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行业概述 - 行业由主要在美国境外运营的油气勘探与生产公司组成 专注于油气资源的勘探开发及销售 [2] - 公司现金流完全取决于实现的商品价格 所有企业都面临能源市场历史性价格波动风险 [2] - 勘探风险存在不确定性 价格变化影响钻探库存回报率并导致调整生产增长率 [2] 行业挑战 - 供应过剩风险笼罩前景 OPEC+逐步放松减产且国际能源署预测供应增长快于需求 [3] - 美国原油库存上升加剧消费疲软担忧 若全球供应持续超过需求将压制价格和压缩生产商利润率 [3] - 美国需求减弱信号带来麻烦 作为最大石油消费国其库存上升反映季节性消费低于预期 [4] - 成本压力持续侵蚀利润率 从劳动力短缺到设备服务费用上涨导致钻探完井和维护成本攀升 [6] - 行业过去一年亏损超过40% 同期更广泛的能源板块上涨3.9%而标普500指数上涨17.8% [11] 增长机遇 - 天然气和液化天然气驱动结构性增长 全球LNG需求扩张受亚洲市场和欧洲寻求清洁可靠供应推动 [5] - 2026年起大型液化项目投产 上游生产商将从持久的天然气需求中受益 提供钻探活动和合同稳定性的长期可见性 [5] 行业估值与排名 - 行业Zacks排名第178位 处于245个Zacks行业底部27% 反映看跌前景 [7][8] - 2025年行业盈利预测在过去一年下降111.1% 分析师对盈利增长潜力转向悲观 [9] - 当前EV/EBITDA为5.84倍 显著低于标普500的18.34倍但高于行业板块的5.13倍 [14] - 五年内EV/EBITDA区间为2.62-9.60倍 中位数为4.41倍 [14] 值得关注公司 - Vermilion Energy在加拿大欧洲和澳大利亚运营 约四分之一产量来自加拿大以外地区 [17] - 过去60天其2025年盈利共识预期上调210.3% 2025年盈利预测显示509.1%增长 但股价一年下跌约18% [18] - VAALCO Energy专注于非洲和加拿大市场 超过90%产量加权于石油 当前市值约4.46亿美元 [20][21] - 过去四个季度平均盈利惊喜约1.7% 股价一年下跌约27% [21] - Capricorn Energy重点开发埃及西部沙漠地区 2021年从壳牌收购每日4万桶油当量产量 [23] - 历史上向股东返还超过55亿美元 当前市值略超2亿美元 股价一年上涨约3% [24]

公司分析 - Vaalco Energy是一家相对较小的离岸油气业务参与者 其股票代码为NYSE EGY [2] - 公司第二季度产量按原计划触及"最低点" 原因为一艘浮式生产储卸油装置FPSO正在进行维修 [2] 行业特征 - 油气行业属于典型的周期性行业 具有繁荣与萧条交替的显著特征 [2] - 该行业投资需要耐心和经验 属于长周期运作模式 [2] 研究服务 - Oil & Gas Value Research服务专注于油气领域被低估标的的研究 [1] - 研究覆盖公司资产负债表、竞争地位和发展前景等全方位分析 [1] - 付费会员可优先获得分析报告 并包含免费网站未发布的公司研究内容 [1] 作者背景 - 分析师为退休注册会计师 拥有MBA和MA学位 [2] - 长期专注于油气行业研究 具备多年行业分析经验 [2] - 通过股票、期权或其他衍生品持有EGY的多头头寸 [3]

公司发展计划 - VAALCO Energy专注于石油和天然气项目开发 计划通过有机增长管道和价值增值举措使产量在2027年前翻倍以上 [1] 业务覆盖范围 - 公司研究覆盖大宗商品领域包括石油、天然气、黄金和铜 以及科技行业如谷歌或诺基亚等企业 [1] - 研究涉及新兴市场股票 行业跨度涵盖消费者 discretionary/staples、REITs和公用事业等领域 [1]

