财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度净收入3440万美元，摊薄后每股收益0.58美元，2021年全年净收入8180万美元，摊薄后每股收益1.57美元，而2020年全年净亏损4820万美元，摊薄后每股亏损0.83美元，主要因销量增加、油价上涨和递延税变化 [24][25] - 2021年第四季度调整后EBITDAX为2260万美元，2021年全年为8580万美元，是2020年的三倍多，主要因原油价格上涨和销量增加 [8][26] - 2021年第四季度调整后净收入为1250万美元，摊薄后每股收益0.21美元，2021年全年调整后净收入为3960万美元，摊薄后每股收益0.67美元 [27][28] - 2021年底不受限制的现金余额为4870万美元，未包含2021年12月提油所得2250万美元，2021年12月31日营运资金为400万美元，调整后营运资金为1370万美元 [38] - 2021年第四季度现金基础净资本支出为810万美元，权责发生制为2550万美元，2021年全年现金基础投资1660万美元，权责发生制为3650万美元，预计2022年全年净资本支出约9000 - 11000万美元，第一季度为3600 - 4400万美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年平均日产7119桶净油，较2020年增长超46%，2021年第四季度平均日产7554桶净油，高于指引中点 [4][8] - 2021年销售270万桶油，较2020年增长67%，2021年第四季度销售70.9万桶油 [8] - 2021年第四季度累计油价实现每桶77.51美元，较第三季度增长6%，较2020年第四季度增长84% [29] - 2021年第四季度生产费用（不包括修井）为1900万美元，较第三季度下降，较2020年同期增加，预计2022年第一季度为1750 - 1900万美元，全年为7300 - 8300万美元，每桶成本预计下降 [32][33] - 2021年第四季度修井费用为450万美元，2021年有两次修井作业成功完成，预计2022年有一次修井，成本200 - 400万美元 [32][34] - 2021年第四季度DDA为410万美元，每桶净油销售5.83美元，G&A费用（不包括基于股票的薪酬）为220万美元，现金G&A每桶降至3美元 [34][35] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略愿景是通过有机钻探机会、扩大利润率和增值收购实现增值增长，利用3D地震数据优化2021 - 2022年钻探活动，降低未来钻探风险并寻找新位置 [9] - 2021 - 2022年钻探计划预计成本6500 - 7500万美元，有望产生大量额外自由现金流，回报可观 [11] - 推进Etame的FSO解决方案项目，预计2022年第三季度部署，资本成本2500 - 300万美元，可节省运营成本，投资回收期约两年 [11][13][14] - 与BW Energy和Panoro Energy组成的财团获得加蓬两个海上区块的临时授予，正在与政府讨论生产分成合同 [16][17] - 评估赤道几内亚P区块的开发和勘探机会，推进Venus发现的独立开发概念 [17] - 聘请全职ESG经理，开始起草年度ESG报告 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年是公司历史上最好的年份之一，2022年可能更好，公司在执行战略目标方面表现出色，处于财务有利地位 [4] - 预计2022年生产将强劲增长，全年指导产量为9500 - 10500桶NRI油/天，较2021年增长约40%，销售与生产范围相同 [22][23] - 2021 - 2022年钻探计划和FSO转换将由手头现金和内部产生的现金流全额资助，有望在2022年及以后增加现金流 [42] 其他重要信息 - 2021年底SEC证实储量增加250%至1120万桶，2P CPR储量增加88%至1950万桶，PV - 10价值大幅提升 [7][14][16] - 董事会制定季度现金股息政策，首笔股息将于2022年3月18日支付，全年年化股息为每股0.13美分 [7][40] - 2022年第一季度生产指导为8000 - 8300桶NRI油/天，因运营问题产量受影响，但中点仍较2021年第四季度增长8%，销售预计低于生产 [19][21][22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年生产费用指导低于预期的原因 - 公司表示2022年第四季度FSO投入使用，相比FPSO可降低约50%的成本，整体生产费用降低17% - 20% [45][46] 问题2: 加蓬新区块是否开始地震勘探 - 公司称目前仍在与合作伙伴和政府就PSC条款进行商业讨论，希望在未来几周内完成谈判，部分区块有以往的地震覆盖，投标承诺每个区块打一口勘探井 [47] 问题3: 赤道几内亚项目处于什么阶段 - 公司表示已超越地质评估、井设计和开发验证阶段，预计在2022年第一季度末或第二季度初向MMH提交草案文件 [48] 问题4: 公司的或有资源潜力及转化为储量和现金流的方式，以及当前油价下资产卖家的定价情况 - 公司称赤道几内亚有2300 - 2400万桶或有资源，获得POD批准后可将大部分2C资源转化为1P原油，但非SEC目的；Etame的钻探计划主要是将2P转化为1P，部分后续井可能证明一些或有资源，大部分或有资源转化将在2023年第三阶段钻探计划中进行。对于资产定价，买卖双方会有合理的价格交汇点，公司会根据约75美元的油价进行经济评估 [51][52] 问题5: FSO完全投入使用后2023年的运营成本拆分，2023年生产和资本支出方向，以及赤道几内亚何时开始资本支出 - 公司建议参考补充资料幻灯片13，以了解2022年第四季度FSO全面运行时的净收益情况，成本约90%为固定成本，可据此推断2023年情况。2023年钻探计划可能在第三季度开始，可能有两到三口井的计划，需等待2021 - 2022年计划结果、地震分析评估和井设计及长周期设备交付。赤道几内亚目前有700万美元的或有资本支出，真正的支出将从2023年开始，为2024年的井采购长周期设备，预计费用为1000 - 1500万美元 [55][57][58] 问题6: 加蓬的生产是否会保持平稳 - 公司表示目标是通过持续的钻探计划实现产量平稳，抵消产量下降，利用现有油田机会达到产量平台 [59] 问题7: 赤道几内亚是否会在2024年第一口井钻探前进行开发 - 公司称目前计划是2024年开发井及额外的试验井，但有加速的可能性 [60] 问题8: 第二口井的结果和投产时间，以及第三口井的时间安排 - 公司预计未来三周完成第二口井的TT，四到五周内投产，第三口井将在第二口井投产后至少两个月开始钻探 [62][63] 问题9: FPSO是否能满足夏季和秋季新产量的需求 - 公司表示FSO主要用于存储，可提高存储容量，避免因存储容量不足而停产，消除瓶颈，提高经济回报 [64] 问题10: 本季度的退出产量是否约为8300桶/天 - 公司称第一季度净收入权益的生产指导为8000 - 8300桶/天，中点为8150桶/天，退出产量会略高 [67]

