refuse, we would certainly need to coordinate that with Sonatrach and with the Ministry of Oil because we do have partners. And that’s the way it is working internationally. Sometimes the decisions need to be coordinated and we need to be committed there. We’re committed to be there and to do our best to increase value and enhance the operations, and we believe we have the opportunity to do that. It’s a great asset. It’s one of the best assets that’s in that region. So we’re excited about it, and we’re going to stay. Again, if someone came in and made an offer that we couldn’t refuse, I’m sure the ministry would be interested in that as well.

——————————————————————————–

Operator [52]

——————————————————————————–

Our next question comes from Leo Mariani with KeyBanc.

——————————————————————————–

Leo Paul Mariani, KeyBanc Capital Markets Inc., Research Division – Analyst [53]

——————————————————————————–

Just wanted to ask a couple of housekeeping items on some of the guidance here into the second quarter. You guys talked about 45,000 BOE per day of shut-ins. I was hoping to get a little bit more detail around kind of what regions that’s kind of split up to. And also on your midstream guidance, I think you guys are saying negative $310 million and minus $350 million, I guess, pretax income. Significant change versus first quarter. I was just hoping you could kind of elaborate on some of the reasons and the big change on the midstream.

——————————————————————————–

Jeff Alvarez, Occidental Petroleum Corporation – VP of IR [54]

——————————————————————————–

Leo, this is Jeff. I’ll start with those and then Vicki and Rob can jump in. So as you mentioned, for second quarter, we’re estimating 45,000 barrels of shut-in production. 1/3 of that, as Rob said, is OPEC+ related. So you can realistically assume that’s from Oman and Algeria. The remainder is domestic and that’s economically driven. And the best way to think about that, half of that, the domestic part is from the Permian, which is the EOR and resources. And then the other half is in the Rockies. And just to give you a little color, so that 45,000 barrels, about 3% production compared to our guide. The number of wells we’re shutting in is about 9% of our well count with that. So as you would expect, you’ve got a proportionate — a lot more wells being shut in because you’re on the low end of that economic curve, and you do production being shut in. That first 1% of production we shut in is about 5% of our wells. So that just gives you some perspective and color. And when people talk about shutting in wells, they use all kinds of descriptors, whether they’re temporarily abandoned with a bridge plug or just turning off the artificial lift or things like that. And we’re definitely doing this in a way that ensures we protect the reservoir and the well integrity and also that we can start back up at the lowest possible cost.

So your question about midstream, we can go through this offline in a lot more detail because, as you know, that business has a lot of moving pieces. But the primary difference in the Q2 earnings estimate versus what we saw in Q1 is almost entirely timing-driven. We recognized a large mark-to-market gain related to our hedge position. And as prices fell at the end of Q1, that impacts Q2. So in Q2, the same low prices are impacting the revenue we’ll realize on our physical barrels when they’re delivered. We can talk through that more offline, but that’s the primary driver of that change.

——————————————————————————–

Leo Paul Mariani, KeyBanc Capital Markets Inc., Research Division – Analyst [55]

——————————————————————————–

Okay. No, that’s helpful for sure. And I guess just second question here in terms of philosophy. I was just trying to make sure I’m sort of reading it correctly in terms of what Oxy’s plan is for the next couple of years. It sounded to me as though, just given the pending ’21 and ’22 maturities, that the company is going to continue to focus on just mitigating declines until there is much better line of sight for taking care of a lot of those maturities or for actually taking care of them with refis or exchanges or whatever. Just wanted to make sure I’m sort of understanding that correctly, if that’s the message you guys are trying to deliver today.

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [56]

——————————————————————————–

It depends on the price environment, but primarily this year, it will be a decline mitigation. Going into 2021. It depends on how strong the recovery is and what prices we see in 2021. There’s the potential that we could add a few more rigs back. But it would still be a scenario where we need to generate some free cash flow as well. So we would balance what were the activity level with achieving some free cash flow generation after capital.

——————————————————————————–

Operator [57]

——————————————————————————–

Our next question comes from Josh Silverstein with Wolfe Research.

——————————————————————————–

Joshua Ian Silverstein, Wolfe Research, LLC – MD and Senior Analyst of Oil and Gas Exploration & Production [58]

——————————————————————————–

As part of the debt paydown strategy, and I’m sorry if you touched on this before, but would you consider equity as part of this as well? It looks like at least the base plan right now is to pay the preferred with $200 million in shares each quarter. So why not just do a larger equity deal to help derisk the balance sheet right now?

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [59]

——————————————————————————–

No. We did touch on that a little earlier. And the share prices, we don’t have an intention on issuing any additional equity to pay down debt.