财务数据关键指标变化 - 2025年前六个月运营现金流为5104.9万美元，较2024年同期增加2965.5万美元[96] - 2025年前六个月投资活动净现金流出1.0746亿美元，同比增加5877.3万美元，主要用于埃及钻井项目和科特迪瓦FPSO维护[97] - 2025年前六个月融资活动净现金流入3292.2万美元，主要来自6亿美元RBL Facility借款[98] - 2025年前六个月资本支出达9220万美元，较2024年同期4650万美元增长近一倍[99] - 2025年第二季度净利润为840万美元，较2024年同期的2820万美元下降69.5%[133] - 2025年第二季度原油、天然气和NGL收入为9690万美元，同比下降17%（减少1990万美元）[134] - 2025年第二季度净原油、天然气和NGLs收入为9689.3万美元，同比下降1988.5万美元（17%）[135] - 2025年第二季度平均实现价格为54.87美元/桶当量，同比下降11.35美元/桶当量（17%）[136] - 生产费用下降1205.3万美元（23%）至4039.3万美元，单位成本下降6.83美元/桶[143] - 勘探费用新增252万美元，主要用于科特迪瓦区块705地震数据采购[144] - 折旧折耗摊销费用下降485.9万美元（15%）至2827.3万美元[145] - 2025年上半年净收入下降971.1万美元（4%）至2.072亿美元，主要受价格因素影响（下降2494.8万美元）[153][155] - 2025年上半年平均实现价格下降7.17美元/桶当量（11%）至59.50美元/桶当量[156] - 公司生产费用在2025年上半年为8,520万美元，同比增加70万美元，主要由于加蓬地区海关费用约470万美元及维护成本增加，但每桶成本从25.96美元降至24.43美元[161] - 公司折旧、折耗及摊销费用在2025年上半年为5,860万美元，同比下降40万美元（约1%），主要由于加蓬和埃及地区可折耗成本降低[163] - 公司一般及行政费用在2025年上半年为1,750万美元，同比增加320万美元（23%），主要由于专业服务费、薪资及法律费用增加[164] - 公司衍生工具在2025年上半年实现净收益30万美元，同比改善90万美元，主要由于布伦特原油价格下跌导致期权收益[166] - 公司净利息支出在2025年上半年为390万美元，同比增加180万美元，主要由于债务发行成本摊销及承诺费增加[167] 各条业务线表现 - 埃及2025年第二季度完成6口钻井，其中3口将在第三季度进行水力压裂[92] - 加蓬2025/2026钻井计划预计第三季度末启动，包括多口开发井和评估井[90] - 科特迪瓦Baobab FPSO于2025年1月停产检修，预计2026年恢复生产后开始开发钻井[94] - 赤道几内亚Block P区块Venus油田开发计划预计2025年底前做出最终投资决定[95] - 加拿大2025年暂停新钻井计划，优先评估现有5口水平井的长期表现[93] - FPSO翻新工程已于2025年5月启动，预计2026年重新投入使用[115] 各地区表现 - 加蓬地区收入增长490万美元至5860万美元，销量增加24万桶但实现价格下降16.27美元/桶[137][139] - 埃及地区收入下降220万美元至3330万美元，主要因实现价格下降7.18美元/桶[140] - 加拿大地区收入下降570万美元至470万美元，销量减少7.7万桶且实现价格下降14.33美元/桶[141] - 加蓬地区原油收入在2025年上半年为1.108亿美元，同比下降0.4百万美元，主要由于平均实现销售价格从83.61美元/桶降至71.04美元/桶，但销量从1,330 MBbls增至1,558 MBbls[157] - 埃及地区原油收入在2025年上半年为6,720万美元，同比下降520万美元，主要由于平均实现销售价格从56.43美元/桶降至50.34美元/桶，销量保持稳定在1,334 MBbls[158] - 加拿大地区原油收入在2025年上半年为1,090万美元，同比下降520万美元，主要由于平均实现销售价格从37.46美元/桶降至31.04美元/桶，销量从429 MBoe降至351 MBoe[159] - 科特迪瓦地区原油收入在2025年上半年为1,840万美元，同比增加120万美元，主要由于销量从211 MBbls增至238 MBbls，但平均实现销售价格从81.59美元/桶降至77.36美元/桶[160] 管理层讨论和指引 - 公司2025年第二季度支付每股0.0625美元的季度现金股息，年化股息为0.25美元[89] - 埃及业务需履行每五年5000万美元的财务工作承诺，15年总计1.5亿美元[114] - 