权益收购与区块权益变动 - 2021年2月25日公司完成对Sasol在加蓬近海Etame Marin区块27.8%工作权益的收购，工作权益从31.1%增至58.8%，最终现金结算支付2960万美元，另支付500万美元或有款项[28] - 公司在赤道几内亚P区块的工作权益从2012年的31%增至2020年的43%，若有商业生产需支付310万美元，待审批后将增至45.9%，截至2021和2020年底，未开发租赁成本账面价值为1000万美元[37] - BWE财团（公司占37.5%工作权益）获加蓬第12轮海上许可证招标两个区块的临时授予，待与加蓬政府签订生产分成合同[29] 原油价格与市场情况 - 2020年受疫情影响原油需求下降、价格大跌，2021年原油价格改善，2020年布伦特原油年均价格41.96美元/桶，2021年涨69%至70.86美元/桶[29] - 2021 - 2019年，公司用于储量估计的原油平均价格分别为69.10美元/桶、42.46美元/桶、63.60美元/桶[41] - 确定储量所需的月首日平均价格从2020年底的42.46美元涨至2021年底的69.10美元，涨幅63%[42] - 2021年平均原油销售价格为70.66美元/桶，2020年为40.29美元/桶，2019年为65.20美元/桶[46] - 若原油销售维持在最近年度销量271.1万桶，每桶原油价格下降5美元，预计每年收入和经营损益将减少1360万美元，净利润（亏损）将减少1220万美元[180] - 公司主要市场风险是原油和天然气生产销售价格波动，价格波动可能对财务状况等产生重大不利影响[180] 协议与合同相关 - 2021年8月31日公司和合资伙伴批准与World Carrier Offshore Services Corp.的FSO协议，2021年预付200万美元（公司净付120万美元），2022年预付500万美元（公司净付320万美元），600万美元将从未来租金中收回，接受和实施FSO的总现场资本转换估计为4000 - 5000万美元（公司净付2600 - 3200万美元）[29] - 公司与埃克森美孚的原油销售合同多次延期，目前延长至2022年7月底[49] - 加蓬Etame PSC合同规定需向加蓬政府支付特许权使用费（按公布价格的13%计算）和“利润油”分成，政府自2018年2月1日起选择实物收取利润油[49] 股息政策 - 2022年第一季度起公司董事会采用季度现金股息政策，预计每股0.0325美元，2022年1月28日宣布支付该季度股息[29] 钻井活动与产量 - 2019/2020钻井活动中，Etame 9H井初始产量5500桶/日（公司净产量1500桶/日），Etame 11H井初始产量约5200桶/日（公司净产量1400桶/日），SE Etame 4H井2020年3月底投产[31] - 2021/2022钻井活动预计成本为1.17 - 1.43亿美元（公司净成本7400 - 9100万美元），Etame 8 - H井初始产量5000桶/日（公司净产量2560桶/日）[31] - 2019 - 2021年Etame Marin区块总产量分别约为470万桶（公司净产量130万桶）、660万桶（公司净产量180万桶）、540万桶（公司净产量260万桶）[32] - 2021 - 2019年，公司完成的勘探和开发井总数分别为1口、3口、3口（毛井）和0.6口、0.9口、0.9口（净井），2021年12月开始钻探的ETAME 8 - H开发井于2022年2月完成[40] - 2021年净原油销售量为271.1万桶，2020年为162.7万桶，2019年为125.1万桶[46] 停产与储量情况 - 因高含硫化氢，4口井目前停产，截至2021年12月31日，这些井无已探明储量[33] - 截至2021、2020和2019年底，公司估计的净探明原油储量分别为1.1218亿桶、321.6万桶和496.6万桶[41] - 2021年公司净探明储量较2020年增加，因收购萨索尔权益增加260万桶，积极修订先前估计增加800万桶，其中300万桶因价格因素，500万桶因表现和PUDs[42] - 截至2021年12月31日，公司有4个PUD井位预计在2022年完成，2020和2019年底分别因SEC定价和合资方未批准无PUDs[42][43] 弃置成本 - 2021年最新弃置研究估计Etame Marin区块未折现总弃置成本约8130万美元（公司净成本4780万美元），截至2021年12月31日已投入3710万美元（公司净投入2180万美元），2022年公司净弃置成本预计为580万美元[36] 产量调整 - 2020年7月至2021年4月，公司应加蓬矿产部长要求临时减少埃塔梅海上区块产量，2021年7月OPEC+决定增产并逐步取消减产[38] 储量估计相关 - 公司有关储量记录的内部控制政策和实践旨在客观准确估计储量和现值，符合SEC规定和美国公认会计原则，审计委员会定期与管理层讨论储量相关事项[44] - 公司聘请NSAI作为独立石油和地质公司进行储量估计，NSAI报告中的估计由John R. Cliver和Zachary R. Long负责[44] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有117名全职员工，其中80人位于加蓬[51] - 公司管理团队中约5%为女性员工，加蓬劳动力中93.8%为加蓬人[52] 业务终止 - 2016年10月31日起公司退出安哥拉业务，安哥拉业务在财务报表中被归类为已终止经营[47] 行业竞争与风险应对 - 原油和天然气行业竞争激烈，公司面临来自其他独立运营商、大型公司及可再生燃料开发公司的竞争[59] - 公司为应对运营风险购买了保险，但可能无法覆盖全部损失[60] - 公司为应对新冠疫情实施了员工隔离检测、远程办公和额外安全措施[58] 政治法律监管因素 - 公司运营受政治、法律和监管因素影响，加蓬有2014年和2019年两部油气法律，现有合同在到期前有效，但续约需符合新法律规定[61][64] - 加蓬国家在独立承包商与其签订的产量分成合同（PSCs）中的参与权益不能超过10%，加蓬石油公司可按市值收购PSCs中最高15%的股份，加蓬国家还可按市值收购申请或已持有独家开发和生产授权的运营商最多10%的股权[66] - 赤道几内亚国家在PSCs中可直接或通过国家公司持有至少20%的权益，该权益通常由承包商承担成本，直至资产开发和生产获批[69] 外汇汇率影响 - 截至2021年12月31日，公司以中非法郎（XAF）计价的净货币资产为2520万美元（146.1091亿中非法郎），中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少230万美元，2021年以中非法郎计价的支出约为2490万美元[179] - 公司运营和财务状况受外汇汇率影响，原油销售以美元计价，加蓬部分成本、增值税应收款及部分负债以中非法郎计价[177] 衍生品工具 - 截至2021年12月31日，公司有未到期的衍生品工具，涵盖截至2022年6月的71.2万桶产量[180] - 2021年和2020年公司有衍生品工具，旨在对冲原油价格下跌风险，但未被指定为会计意义上的套期保值工具[180] 环境法规与应急措施 - 公司运营受加蓬和赤道几内亚等国环境法规约束，遵守成本可能很高，气候变化相关法规可能增加公司成本[70] - 公司是石油泄漏应急有限公司（OSRL）成员，在当地有一级溢油应急包[71]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度调整后EBITDAX为2330万美元，上一季度为2190万美元，2020年同期为700万美元，2021年前九个月累计调整后EBITDAX达6320万美元，接近2019年和2020年全年总和 [12][37][38] - 2021年第三季度净收入为3170万美元，摊薄后每股0.53美元，调整后净收入为1000万美元，摊薄后每股0.17美元；2021年第二季度调整后净收入为840万美元，摊薄后每股0.14美元；2020年第三季度调整后净收入为230万美元，摊薄后每股0.04美元 [39][40] - 2021年第三季度每日产量为7694桶净油，低于2021年第二季度的8018桶净油，但较2020年第三季度增长75%；2021年第三季度销售体积较上一季度增长15%，较2020年同期增长80% [40][41] - 2021年第三季度原油价格实现为每桶73.02美元，较2021年第二季度增长5%，较2020年第三季度增长67% [41] - 2021年第三季度生产费用（不包括修井）为2140万美元，高于2021年第二季度，是2020年第三季度的两倍多；每单位生产费用（不包括修井）为每桶28.85美元，高于2021年第二季度的25.02美元和2020年第三季度的20.21美元 [44][45] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销（DDA）为700万美元，每桶净油销售9.41美元，高于2021年第二季度和2020年第三季度 [48] - 2021年第三季度一般和行政费用（不包括基于股票的薪酬费用）为290万美元，低于2021年第二季度的420万美元和2020年第三季度的240万美元；每单位G&A费率（不包括基于股票的薪酬）为每桶油销售3.93美元，低于2021年第二季度和2020年第三季度 [50] - 截至2021年9月30日，无限制现金余额为5280万美元，较上一季度增加近3000万美元；营运资金为80万美元，调整后营运资金为1350万美元 [56] - 2021年第三季度净资本支出（不包括收购）现金基础为420万美元，应计基础为670万美元；2021年前九个月现金基础投资850万美元，应计基础投资1100万美元 [57] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油生产业务2021年第三季度平均日产7694桶净油，接近指导上限，销售和实现价格提升推动收入增长 [12] - 修井业务在2021年第三季度记录380万美元费用，全年指导在900 - 1000万美元 [47] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过有机钻井机会和收购实现增值增长，利用3D地震数据优化即将到来的钻井活动，降低未来钻井风险并寻找新位置 [14] - 2021 - 2022年钻井活动预计于12月初开始，完成后预计增加毛燃料产量7000 - 8000桶/日，公司净增3500 - 4100桶/日 [15] - 持续寻求降低成本和提高利润率的方法，如采用新的FSO解决方案，预计降低存储和卸载成本近50%，提高有效存储容量超50%，延长油田经济寿命 [18][19] - 与BW Energy和Panoro Energy组成财团，获得加蓬两个海上区块的临时授予，计划在第一勘探期进行3D地震和数据再处理，并在每个区块钻一口勘探井 [22][25] - 评估赤道几内亚P区块的开发和勘探机会，已完成金星发现的独立开发可行性研究，正推进油田开发计划 [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司执行战略愿景的能力感到满意，2021年是丰收年，公司在财务上处于有利地位 [7][11] - 持续看好油价环境，随着产量显著增加，将继续进行机会性套期保值，锁定自由现金流和调整后EBITDAX，以确保2022年活动资金充足 [13] - 未来公司将专注于增长和为股东提供可持续回报，通过有机钻井和未来增值收购机会扩大规模，同时评估将部分自由现金流返还给股东的方式 [59][63] 其他重要信息 - 公司今日在网站发布2021年第三季度补充信息资料，包含额外财务分析、比较和指导 [4] - 公司宣布实施可持续季度现金股息政策，反映公司业务实力和董事会对未来的信心 [64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 加蓬新区块G12 - 13和H12 - 13的地震数据再处理是否开始，公司是否是评估再处理地震数据的主要牵头方，公司是否曾与BW在油井项目上合作过 - 地震数据再处理尚未开始，预计2022年主要进行再处理工作，2022年末至2023年初才会考虑进一步地震采集；公司将与合作伙伴共同评估再处理地震数据，会积极参与解释工作；公司未与BW在勘探与生产（E&P）方面直接合作过，但在服务方面有过合作 [68][69][70][71] 问题2: 即将到来的钻井计划资本支出范围扩大，实际会落在该范围的哪个位置由什么决定，股息是否会考虑按自由现金流的百分比来设定 - 钻井计划资本支出范围扩大，上限提高是因为要平衡利用钻机的机会，可能增加一口井，同时存在一定成本压力和加蓬人员隔离增加的成本；目前更关注可持续的长期股息，若商品价格保持高位且钻井计划和产量有清晰预期，可能会考虑按自由现金流百分比设定股息 [75][76][79] 问题3: 2H井修井后产量跃升至1400桶/日是否为当前稳态产量，修井使产量大幅提升的原因是什么；第一口钻井预计何时投产；决定钻超过四口井的关键因素有哪些 - 2H井产量预计到年底会逐渐降至1100桶/日，修井提高产量是因为改善了油藏通道，解决了可能的表皮问题，且油藏有压力积累；第一口井预计在1月底至2月初完成并投产；若商品价格保持高位且公司有足够现金流，且有准备好钻探的井位和良好的投资回报，就会考虑钻超过四口井 [81][82][84] 问题4: 赤道几内亚项目预计何时开始，该地区钻井成本预期如何；加蓬新授予的区块此前未被授予的原因是什么；新FSO的会计处理方式，费用减少是否直接体现为底线成本节约；股息率是如何确定的；根据当前油价和报告内容估算公司收入约9000 - 1亿美元，每股收益超1.5美元，是否正确 - 赤道几内亚项目希望在年底前完成概念验证或油田开发计划，钻井成本与加蓬类似，约每口井3000万美元；新授予的区块此前是因现有区块开发和许可证续期而被放弃的区域，此前招标未达预期价格而取消，此次公司以财团形式参与获得；新FSO可能作为融资租赁处理，会计团队正在研究，与FPSO比较时一直基于现金基础；股息率是董事会经过讨论，综合考虑公司从2021 - 2023年的平衡投资组合和现金分配确定的；关于收入估算，建议参考公司提供的指导，可线下进一步讨论 [88][91][92][93][96][97][99] 问题5: 启动稳健股息是否意味着取代股票回购计划 - 启动股息不排除未来进行股票回购计划，公司致力于用现有现金流发展公司并以各种形式为投资者带来回报 [102] 问题6: 结合2021 - 2022年钻井计划时间、近期修井影响和自然减产，对明年产量的看法；2022年活动计划中除FSO和2021 - 2022年钻井计划外，是否有其他资本支出项目 - 目前不提供2022年产量指导，因为钻井计划依赖成功情况，成功情况下预计增加产量7000 - 8000桶/日；除FSO和钻井计划外，目前未看到其他重大资本支出，FSO项目有信心执行，钻井计划有一定灵活性可根据经济情况增加范围，加蓬新区块主要资本支出是500万美元的签字奖金 [104][105][106]

公司概况与业务范围 - 公司是位于美国得克萨斯州休斯顿的独立能源公司，在加蓬开展生产和勘探活动，在赤道几内亚有开发和勘探机会，已停止安哥拉业务[70] 项目合作与权益 - 公司与BW Energy、Panoro Energy组成的财团获加蓬第12轮海上许可招标两个区块的临时授予，公司拥有37.5%工作权益，两区块面积分别为2989平方公里和1929平方公里[71] - 2021年2月25日，公司完成收购萨索尔在加蓬近海埃塔梅马林区块27.8%的工作权益，工作权益从31.1%增至58.8%，确认770万美元的廉价购买收益[74] - 2021年2月公司在Etame Marin区块的工作权益从31.1%增至58.8%[80] 协议与成本 - 公司与世界航运离岸服务公司签订FSO协议，2021年需预付200万美元（净130万美元），2022年需预付500万美元（净320万美元），其中600万美元将从未来租金中收回，目前总现场资本转换估计为4000 - 5000万美元（公司净2600 - 3200万美元），预计2021年净支出约50万美元，其余在2022年[73] - 2021年需对FSO协议预付款200万美元（净130万美元），2022年为500万美元（净320万美元）[80] 生产与市场环境 - 2020年受疫情影响原油需求下降、价格下跌，公司按加蓬部长要求于2020年7月至2021年4月临时减产，目前生产不受OPEC + 减产影响，2021年7月OPEC + 同意从8月起增产[73] - 2020年公司采取多项防疫措施，导致成本增加，2021年经营环境有所改善，但疫情形势仍不稳定[73] 勘探与钻井活动 - 2020年12月公司完成约1000平方公里新双方位3D地震数据收购，优化了2021/2022年钻井活动的钻井位置[73] - 公司预计2021年12月开始2021/2022年钻井计划，并与Borr Jack - Up XIV Inc.