——————————————————————————–

Joshua Ian Silverstein, Wolfe Research, LLC – MD and Senior Analyst of Oil and Gas Exploration & Production [60]

——————————————————————————–

Got it. Okay. Sorry about that. And then you mentioned the $5 billion credit facility that you have available right now. How much of that can you use to pay down debt right now? And then secondly, you had an asset sale target before that was used to pay down debt. You guys now have an absolute debt reduction target of where you wanted to get to?

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [61]

——————————————————————————–

So we can draw on the credit facility at any point in time. We’re not drawing on it because we don’t feel like there’s any risk of drawing out at any point in time that we need it. In terms of a debt structure, a total debt number to get to, the goal is ultimately over time to get back to an investment-grade type rating. That’s what our current path is.

——————————————————————————–

Operator [62]

——————————————————————————–

Our next question comes from Jeanine Wai with Barclays.

——————————————————————————–

Jeanine Wai, Barclays Bank PLC, Research Division – Research Analyst [63]

——————————————————————————–

I just wanted to follow up quickly on Josh’s question right now. In terms of debt management and the revolver, right now, I believe it’s unsecured, and I don’t think there’s a trigger on it just because you’re going from IG to high-yield status. But do I have that correct? And do you anticipate that sometime down the road that you might need to move to an RBL facility that might have a leverage covenant as opposed to a current debt-to-cap covenant?

——————————————————————————–

Robert L. Peterson, Occidental Petroleum Corporation – Senior VP & CFO [64]

——————————————————————————–

Jeanine, you do have that correct on the current RCF facility, and we don’t see a need to go an RBL type facility.

——————————————————————————–

Operator [65]

——————————————————————————–

Our next question comes from Richard Tullis with Capital One Securities.

——————————————————————————–

Richard Merlin Tullis, Capital One Securities, Inc., Research Division – Senior Analyst of Oil & Gas Exploration and Production [66]

——————————————————————————–

Going back to the midstream quickly. I know you guided pretax losses the first half of the year, partly driven by the timing issues that Jeff just discussed. What do you see as a more normalized yearly pretax income run rate for that business going forward?

——————————————————————————–

Jeff Alvarez, Occidental Petroleum Corporation – VP of IR [67]

——————————————————————————–

Richard, this is Jeff. I’d put that in the category of, we didn’t guide full year. So I mean that, there’s just so much volatility in all of those markets that we didn’t feel comfortable providing guidance beyond the quarter until we see more clarity on how things play out from a recovery differential standpoint and all of that. So we’ll defer that. I would tell you, I mean, you understand the building blocks of the business or assets that go into that in the Middle East and cogen and some of the other things, those are still there and still good assets. So they’re there. It’s just the volatility around all the other aspects on the marketing side.

——————————————————————————–

Richard Merlin Tullis, Capital One Securities, Inc., Research Division – Senior Analyst of Oil & Gas Exploration and Production [68]

——————————————————————————–

Sure. Fair enough. And as a follow-up, if Total does not move forward with the Ghana acquisition, do you see almost immediately putting the asset right back on the marketing sale block or maybe you’re doing that now? And then secondly, are there other assets that maybe you weren’t looking at divesting at the time of the Anadarko acquisition announcement that maybe you look at now in a better commodity environment just given the difficulties closing the Algeria deal, et cetera?

——————————————————————————–

Vicki A. Hollub, Occidental Petroleum Corporation – President, CEO & Director [69]

——————————————————————————–

I would say yes to that. Ghana is an asset that we still consider to be up for sale. Whether Total buys it or not, it would still be up for sale. And there has been some interest in it. So that’s something that we would still pursue divesting. I think I said earlier, but let me reiterate that. At the early beginning of the year, when we looked at Algeria and Ghana’s divestiture targets, we wanted to have an alternative. And the alternative that we came up with would deliver similar proceeds with a similar reduction in cash flow. So we started marketing in early this year an alternative to the sale of Algeria and Ghana. We started that process. And as we got into the process, all the travel restrictions were applied. And this is one of those things where we need people to come in and we need to do management presentations. We need to dive into details with the technical team that’s assessing the value of that asset. So it’s one that requires a little more interaction. So we have put that on hold right now as we wait for travel restrictions to be lifted and for the environment to get better.

But we do have other assets to sell. The alternative that I’m talking about is just one. There are other things that we can do with some of the acreage in the Permian and potentially even in the DJ with respect to, even if it’s not outright sales, it’s JVs where we could generate some cash upfront and then a potential carry. There are lots of other options, but what we don’t want to do is do it in this environment. It really depends on when the recovery occurs, how strong it is as to the timing of those. And that’s why we’re not going to put ourselves in a situation where we get closer to debt maturities and then where we found we can’t execute the divestitures before the maturities occur. We’ve still got asset sales that we can do and we’ll do as they make sense to do, but we’re going to make sure that we can get maximum value for those.

——————————————————————————–

Operator [70]

——————————————————————————–

In the interest of time, this concludes our question-and-answer session as well as today’s conference. Thank you for attending today’s presentation. You may now disconnect.