根据合并特许权协议，公司需在2026年2月1日前每年向EGPC支付1000万美元现代化付款[113] - 公司使用商品衍生工具（互换、零成本领子期权等）对冲约75%的预期油气产量价格风险[102] - 2025年7月颁布的《OBBBA法案》永久保留了2017年减税与就业法案关键条款，但预计不会对公司财务产生重大影响[121] 其他财务数据 - 截至2025年6月30日，公司持有无限制现金6790万美元[103] - 公司2025年RBL融资协议要求对预期未来产量设定最低固定价格的对冲头寸[102] - 截至2025年6月30日，废弃基金余额为1070万美元（Vaalo净额630万美元）[110] 风险与敏感性分析 - 原油套期保值：2026年7月到期的Dated Brent原油套期保值总量为75,000桶，加权平均底价为65美元/桶，加权平均上限价为71美元/桶[182] - 天然气互换：AECO 7A天然气互换总量为100,000 GJ（2025年10月至12月）和150,000 GJ（2026年1月至3月），加权平均固定价格为2.86加元/GJ[182] - 原油价格敏感性：若原油价格每桶下降5美元，加蓬、埃及、科特迪瓦和加拿大的收入将分别减少780万美元、670万美元、120万美元和180万美元[186] - 利息费用风险：截至2025年6月30日，公司未偿还借款为6000万美元，利率为10.8%（基于Term SOFR加6.5%的年利率），利率上升10%将导致利息费用增加6万美元[188] - 资产减值风险：2025年6月30日未发现资产减值触发事件，但未来油价持续下跌可能导致油气资产减值[184] - 成本回收机制：在油价较低时，公司可能获得更多成本油（Cost Oil），而在高油价时可能获得更多利润分成油（Profit Oil）[187] - 埃及产量定价：埃及产量基于Dated Brent价格减去质量差异，并与埃及政府共享[186] - 天然气定价基础：加拿大天然气销售价格基于NYMEX Henry Hub期货合约[186] - 原油定价差异：加蓬、埃及和科特迪瓦的原油价格基于Dated Brent加减差异，加拿大原油和NGL价格基于NYMEX WTI加减差异[186] - 利息成本波动：市场利率变化可能影响未来债务的利息成本[188] - 公司外汇风险敞口显示，加蓬地区净负债1.456亿美元（815亿XAF），若中非法郎贬值10%将导致负债价值减少1,320万美元[172]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第二季度公司实现净利润840万美元或每股008美元 调整后EBITDAX为4990万美元 [5] - NRI产量为16956桶油当量/日 高于指导区间上限 工作权益产量为21654桶油当量/日 处于指导区间上限 NRI销量为19393桶油当量/日 同样高于指导区间上限 [5] - 第二季度销售价格环比下降约15% 商品价格环境波动加剧 [19] - 生产运营成本4040万美元 环比下降10% 每桶成本2287美元 低于指导区间下限 [20] - 截至第二季度末 公司持有无限制现金6790万美元 7月收到约2400万美元应收款 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 科特迪瓦业务 - FPSO按计划于2025年1月31日停止碳氢化合物作业 并于5月中旬提前抵达迪拜船厂进行翻新 [7][8] - 获得CI-40区块10年许可证延期至2038年2月 [9] - 新获得CI-705区块70%工作权益 已投入300万美元获取权益并收到地震数据 [9] 加蓬业务 - 超过两年未钻井的情况下仍保持良好产量表现 [10] - 已签订5口确定井+5口可选井的钻井合同 计划2025年第三季度末开始钻井作业 [10][11] - Iburi 48井延长测试表现超预期 2025年平均产量约1000桶/日 [11] - 计划在Nyosi Marine和Guduma Marine区块进行地震勘测 [12] 埃及业务 - 2025年已钻完多口井 第三季度继续钻井作业 包括South Ghazlak承诺井 [13] - 2024年至今实现超500万工时无损失工时事故的安全记录 [14] - 埃及应收账款从年初的11300万美元降至950万美元 [42] 赤道几内亚业务 - 