签订合同[73] - 两个临时授予的区块PSCs有两个勘探期共八年，可延长两年，首个勘探期内联合所有者计划重新处理现有地震数据、开展3D地震活动并在两区块各钻一口勘探井，若进入第二个勘探期，将在每个区块至少再钻一口勘探井[72] - 2021/2022钻井计划预计成本总额在1.17 - 1.43亿美元之间，公司63.6%参与权益对应的净成本为7400 - 9100万美元，2021年预计产生约2600 - 3100万美元的总成本，对应公司净成本约1600 - 2000万美元[74] - 2020 - 2021年钻井计划中四口井成本预计在1.17 - 1.43亿美元之间，公司净成本在7400 - 9100万美元之间[80] 产量情况 - 2021年10月，埃布里2 - H井修井后产量从修井前的约500桶/日（净255桶/日）增至约1400桶/日（净715桶/日），埃塔梅12 - H井修井后恢复至约1800桶/日（净920桶/日）[74] - 截至2021年9月30日的三个月和九个月，埃塔梅马林区块产量分别为138.4万桶（净70.8万桶）和406.3万桶（净190.4万桶），2020年同期分别为150万桶（净40.5万桶）和498.7万桶（净134.7万桶）[75] 现金流与财务状况 - 截至2021年9月30日的九个月，公司经营活动提供的净现金为4672.1万美元，2020年同期为1906.1万美元，增加2766万美元；投资活动使用的净现金为3096.4万美元，2020年同期为2231.7万美元，增加864.7万美元；融资活动使用的净现金为12.1万美元，2020年同期为99万美元，减少86.9万美元[76] - 截至2021年9月30日的九个月，公司应计基础资本支出为1100万美元，主要与设备和改进以及下一个钻井计划相关[77] - 截至2021年9月30日，公司拥有无限制现金5280万美元，其中包括230万美元非运营合资企业所有者预付款[78] 销售与价格锁定 - 公司目前根据2020年2月开始的定期合同出售加蓬原油产量，经合同延期后将于2022年1月31日结束，合同定价基于提油当月布伦特原油平均价格，并根据地点和市场因素进行调整[78] - 2021年公司多次签订商品互换合约，分别以不同加权平均价格锁定不同时间段和数量的布伦特原油价格[79] 资金需求与股息计划 - 基于当前预期，公司认为现有现金余额和经营现金流足以支持到2022年12月的现金需求，包括2021/2022钻井计划和寻找浮式生产储油卸油装置（FPSO）租赁替代方案的相关需求[79] - 2022年第一季度起公司拟每季度支付每股0.0325美元现金股息，全年年化每股0.13美元[80] 季度财务数据 - 2021年第三季度净收入为3170万美元，2020年同期为760万美元[81] - 2021年第三季度原油和天然气收入增加3760万美元，增幅约206.2%[81] - 2021年第三季度生产费用增加1620万美元，增幅约180.6%[81] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销成本增加480万美元，增幅约215.1%[82] - 2021年第三季度一般和行政费用增加80万美元，增幅约35.0%[82] - 2021年第三季度所得税费用（收益）为收益1720万美元，2020年同期为收益280万美元[82] 前三季度财务数据 - 2021年前三季度净收入4750万美元，2020年同期净亏损4460万美元[83] - 2021年前三季度原油和天然气收入增加8810万美元，约161.3% [83] - 2021年前三季度生产费用增加2690万美元，约87.2% [83] - 2021年前三季度勘探费用为130万美元，因处理2020年底采集的地震数据[84] - 2021年前三季度折旧、损耗和摊销成本增加880万美元，约108.6% [84] - 2021年前三季度一般和行政费用增加630万美元，约105.4% [84] - 2021年前三季度所得税费用为收益1130万美元，2020年为2850万美元[84] 风险因素 - 截至2021年9月30日，公司有730万美元以中非法郎计价的净货币资产，中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少70万美元[86] - 若原油价格每桶下降5美元，按最近季度销量74.1万桶计算，预计每季度收入和营业收入减少370万美元，年化减少1480万美元，净利润每季度减少330万美元，年化减少1330万美元[88] - 截至2021年9月30日，公司有未平仓的原油掉期合约，衍生品工具仅覆盖部分产量至2022年6月[88]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度调整后EBITDAX为2190万美元，高于上一季度的1800万美元，是2020年同期1010万美元的两倍多，主要因销量增加和实现价格提高 [9][36] - 2021年第二季度调整后净收入为840万美元，摊薄后每股0.14美元，上一季度为870万美元，摊薄后每股0.15美元，2020年同期为530万美元，摊薄后每股0.09美元 [37][38] - 2021年第二季度净收入为590万美元，摊薄后每股0.10美元，其中包括衍生品工具损失1000万美元，未实现损失570万美元 [38] - 2021年第二季度生产费用（不包括修井）为1610万美元，与第一季度持平，比2020年同期高390万美元，主要因销量增加和Sasol收购带来的权益增加 [44] - 2021年第二季度每桶生产费用（不包括修井）为25.02美元，较第一季度的26.02美元下降4%，较2020年第二季度的19.31美元上升30% [45][46] - 2021年第二季度折旧、损耗和摊销（DD&A）为580万美元，每桶净油销售9.5美元，高于第一季度的410万美元和每桶6.70美元，以及2020年第二季度的280万美元和每桶4.44美元 [50] - 2021年第二季度一般和行政费用（不包括基于股票的薪酬费用）为420万美元，高于第一季度的300万美元和2020年第二季度的230万美元 [51] - 2021年第二季度基于股票的薪酬费用为40万美元，低于第一季度的120万美元和2020年第二季度的70万美元 [53] - 截至2021年6月30日，未受限现金余额为2290万美元，包括净合资企业所有者预付款200万美元；营运资金为负900万美元，调整后营运资金为430万美元 [55] - 2021年第二季度净资本支出（不包括收购）现金基础为310万美元，应计基础为180万美元 [56] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第二季度平均日产净油8018桶，较第一季度增长55%，较2020年第二季度增长48%，主要因Sasol收购带来的产量增加 [8][39] - 2021年第二季度销量较第一季度增长4%，较2020年同期增长2%，主要因Sasol权益增加 [40] - 2021年第二季度原油价格实现为每桶69.61美元，较第一季度增长14%，较2020年第二季度增长146% [40] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略愿景是通过有机钻井机会和收购实现未来增长，目前正为2021 - 2022年钻井活动做准备，加速3D地震处理以优化钻井位置 [11] - 公司计划成为低成本运营商，不断寻求降低成本和提高利润率的方法，如与其他方洽谈FPSO合同以降低成本 [18] - 公司在赤道几内亚的P区块有大量工作权益，正在评估多个开发和勘探机会，已完成Venus发现的独立开发可行性研究，正推进油田开发概念 [29][30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对油价环境的持续强劲感到满意，认为当前油价和产量增加有助于锁定自由现金流和调整后EBITDAX，为即将到来的资本计划提供资金 [10] - 2021年下半年虽有计划内和计划外的停产，但预计产量仍能维持在一定水平，2022年钻井活动完成后产量将显著提升 [24][25] - 公司有强大的资产基础和现金流，未来有望通过有机增长和收购实现扩张，同时考虑向股东返还部分自由现金流 [59][63] 其他重要信息 - 公司发布了2021年第二季度补充投资者资料，包含额外财务分析、比较和指引 [3] - 公司完成了第二份ESG报告，报告核心价值观与SASB建议紧密一致，为公司可持续发展提供基础 [57] - 公司不再在网站上发布每月提油信息，改为提供年度和季度销售指引，并在实际销量与指引有重大变化时通知市场 [27][28] 问答环节所有提问和回答 问题1: Block P的相关信息 - 提问者询问Block P是否为Devon发现、合作伙伴、目标区域预期深度、岩性以及潜在井开工时间等问题 [66][67][68][70] - 公司表示Block P是Devon发现，合作伙伴为GEPetrol和Atlas，目标区域垂直深度约3000米，目前认为是砂岩油藏但需进一步确认，预计年底能有更明确的时间表和技术方案 [66][67][69][72] 问题2: 赤道几内亚生产分成合同情况 - 提问者询问生产分成合同更新情况以及合同签订后是否开始25年期限 [75][76] - 公司称大部分合同修订已完成，还有一小部分正在进行行政流程，目前处于勘探阶段，需完成勘探井义务后才能延长PSE期限 [75][76][77] 问题3: 加速地震处理的作用 - 提问者询问加速地震处理的具体做法和作用 [78] - 公司表示加速地震处理是为了提前完成地震解释，以更好地确定地下井目标，为钻井计划降低风险、减少不确定性 [78] 问题4: 修井和钻井相关问题 - 提问者询问第三季度额外修井是否为原计划的一部分、是否会增加第五口井以及FPSO更换后的运营成本降低情况 [81] - 公司称额外修井是为应对ESP故障，确保井的冗余性；会持续评估增加第五口井的机会，预计在第四季度初或中旬进行评估；更换FPSO时会优先考虑交付时间表，同时有望实现成本节约 [82][84][86] 问题5: 从浅海到达目标区域的可行性及3D项目加速成本影响 - 提问者询问从浅海到达目标区域的可行性以及3D项目加速在第二季度的成本影响 [88][90] - 公司表示可行性研究已完成，从浅海到达目标区域在井角度等方面是可行的；3D项目加速费用约60万美元，预计第三季度与第二季度相似 [88][89][90] 问题6: FPSO合同情况及未来修井费用指导 - 提问者询问FPSO合同最新情况以及未来修井费用指导 [91][92] - 公司表示正在与多家供应商洽谈，预计两周内公布合同情况；一般每年进行1 - 2次修井，费用指导通常在500 - 1000万美元，预计2022年约500万美元，但会在预算过程中进一步评估 [91][92]