已完成Venus区块P开发计划前端工程设计(FEED) 等待最终报告 [14][15] - 计划2025年完成进一步工程研究并做出最终投资决定(FID) [15] 加拿大业务 - 由于当前商品价格环境 决定推迟2025年钻井计划 [16] 公司战略和发展方向 - 通过新获得的19亿美元储备基础循环信贷额度(可增至3亿美元)支持有机增长计划 [6][22] - 2022年以来已通过股息和股票回购向股东返还超1亿美元 [7] - 2025年计划维持每股025美元的年度股息 当前股息收益率约7% [27] - 目标在未来2-3年内将日产量提升至5万桶 [55] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是过渡年份 主要产量增长项目预计2026-2027年见效 [6] - 转向更系统化的对冲计划以管理商品价格风险 [20] - 埃及EGPC付款承诺得到切实履行 预计应收账款账龄状况将持续改善 [21][43] - 科特迪瓦FPSO项目进度超前 可能将部分2026年支出提前至2025年 [32] 问答环节所有提问和回答 科特迪瓦FPSO项目进度 - FPSO翻新工程仍超前于计划 预计2026年1月完成 3月重新连接 [32] - 关键部件轴承已在迪拜仓库 旋转接头预计8月12日抵达 [41] 现金流与营运资本 - 第三季度营运资本预计将呈现净流入 主要来自埃及应收款减少 [33][34] - 加蓬税收实物交割不会在2025年发生 [33] 加蓬钻井计划影响 - 钻井作业仅会造成短暂(约1天)的生产中断 通常与计划维护时间重合 [51][52] 赤道几内亚FID决策 - FID后将主要在2026年进行资本投入 与科特迪瓦产量恢复时间错开 [46][47] CI-705区块规划 - 将全面评估区块潜力 不急于做出开发决策 重点评估深层含油构造 [53][54] 埃及钻井计划 - 2025年下半年计划钻8口新井 其中7口为生产井 [59][61] - 通过钻井效率提升(单井耗时从30天降至8-15天)控制资本支出 [63][65] FPSO恢复生产时间 - 预计2026年5月开始产油 2-3周内逐步恢复至稳定产量 [67][68]

业绩总结 - 2025年第二季度净收入为840万美元，每股摊薄收益为0.08美元[9] - 2025年第二季度EBITDAX为49,893万美元，较2024年同期的72,475万美元下降31.1%[87] - 2025年第二季度调整后的净收入为2,317万美元，较2024年同期的22,577万美元下降89.7%[87] - 2025年第二季度每股稀释调整后净收入为0.02美元，较2024年同期的0.22美元下降90.9%[87] - 2025年第二季度利息支出为2,572万美元，较2024年同期的1,117万美元增加130.3%[87] 生产与销售数据 - Q2 2025 NRI生产为16,956 BOEPD，NRI销售为19,393 BOEPD，均高于指导范围的上限[9] - 2025年WI生产为21,654 BOEPD，油、天然气液体和天然气的比例为93.2% / 3.4% / 3.4%[20] - 2025年第三季度和全年WI产量指导范围为18,900至20,800 BOEPD和19,250至22,310 BOEPD[66] - 2024年SEC证明储量为24.738百万BOE，较2023年显著增长[81] 资本支出与现金流 - 2025年资本支出为4590万美元[21] - 2025年资本支出指导范围为2.5亿至3亿美元，较之前减少约10%[60] - 截至2025年6月30日，现金及现金等价物为6800万美元，信贷额度可用性为1.27亿美元[24] - 2025年现金流动情况显示，截止到2025年6月30日，现金余额为40.9百万美元[70] 未来展望与战略 - 预计2026年将实现显著的EBITDAX增长，主要得益于2025/2026年执行的有机机会[31] - 2025年计划的钻探活动推迟至2026年，加拿大的资本支出预计为0-1%[62] - 2025年FPSO升级项目进展顺利，预计将于2026年重新投入使用[38] - 2025年上半年完成了10口井的钻探，预计2025年下半年将进行更多的钻探和完井活动[48] 负面信息 - 2025年第二季度净收入为8,380万美元，较2024年同期的28,151万美元下降70.3%[87] - 2025年第二季度折旧、耗竭和摊销费用为28,273万美元，较2024年同期的33,132万美元下降14.7%[87] - 2025年第二季度的交易成本为34万美元，较2024年同期的1,762万美元下降98.1%[87] - 2025年第二季度的非现金股权补偿费用为1,411万美元，较2024年同期的984万美元增加43.4%[87]