公司业务布局 - 公司是位于美国得克萨斯州休斯顿的独立能源公司，在加蓬有生产和勘探业务，在赤道几内亚有开发和勘探机会，已停止安哥拉业务[62] - 赤道几内亚Block P许可证未开发租赁成本账面价值为1000万美元，公司已完成Venus发现的独立生产开发机会可行性研究，正推进油田开发概念[67] 市场价格影响 - 2020年受疫情影响原油和天然气价格暴跌，2021年第二季度价格有所改善，但变异毒株可能影响未来价格[62] - 若原油价格每桶下降5美元，按最近季度销量64.2万桶计算，预计每季度收入和营业收入减少320万美元，年化减少1280万美元；净利润每季度减少290万美元，年化减少1150万美元[81] 产量相关情况 - 2020年7月至2021年4月，公司应加蓬部长要求临时减少埃塔梅海上区块产量，目前产量不受欧佩克+减产影响[63] - 加蓬Etame Marin区块2021年上半年产量为2679000桶（净产量1196000桶），2020年同期为3487000桶（净产量942000桶）；2021年第二季度产量为1426000桶（净产量730000桶），2020年同期为1822000桶（净产量492000桶）[66] 原油商品掉期协议 - 公司有原油商品掉期协议，2021年7月至2022年1月共35.1254万桶，加权平均价53.10美元/桶；2021年7月至10月共37.7869万桶，加权平均价66.13美元/桶；2021年11月至2022年2月新增31.4420万桶，加权平均价67.70美元/桶[64] 勘探与开发计划 - 2020年12月公司完成埃塔梅海上区块约1000平方公里新双方位专有3D地震数据采集，预计2022年第一季度完成处理和分析[64] - 公司计划2021年末或2022年初在埃塔梅开展下一次钻探活动，包括两口开发井和两口评估井，总费用1.15 - 1.25亿美元，公司净成本7300 - 7900万美元[64] - 2021年6月公司与Borr Drilling Limited附属公司签订合同，至少钻三口井，钻机最早2021年12月到位[64] - 2021年上半年应计基础资本支出为430万美元，预计2021年末至2022年开展钻探计划，总成本约1.15 - 1.25亿美元，公司权益成本约7300 - 7900万美元[70] FPSO租约情况 - 公司目前的FPSO租约2022年9月到期，正在评估新存储船方案[64] 公司权益收购 - 2021年2月25日公司完成收购萨索尔加蓬公司在埃塔梅海上区块27.8%的工作权益，工作权益从31.1%增至58.8%，产量和储量近乎翻倍[64][65] - 萨索尔收购使公司2021年上半年总收入增加940万美元，净收入增加120万美元，因条件满足于2021年4月29日支付500万美元或有款项[65] - 公司在2021年2月完成Sasol收购后，Etame工作权益从31.1%增至58.8%[72] 现金流情况 - 2021年上半年运营活动提供的净现金为1316万美元，2020年同期为2023.9万美元，减少707.9万美元；投资活动使用的净现金为2680.6万美元，2020年同期为2009.7万美元，增加670.9万美元；融资活动使用的净现金为11.5万美元，2020年同期为99万美元，减少87.5万美元[69] 公司资金状况 - 截至2021年6月30日，公司无限制现金为2290万美元，其中200万美元为非运营合资企业所有者预付款[71] 公司收入情况 - 2021年第二季度净收入为590万美元，2020年同期为60万美元；原油和天然气收入增加2900万美元，增幅约161.6%[72] - 2021年上半年净收入为1580万美元，2020年同期净亏损为5220万美元[76] - 2021年上半年原油和天然气收入增加5040万美元，增幅约138.7%，归因于销售价格上涨和销量增加[76] 原油销售情况 - 2021年第二季度净原油销售价格为每桶69.61美元，2020年同期为每桶28.31美元，增加41.3美元；净原油销售量为64.2万桶，2020年同期为63.1万桶，增加1.1万桶[73] - 2021年上半年净原油销售体积为126.1万桶，2020年同期为92.5万桶；平均原油销售价格为65.54美元/桶，2020年同期为38.24美元/桶[77] 运营成本与收入 - 2021年第二季度总运营成本和费用为2802.3万美元，2020年同期为1812.5万美元，增加989.8万美元；运营收入为1887.4万美元，2020年同期亏损96.6万美元[74] 公司储量情况 - 截至2020年12月31日，公司估计净探明储量为320万桶，均与加蓬近海Etame Marin区块有关[72] 成本费用变动 - 2021年上半年生产费用增加1070万美元，增幅约48.8%，主要因原油库存、人员、运输和FPSO租赁成本增加[78] - 2021年上半年折旧、损耗和摊销成本增加410万美元，增幅约68.7%，与Sasol收购有关[78] - 2021年上半年一般及行政费用增加550万美元，增幅约146.0%，主要与SARs费用和关键人员变动的遣散费有关[78] 衍生工具与所得税 - 2021年上半年衍生工具净亏损1590万美元，2020年同期净收益660万美元，与布伦特原油价格变动有关[78] - 2021年上半年所得税费用为590万美元，2020年同期为3120万美元[78] 货币资产影响 - 截至2021年6月30日，公司有860万美元以中非法郎计价的净货币资产，中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少80万美元[81]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度净收入990万美元，摊薄后每股0.17美元，而2020年第四季度净亏损360万美元，2020年第一季度净亏损5280万美元 [19] - 2021年第一季度调整后EBITDA为8000万美元，是2020年第四季度调整后EBITDAX的五倍多 [21] - 2021年第一季度调整后EBITDAX为1800万美元，高于2020年第四季度的350万美元和2020年同期的600万美元 [41] - 2021年第一季度原油价格实现每桶61.31美元，较2020年第四季度增长46%，较2020年第一季度增长3% [44] - 2021年第一季度销售体积较2020年第四季度增长113%，较2020年同期增长111% [43] - 2021年第一季度生产费用（不包括修井）为1600万美元，高于2020年第四季度的660万美元和2020年第一季度的690万美元 [47] - 2021年第一季度每单位生产费用（不包括修井）为每桶26.06美元，高于2020年第四季度的22.26美元和2020年第一季度的23.39美元 [48] - 2021年第一季度DD&A为410万美元，每净桶油销售6.70美元，高于2020年第四季度的130万美元和每桶4.37美元，低于2020年第一季度的310万美元和每桶10.55美元 [49] - 2021年第一季度一般和行政费用（不包括基于股票的薪酬费用）为300万美元，高于2020年第四季度的250万美元，低于2020年第一季度的340万美元 [50] - 2021年第一季度每单位G&A率（不包括基于股票的薪酬费用）为每桶油销售4.83美元，低于2020年第四季度和第一季度 [51] - 截至2021年3月31日，无限制现金余额为1930万美元，包括170万美元的净联合所有者预付款；2021年3月31日营运资金为负1580万美元，调整后营运资金为负270万美元 [55] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第一季度平均日产5180桶净油，较2020年第四季度增长11% [14] - 2021年第二季度生产预计平均日产7600 - 8200桶净油，较第一季度平均产量增长52% [15][16] - 2021年下半年预计平均日产7200 - 8000桶净油，略高于之前的指导 [18] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过有机钻井机会和收购实现增值增长 [24] - 计划在2021年第四季度至2022年钻探多达四口井，包括两口开发井和两口评估井，成功后预计增加日产7000 - 8000桶毛油或3500 - 4100桶净油 [26][27] - 与Omni Offshore Terminals达成非约束性意向书，在现有FPSO合同2022年9月到期后提供并运营FSO单元，可降低15% - 25%的总运营成本 [30][31] - 评估赤道几内亚P区块的开发和勘探机会，有望经济开发此前运营商的未开发发现 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对油价环境的持续强劲感到满意，随着产量大幅增加，锁定了部分自由现金流 [22] - 认为当前是执行另一次成功钻探活动的合适时机，有望在未来几年增加储量和产量 [25] - 公司具有可持续性，专注于增长和投资者回报，董事会授权管理团队创造成功的运营环境 [57] - 公司在Etame的强大资产基础在当前价格环境下产生了可观的自由现金流，为未来增长奠定了基础 [58] 其他重要信息 - 2020年生产同比增长40%，全年产生正自由现金流，得益于钻探活动成功和套期保值 [10][11] - 2021年2月完成收购Sasol在Etame 27.8%的工作权益，预计立即受益，提高利润率和产量 [12] - 过去一周增加了672,533桶原油的掉期合约，加权平均价格为每桶66.51美元，2021年10月前公司70%的产量已套期保值，加权平均价格为每桶62.27美元 [22][23] - 预计2021年在实现油价65美元的情况下，公司将产生约6500万美元的自由现金流（不包括资本支出前） [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 从FPSO切换到FSO的新FSO处理未来更高产量的能力及容量 - 新FSO是苏伊士型容量，可存储超过100万桶，能处理更大原油包裹尺寸，避免满罐风险，且船龄至少年轻20年，有技术优势和成本节约潜力 [65][66] 问题2: 生产约70%已套期保值，是否考虑提前开始新钻探计划 - 执行钻探计划需考虑财务、目标位置和资产可用性，目前资产可用性是限制提前开始的因素，主要是合适的钻井平台 [67][69][70] 问题3: FSO意向书何时确定为有约束力协议及为何是无约束力 - 签署无约束力意向书是为确保获得符合要求的资产，目前市场上符合条件的资产有限，且成本结构正在确定，未发现成本无法实现的迹象 [73][74][75] 问题4: 收购最终付款2960万美元，但现金流仅显示1800万美元的原因 - 收购时获得了1180万美元的受限现金，2960万美元减去1180万美元得到现金流中的1790万美元 [76][77] 问题5: 新FSO相对于当前FPSO的日生产能力及存储容量变化 - 当前FPSO处理能力约为每日25,000桶液体，处理将转移到平台，处理能力不变；存储容量增加约400,000桶 [79][80] 问题6: 提高下半年生产指导的原因 - 原因是将修井工作从第四季度提前到第三季度 [81] 问题7: 钻探计划的生产影响 - 钻探计划成功后，预计毛产量每日增加7000 - 8000桶，VAALCO的净权益增加3800 - 4100桶，在下半年指导产量基础上约增加50% [82][83] 问题8: 现有FPSO合同能否提前终止及是否有终止费用 - 提前终止现有FPSO合同有终止费用，但由于新FSO需在干船坞进行数月翻新和认证，以及平台和管线的改造工作，没有加速利用新FSO的时间窗口 [86][87][88] 问题9: FSO过渡时是否有停机时间 - 会有停机时间，可能长达一到两周，公司会与年度维护计划协调，避免额外冬季停机 [89] 问题10: 目前的钻机日费率 - 公司正在进行相关讨论，不便透露具体费率，但目前指示性费率与2019 - 2020年活动时的市场水平相当 [90] 问题11: 预计今年6500万美元自由现金流与未来12个月9800 - 1.1亿美元资金需求的差异原因 - 6500万美元是基于现有生产的自由现金流，未来资金需求考虑了即将到来的钻探活动带来的产量增加，预计到2022年4 - 5月钻探活动结束时，自由现金流可提升至约8500万美元 [92][93][94] 问题12: 网站上4月未发布装货信息的原因 - 装货情况受装货量和产量影响，有时买家要求的包裹尺寸大于月度产量，会导致装货时间不按每月周期进行，5月会发布装货信息 [97][98] 问题13: 引入FSO后是否会将运营成本转移到现有生产设施及是否有工程风险 - 没有重大生产成本转移，将增强现有平台的生产能力，但运营成本增加不显著；工程方面，将对海底井进行重新定向，主要是平台上的一些基础设施工作，在公司能力范围内，且有潜在运营节约和环境优势 [100][101][102]

风险管理与价格应对 - 公司为应对油价下跌签订709,262桶原油商品掉期协议，加权平均价格为每桶53.10美元，有效期从2021年2月至2022年1月[59] - 若2020年7月1日至2022年6月30日期间连续90天布伦特原油平均价格超过60美元/桶，公司需向Sasol支付500万美元，2021年4月29日已支付[60] - 若原油销售保持在最近季度的619千桶销量，每桶价格下降5美元，预计每季度收入和营业收入将减少310万美元，净收入将减少280万美元[74] - 截至2021年3月31日，公司有未到期的原油掉期合约，衍生品工具仅覆盖到2022年1月的部分产量[74] 区块数据与勘探计划 - 2020年12月公司完成收购Etame Marin区块约1000平方公里新的双方位专有3D地震数据，预计2021年第四季度完成处理和分析[59] - 公司计划在2021年末或2022年初在Etame开展下一次钻探活动，包括两口开发井和两口评估井，总费用预计为1.15 - 1.25亿美元，公司净成本为7300 - 7900万美元[59] 设备租赁与投资 - 公司目前的FPSO租约将于2022年9月到期，2021年4月与Omni签署非约束性意向书，拟在租约到期后提供和运营FSO单元长达11年[59] - 2021年4月公司花费约190万美元购买修井设备，与Omni签署意向书部署FSO单元，预计总投资4000 - 5000万美元（净投资2500 - 3200万美元）[64] 权益收购与影响 - 2021年2月25日公司完成收购Sasol在Etame Marin区块27.8%的工作权益，工作权益从31.1%增至58.8%，产量和储量近乎翻倍[59] - 因收购Sasol权益，公司确认770万美元的廉价购买收益，其中550万美元计入其他收入，220万美元所得税收益计入合并利润表[60] - 收购Sasol权益使公司2021年第一季度总收入增加940万美元，净收入增加120万美元[60] - 2021年第一季度投资活动使用净现金1905.6万美元，包括1790万美元的Sasol收购款和120万美元的财产设备支出；2020年第一季度为1198万美元[63] - 公司Etame工作权益从2020年12月31日的31.1%增至58.8%，预计部分增加的义务将被运营现金流增加所抵消[66] 产量调整与市场影响 - 2020年7月起公司临时减少Etame Marin区块产量，预计减产持续至2021年6月30日，减产改善了供需失衡，油价有所回升[58] 疫情应对与成本变化 - 为应对疫情和当前定价环境，公司采取社交距离措施、员工筛查监测、成本削减等措施，但导致成本增加[59] 区块生产情况 - 加蓬Etame