公司业绩表现 - 季度每股收益为0.02美元 与Zacks一致预期持平 但较去年同期0.22美元大幅下降 [1] - 上季度实际每股收益0.06美元 完全符合预期 过去四个季度仅一次超出预期 [1] - 季度营收9689万美元 低于预期0.46% 较去年同期1.1678亿美元下降17% [2] - 过去四个季度中有三次达到营收预期 [2] 股价与市场表现 - 年初至今股价累计下跌16.5% 同期标普500指数上涨7.9% [3] - 当前Zacks评级为4级(卖出) 预计短期内表现将弱于大盘 [6] 未来业绩展望 - 下季度预期每股亏损0.01美元 营收预期7354万美元 [7] - 本财年预期每股收益0.04美元 营收预期3.5203亿美元 [7] - 业绩电话会管理层评论将影响短期股价走势 [3] 行业状况 - 所属国际油气勘探生产行业在Zacks行业排名中处于后18% [8] - 行业排名前50%的企业表现通常比后50%高出两倍以上 [8] 同业公司动态 - 天然气服务公司(NGS)预计季度每股收益0.32美元 同比下降5.9% [9] - 预计季度营收4121万美元 同比增长7.1% [10]

收入和利润（同比环比） - 公司报告第二季度净收入为840万美元（每股摊薄收益0.08美元），调整后净收入为230万美元（每股摊薄收益0.02美元），调整后EBITDAX为4990万美元[4] - 第二季度净收入较2024年同期下降70%，从2820万美元降至840万美元[11] - 调整后EBITDAX为4990万美元，较第一季度5700万美元下降12%，较2024年同期7250万美元下降31%，主要因实现价格下降[12] - 2025年第二季度净收入为9689.3万美元，较2025年第一季度1.103亿美元下降12%[13] - 2025年上半年净收入为2.072亿美元，较2024年同期的2.169亿美元下降4.5%[24] - 第二季度2025年原油、天然气和液化天然气销售额为96,893,000美元，同比下降17%[47] - 第二季度2025年净收入为8,380,000美元，同比大幅下降70%[47] - 公司净收入从2024年上半年的3583.7万美元下降至2025年上半年的1611.1万美元，降幅达55%[48] - 公司2025年第二季度净收入为838万美元，较2024年同期的2815.1万美元下降70.2%[61] - 2025年第二季度调整后净收入为231.7万美元，较2024年同期的2257.7万美元下降89.7%[61] - 2025年上半年净收入为1611.1万美元，较2024年同期的3583.7万美元下降55%[61] - 2025年第二季度调整后EBITDAX为4989.3万美元，较2024年同期的7247.5万美元下降31.2%[61] - 2025年上半年调整后EBITDAX为1.0685亿美元，较2024年同期的1.3422亿美元下降20.4%[61] 产量和销量表现 - 第二季度净收入利息（NRI）产量为16,956桶油当量/日（BOEPD），超过指导范围上限，权益产量（WI）为21,654 BOEPD，接近指导范围上限[4] - 第二季度净收入利息（NRI）销量为19,393 BOEPD，超过指导范围上限[4] - 2025年第二季度NRI销售量为176.5万桶油当量，较第一季度171.7万桶增长3%[13] - 2025年上半年总产量（NRI基础）为314.2万BOE，较2024年同期的340.6万BOE下降8%[49] 实现价格 - 2025年第二季度平均实现油价为54.87美元/桶，较第一季度64.27美元/桶下降15%[13] - 2025年上半年平均实现油价为65.62美元/桶，较2024年同期74.75美元下降12%[22] - 2025年第二季度平均实现油价（NRI基础）为54.87美元/BOE，较2024年同期的66.05美元下降17%[50] 