Marin区块截至2021年3月31日有14口生产井，FPSO日产油上限约2.5万桶、日产总液量上限约3万桶，2021年和2020年第一季度产量分别为12.53亿桶（净产量4.66亿桶）和16.65亿桶（净产量4.5亿桶）[61] - 赤道几内亚Block P区块公司工作权益将增至45.9%，截至2021年3月31日未开发租赁成本账面价值为1000万美元，生产分成合同规定开发生产期为25年[61] 现金流情况 - 2021年和2020年第一季度经营活动提供的净现金分别为174.2万美元和2762.7万美元，同比减少2588.5万美元[63] - 2021年第一季度融资活动使用净现金56万美元，2020年为652万美元[63] 资本支出与计划 - 2021年第一季度应计基础资本支出为250万美元，预计2021年末开始钻井计划并持续到2022年[64] 财务状况 - 截至2021年3月31日公司无限制现金为1930万美元，其中包括170万美元非运营合资企业所有者预付款[65] - 截至2020年12月31日公司估计净探明储量为320万桶，均与加蓬海上Etame Marin区块有关[66] 收入与成本变化 - 2021年第一季度净收入为990万美元，2020年同期净亏损为5280万美元[67] - 2021年第一季度原油和天然气收入增加2140万美元，约增长116.3%[67] - 2021年第一季度净原油销售体积为619千桶，2020年同期为294千桶[67] - 2021年第一季度平均原油销售价格为每桶61.31美元，2020年同期为每桶59.54美元[67] - 2021年第一季度生产费用增加640万美元，约增长65.5%[67] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销成本增加100万美元，约增长33.7%[69] - 2021年第一季度一般和行政费用增加380万美元，约增长503.1%[69] 货币资产风险 - 截至2021年3月31日，公司有820万美元（45.903亿中非法郎）以中非法郎计价的净货币资产，中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少70万美元[71]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度，公司调整后EBITDAX为350万美元，全年为2660万美元；第四季度净亏损360万美元，摊薄后每股亏损0.06美元；调整后净亏损560万美元，摊薄后每股亏损0.10美元 [24][43][47] - 2020年第四季度原油价格实现每桶4207美元，较2019年同期下降36%，较2020年第三季度下降4% [51] - 2020年第四季度生产费用（不包括修井）为660万美元，每桶油销售2266美元，低于2019年同期的980万美元和2020年第三季度的910万美元 [54] - 2020年第四季度DD&A为130万美元，每桶净油销售4.37美元，低于2019年同期的210万美元和2020年第三季度的220万美元 [58] - 2020年第四季度一般及行政费用（不包括基于股票的薪酬费用）为250万美元，高于2019年同期的220万美元，与2020年第三季度的240万美元相近 [59] - 2020年第四季度基于股票的薪酬费用为220万美元，主要由于公司股价上涨导致SARs负债增加 [61] - 2020年第四季度所得税为收益80万美元，包括递延税收益280万美元；2019年第四季度所得税费用为420万美元，包括180万美元的递延税费用 [62] - 2020年末，公司无限制现金余额为4790万美元，营运资金为1140万美元，调整后营运资金为2430万美元 [65] - 2020年全年，公司净资本支出现金基础为2000万美元，应计基础为1050万美元 [31][66] 各条业务线数据和关键指标变化 石油生产业务 - 2020年第四季度，公司平均日产4662桶净油，较2019年第四季度增长27%，较2020年第三季度增长6%；全年平均日产4853桶净油，同比增长40% [18][19][49] - 2021年第一季度，公司产量指导在5100 - 5400桶净油/日之间，中点较2020年第四季度平均产量增长13%；第二季度预计平均在8000 - 8600桶净油/日之间；下半年预计平均在7100 - 7800桶净油/日之间；全年预计净产量在6800 - 7400桶净油/日之间，同比增长46% [20][21][22][23] 地震数据采集业务 - 2020年，公司完成了整个Etame区块的新3D地震调查采集，预计该数据将增强地下成像，降低未来钻井风险并优化钻井位置 [25][26] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年，受全球COVID - 19大流行以及供需失衡影响，油价受到不利影响；公司的套期保值措施在油价下跌时提供了保护，2020年较高的产量使公司能够继续产生有意义的自由现金流 [11] - 近期布伦特油价大幅上涨，若持续至2021年，公司预计储量将因Sasol收购和油价因素而显著增加 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 公司计划在2021年末开始下一次钻井活动，预计钻多达四口井，若成功，预计2022年完成后可使公司净增日产3500 - 4100桶油，项目估计成本为7300 - 7900万美元 [13][14][28][29][30] - 公司将利用额外的自由现金流为未来的有机转型增长机会提供资金 [31] - 公司正在评估在赤道几内亚Block P区块钻探勘探井和开发Venus发现的方案，以实现资源的盈利开发 [40][41] - 公司致力于以安全和环保的方式开发和生产西非的石油资源，2020年发布了首份可持续发展报告，并成立员工委员会监督ESG标准执行，董事会相关委员会修订章程以监督社会责任和环境可持续性问题；2020年ESG报告将于下月发布 [73][74][75] 行业竞争 文档未提及相关内容 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去几年公司克服了艰难的宏观环境，通过加强运营和财务状况为未来奠定了坚实基础，包括消除债务、扩大生产基础和持续产生正现金流 [67] - 2021年及以后，公司认为这是一个令人兴奋的时期，通过创造性收购和成功的钻井活动实现盈利增长，且商品价格环境改善，有助于公司产生大量自由现金流 [68] - 公司相信Etame资产具有强大的生产能力和显著的上行潜力，新的3D地震数据将有助于优化和降低未来钻井风险，并可能发现新的钻井位置 [69] 其他重要信息 - 2020年11月，公司同意以4400万美元收购Sasol在Etame的27.8%工作权益，最终现金结算金额将根据7月1日至交易完成日的净现金流进行调整；2月25日完成收购，实际支付2960万美元 [15][16] - 2020年第一季度，公司从Atlas Petroleum收购了额外的工作权益，将在赤道几内亚Block P的工作权益从31%提高到43%，成本为未来支付310万美元，前提是该区块有商业生产 [38] - 公司目前估计2020年运营盈亏平衡价格约为每桶净油销售32.25美元，自由现金流盈亏平衡价格约为每桶38.75美元；每增加5美元的实现油价，预计年度调整后EBITDAX将增加约1400万美元 [63][64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2C或有资源从1300万桶增加到1800万桶的原因，以及应付账款增加500万美元对第一季度资本支出的影响 - 2C或有资源的变化是由于对地震数据的解释和地下情况的重新评估，未来将与第三方合作重新评估这些储量；应付账款和应收账款是现金流支付时间的函数，随着时间推移会趋于平衡，140万美元的应付账款对未来现金流影响较小 [77][79][80][81] 问题2: 成本表中部分项目较12月数据增加的原因，以及2021 - 2022年钻井计划后的成本结构和盈亏平衡现金流情况 - 成本增加主要是由于产量下降，约90%的运营成本是固定的，产量下降导致每桶成本上升；税收增加是因为收入增加，G&A每桶成本实际上较去年下降；未提供2022年的指导，但预计下一次钻井计划完成后产量将显著增加 [85][86][90][91][92][93] 问题3: 公司是否有足够现金和现金流来支付2021 - 2022年钻井计划，是否会增加套期保值 - 基于当前油价，公司预计用手头现金和现金流为下一次钻井活动提供资金；目前不会增加新的套期保值，但会持续考虑 [94][95] 问题4: 12月石油销售延迟至1月的原因及带来的收益 - 延迟原因一是COVID - 19协议，担心FPSO上有人感染（后证实为假阳性），二是支持船只上的绞车故障；每桶收益约5美元，总计约70 - 80万美元 [96][97][98][99] 问题5: 为支持2021 - 2022年钻井计划所需的油价，以及FPSO合同到期后的成本结构变化 - 当前油价下，公司有足够资金支持钻井计划；FPSO合同明年9月到期，正在考虑更换或延长现有FPSO的寿命，两种方案都有前期成本，但预计长期成本会降低 [102][103][104][105] 问题6: 2021年和2022年钻井计划的产量增长计算是否正确，以及是否需要扩大FPSO容量 - 从机械计算上，2022年相对于2021年的产量增长约60%，但实际产量受项目时间和自然递减率影响；公司正在考虑FPSO的生产和存储容量，以适应未来产量增长 [109][110][111][117] 问题7: 收购Sasol交易后成本回收账户是否会增加，以及FPSO的处理能力和容量 - 成本回收账户应会增加，但具体金额受多种因素影响；FPSO处理能力为每天25000桶油或30000桶油和水的组合，公司过去20年将产量维持在15000 - 25000桶/日，未来计划增加容量，但需考虑成本和填充能力 [118][119][120][121][124][125] 问题8: Block P区块的开发计划，以及套期保值计划中每桶53美元的价格性质 - Block P区块方面，与Levene的谅解备忘录已到期，正在与Levene和其他公司讨论寻找合作伙伴承担勘探井成本，同时也在评估独立开发Venus发现的方案；套期保值是固定价格为每桶53.10美元的掉期交易 [131][132][133][134][136] 问题9: Levene是否仍是认真的合作方，以及其他潜在合作方的兴趣 - 无法评论其他潜在合作方的兴趣；Levene未延长谅解备忘录，表明其兴趣有所变化，但仍在与公司进行讨论 [137][138]

权益收购与变更 - 2021年2月25日公司完成收购Sasol在加蓬近海Etame Marin区块27.8%的工作权益，工作权益增至58.8%，几乎使总产量和储量翻倍，最终现金结算支付2960万美元[25] - 公司Etame Marin区块目前工作权益为58.8%，2026年6月将降至57.2%，该区块是公司目前唯一收入来源[28] - 2020年公司在赤道几内亚Block P区块工作权益从31%增至43%，若有商业生产需向Atlas Petroleum支付310万美元[35] 原油价格与市场情况 - 2020年12月31日布伦特原油价格约为51美元/桶，新冠疫情及其他因素或导致价格进一步下跌和波动[26] - 2020年原油储备估计价格为42.46美元/桶，2019年为63.60美元/桶，2018年为70.83美元/桶[42] - 2020年净原油销售量为162.7万桶，平均销售价格为40.29美元/桶，平均生产成本为22.93美元/桶[45] - 2019年净原油销售量为125.1万桶，平均销售价格为65.20美元/桶，平均生产成本为30.13美元/桶[45] - 2018年净原油销售量为144.2万桶，平均销售价格为70.32美元/桶，平均生产成本为28.03美元/桶[45] - 若原油销售维持在最近年度销量162.7万桶不变，每桶原油价格下降5美元，预计每年收入和营业损益将减少810万美元，净损益将减少730万美元[185] - 公司主要市场风险是原油和天然气生产销售价格，价格波动或下跌会对财务状况等产生重大不利影响[185] 钻井与生产活动 - 2019/2020钻井活动中，Etame 9H井初始产量为5500桶/日（公司净产量1500桶/日），Etame 11H井初始产量约5200桶/日（公司净产量1400桶/日）[28][29] - 2020年第一季度钻探的SE Etame 4P评估井显示Gamba储层存在约100 - 200万桶碳氢化合物，SE Etame 4H开发井于2020年3月底投产[30] - 公司计划在2021年末或2022年初开始下一次钻井活动，预计总费用1.15 - 1.25亿美元，公司按63.6%参与权益承担7300 - 7900万美元[32] - 2020、2019和2018年Etame Marin区块总产量分别约为660万桶（公司净产量180万桶）、470万桶（公司净产量130万桶）和510万桶（公司净产量140万桶）[32] - 2020年总钻井数为3口，2019年为3口，2018年无钻井活动[38] 地震数据采集 - 2020年12月公司完成在Etame Marin区块约1000平方公里新的双方位专有3D地震数据采集，预计2021年第四季度完成处理和分析[32] 租赁成本与面积 - 截至2020年12月31日，公司在Etame Marin区块有1150万美元未开发租赁成本，在赤道几内亚Block P区块有1000万美元未开发租赁成本账面价值[34][35] - 截至2020年12月31日，总租赁面积为103600英亩（净39000英亩），有14口（净4.3口）生产原油井[39] 现金流与储量 - 2020年标准化折现未来净现金流为1473.3万美元，2019年为7043.1万美元，2018年为8005.6万美元[41] - 截至2020年12月31日，净探明原油储量为321.6万桶，2019年为496.6万桶，2018年为537万桶[42] 业务终止与销售合同 - 2016年10月31日起公司退出安哥拉业务，该业务已被归类为终止经营[46] - 2018年公司向嘉能可销售的原油约占客户销售收入的100%，2019年2月至2020年1月与摩科瑞有原油销售合同，2020年2月至2021年1月与埃克森美孚有合同，2020年12月该合同延长至2021年7月底[49] 员工情况 - 截至2020年12月31日，公司有102名全职员工，其中71人位于加蓬[51] - 公司管理团队中约43%为女性员工，加蓬劳动力中93.7%为加蓬人[52] 合同分成与权益规定 - 埃塔梅产品分成合同规定向加蓬政府支付特许权使用费（按公布价格的13%计算）和“利润油”分成，所有成本的总附带工作权益为7.5%（2026年6月20日起增至10%）[49] - 自2019年《hydrocarbons 法》实施以来，独立承包商与加蓬国家签订的产品分成合同中，加蓬国家参与运营的权益不得超过10%，由承包商承担[64] - 2019年《hydrocarbons 法》规定，加蓬石油公司有权以市场价值在所有产品分成合同中收购最高15%的股份[64] - 2019年《hydrocarbons 法》规定，加蓬国家可在申请或已持有独家开发和生产授权的运营商中以市场价值收购最高10%的股权[64] - 赤道几内亚国家在产量分成合同中可直接或通过国家公司持有最低20%的权益[70] 竞争与风险 - 原油和天然气行业竞争激烈，公司在收购、勘探、开发和生产等方面面临众多竞争对手，且许多竞争对手资源比公司更雄厚[59] - 公司为应对运营风险购买了保险，但可能无法覆盖全部风险，重大未保险损失可能影响财务状况[61] - 公司运营受政治、法律和监管因素影响，在加蓬和赤道几内亚的业务需遵守当地法规，法规变化可能增加成本或影响运营[62,63,65] - 公司运营受加蓬和赤道几内亚等国环境法律法规约束，遵守成本可能很高，不遵守会面临处罚[71] - 2016年4月包括加蓬、赤道几内亚和美国等195个国家签署《巴黎协定》，气候变化相关立法和监管或增加公司成本[72] 溢油应急措施 - 公司在西非近海开发业务中是石油泄漏应急有限公司成员，且在当地有一级溢油应急包[72] 汇率影响 - 截至2020年12月31日，公司以中非法郎计价的净货币资产为550万美元（29.24亿中非法郎），中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少50万美元[184] - 2020年，公司以中非法郎计价的支出约为1310万美元[184] - 公司运营和财务状况受汇率影响，原油销售以美元计价，加蓬部分成本、增值税应收款及部分负债以中非法郎计价[184] 法规权力授予 - 赤道几内亚2006年通过新的碳氢化合物法，授予指定石油部广泛监管、检查和审计权力[68] 报告提交与获取 - 公司向美国证券交易委员会提交报告，相关文件可在SEC官网和公司官网获取[47][48]