成本和费用（同比环比） - 生产费用（不含海上修井和股权补偿）为4030万美元，较第一季度4470万美元下降10%[14] - 折旧折耗摊销费用为2830万美元，较第一季度3030万美元下降7%[15] - 一般行政费用（不含股权补偿）为710万美元，较第一季度780万美元下降9%[16] - 股权补偿费用为140万美元，与第一季度持平[17] - 当期所得税费用为1280万美元，较第一季度1770万美元下降28%[14] - 递延所得税收益为580万美元，较第一季度160万美元收益增长262%[14] - 生产费用（每BOE）从2024年第二季度的29.74美元降至2025年第二季度的22.89美元，降幅23%[50] - 折旧、折耗及摊销费用（每BOE）从2024年第二季度的18.78美元降至2025年第二季度的16.02美元，降幅15%[50] - 公司2025年第二季度勘探费用为252万美元，2024年同期为0美元[61] 资本支出和投资活动 - 2025年第二季度净资本支出为现金基础4590万美元，应计基础4090万美元[25] - 财产和设备支出激增113%，从2024年上半年的4909.9万美元增至2025年上半年的1.04426亿美元[48][50] - 2025年上半年投资活动现金流出大幅增加121%，从2024年上半年的4868.7万美元增至2025年上半年的1.0746亿美元[48] - 2025年上半年投资活动使用净现金1.0746亿美元[62] 现金流状况 - 经营活动产生的净现金流同比增长139%，从2024年上半年的2139.4万美元增至2025年上半年的5104.9万美元[48] - 融资活动现金流入为3292.2万美元，而2024年同期为现金流出2356.7万美元[48] - 2025年上半年经营活动产生净现金5104.9万美元[62] - 2025年上半年自由现金流为负1026.6万美元[62] 现金、债务和流动性 - 公司报告净现金头寸为790万美元，未包含2025年7月收回的约2400万美元现金应收账款[4] - 截至2025年6月30日，公司拥有无限制现金余额6790万美元，营运资本为6280万美元[26] - 公司新获得1.9亿美元储备基础循环信贷额度，截至2025年6月30日有6000万美元未偿还借款[27] - 截至2025年6月30日，现金及现金 equivalents为67,871,000美元，较2024年底下降18%[46] - 现金及现金等价物期末余额为7433.3万美元，较2024年同期的7808.5万美元下降5%[48] - 截至2025年6月30日营运资本为6281.2万美元，较2024年底增加661.3万美元[62] 股东回报 - 2025年第三季度现金股息为每股0.0625美元，年度化股息为0.25美元[28] - 2025年上半年向股东支付股息1312.7万美元[62] 业务运营和钻探活动 - 加蓬2025/2026年钻探计划预计于2025年第三季度末开始，包括开发井、评估井和修井作业[5] - 埃及钻探活动在第二季度完成6口井，其中3口将于2025年第三季度进行水力压裂[7] - 科特迪瓦FPSO于2025年5月提前抵达迪拜船厂进行 refurbishment，预计2026年开始开发钻探[9] 管理层指引和展望 - 公司重申全年资本支出比2025年第一季度减少约10%，但不影响全年产量或销售指导[4] - 公司对冲2025年7月至9月10万桶原油，加权平均固定价格为每桶65.45美元[29] - 2025年全年产量指导为19,250-22,310 BOEPD（工作权益）[33] - 2025年全年生产费用指导为1.485-1.615亿美元[33] - 2025年资本支出指导为2.5-3亿美元（不包括收购）[33] - 第三季度2025年总产量（工作权益）预计为18,900至20,800 BOEPD，其中埃及最高达10,500至11,500 BOEPD[34] - 第三季度2025年总销量（工作权益）预计为16,000至17,900 BOEPD，加蓬地区为3,500至4,200 BOEPD[34] - 第三季度生产费用总额预计为2,650万至3,500万美元（工作权益和净权益）[34] - 每BOE生产费用（工作权益）预计为18.00至22.00美元，净权益为25.00至29.00美元[34] - 资本支出（不含收购）预计为7,000万至9,000万美元（工作权益和净权益）[34] - 每BOE折旧、折耗及摊销（净权益）预计为16.00至20.00美元[34]

核心观点 - VAALCO Energy在2025年第二季度实现净收入840万美元（每股摊薄收益0.08美元），调整后EBITDAX为4990万美元，超出预期[3][6] - 公司净收入利息（NRI）产量为16,956桶油当量/日（BOEPD），工作权益（WI）产量为21,654 BOEPD，均接近或超过指引上限[6] - 公司宣布第三季度现金股息为每股0.0625美元，将于2025年9月19日支付[6][32] 运营更新 加蓬 - 公司已为2025/2026年钻探计划确保钻机，预计2025年第三季度末开始，包括开发井、评估井和修井作业[4] - 2025年7月对加蓬平台进行计划性停产，进行安全检查和必要维护以提高资产完整性[5] 埃及 - 2024年12月开始的钻探活动持续至2025年第二季度，完成6口井，其中3口将在2025年第三季度进行水力压裂[7] - 基于2025年第一季度的详细分析，进行了一系列修井和优化作业，带来增量产量[7] 加拿大 - 2024年钻探并完成5口水平井，所有水平段长度超过2英里，表现符合预期[8] - 2025年决定推迟在加拿大的额外钻探以减少资本支出[8] 科特迪瓦 - Baobab FPSO船于2025年1月31日停止烃类生产，5月中旬抵达迪拜船厂进行翻新[9] - 已为2026年重大开发钻探确保钻机，预计FPSO重新投入使用后将显著增加CI-40区块Baobab油田产量[9] 赤道几内亚 - 公司在赤道几内亚海上P区块拥有60%工作权益，已完成Venus油田发现的前端工程设计研究，目标2025年底做出最终投资决定[10] 财务表现 第二季度2025 - 净收入840万美元（每股0.08美元），较2025年第一季度770万美元增长，但较2024年第二季度2820万美元下降70%[11] - 调整后EBITDAX为4990万美元，较2025年第一季度下降12%，较2024年第二季度下降31%，主要因实现价格下降[12] - 加蓬、埃及、加拿大和科特迪瓦的石油销售分别为6796万美元、5519万美元、375万美元和35万美元[13] - 净收入下降1340万美元（12%），主要因实现价格从每桶64.27美元降至54.87美元，抵消了NRI销售量增长3%[14] - 生产费用（不包括海上修井和股票补偿）为4030万美元，较2025年第一季度下降10%，较2024年第二季度下降23%[15][16] - 折旧、折耗及摊销费用为2830万美元，较2025年第一季度下降7%，较2024年第二季度下降15%[17] 资本与资产负债表 - 2025年第二季度净资本支出为4590万美元（现金基础）和4090万美元（应计基础），主要用于加蓬、埃及和科特迪瓦的项目成本[29] - 截至2025年6月30日，公司无限制现金余额为6790万美元，7月收到约2400万美元应收款项[30] - 2025年3月获得新的基于储量的循环信贷设施，初始承诺1.9亿美元，可增长至3亿美元，截至2025年6月30日有6000万美元未偿还借款[31] 对冲策略 - 公司继续对冲部分预期未来产量以锁定强劲现金流，支持资本和股东回报计划[33] - 截至2025年第二季度末，剩余对冲包括：2025年7月至9月10万桶原油互换，固定价格65.45美元/桶；以及多个季度原油领子合约，地板价60.83-63.02美元/桶，天花板价67.81-74.36美元/桶[33][34] - 2025年6月30日后新增对冲：2026年7月7.5万桶原油领子合约，地板价65美元/桶，天花板价71美元/桶；以及2025年10月至2026年3月25万GJ天然气互换，固定价格2.86加元/GJ[36] 2025年指引 - 全年WI产量指引为19,250-22,310 BOEPD，NRI产量指引为14,500-16,710 BOEPD[38] - 全年资本支出（不包括收购）指引为2.5-3亿美元[38] - 第三季度WI产量指引为18,900-20,800 BOEPD，NRI产量指引为14,400-15,600 BOEPD[39] - 第三季度资本支出（不包括收购）指引为7000-9000万美元[39]