财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDAX为7110万美元，环比增长30%，超过2026年上半年总和 [6][18] - 第三季度净收入环比增加近1200万美元，销售额增长约5%，实现价格增长约4% [18] - 第三季度NRI销售额为18,454桶油当量/日，为2025年第一季度以来首次在科特迪瓦提油 [18] - 第三季度总产量为20,145 NRI桶油当量/日（25,284工作权益桶油当量/日），环比增长超过20% [4][19] - 第三季度生产成本绝对值和每桶成本均低于第二季度，处于指引中值 [20] - 现金G&A降至740万美元，主要因第二季度有190万美元非经常性专业服务和法律费用 [20][21] - 第三季度所得税费用为2030万美元，包括2550万美元当期税费和520万美元递延税收益 [22] - 第三季度对冲实现亏损约2200万美元，另有3500万美元未实现衍生品亏损 [22] - 第三季度净资本支出现金基础8690万美元、权责发生制基础8390万美元，低于指引中值 [24] - 第二季度末非限制性现金为5130万美元；2025年RBL融资机制借款基数增至3亿美元，已提取2.39亿美元，净债务1.88亿美元 [24] - 2026年因开发钻井投资和FPSO翻新一次性资本支出，预计自由现金流为负；2027年预计资本支出下降、下半年产生正自由现金流 [24][25] - 第三季度支付季度现金股息每股0.0625美元，合计670万美元；第四季度股息将于12月支付 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 科特迪瓦：Baobab油田6月恢复生产，8月完成自2025年2月以来首次提油；FPSO在迪拜翻新一年后于2026年4月返回，翻新按初始时间表完成 [5][7] - 加蓬：第三季度工作权益产量从2025年同期的7,118桶/日增至9,577桶/日；第三阶段钻井计划过去一年投产四口开发井，增加约2,500工作权益桶/日（增幅约34%），并钻探一口气井以降低柴油相关运营成本 [11] - 加蓬：将2026年修井支出指引从最高1000万美元降至零，因ESP寿命表现优异；Ebouri井化学处理效果良好，如需修井可使用国内移动修井设备以节省成本 [12] - 埃及：5月恢复钻井计划，运营效率和性能良好，产量提升将延续至第四季度；钻井计划扩展并持续至2027年初，埃及指引上调但全年总资本支出指引未增加 [14][15] - 赤道几内亚：Venus Block P开发计划初始FEED研究完成，确认技术可行性但揭示陆架位置的风险挑战；正评估海底开发方案替代原陆架开发，预计2026年底前做出最终投资决定 [15][16] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度NRI销售量指引为21,000-22,800桶油当量/日，中值较第三季度实际值高约18%，受各资产提油次数、货物规模和结构驱动 [26] - 第四季度总产量预计与第三季度持平：加蓬和埃及有额外增长，但科特迪瓦因钻井作业导致部分油田临时关井而略低 [27] - 第四季度工作权益产量指引为24,100-26,300桶油当量/日，NRI产量指引为18,800-20,900桶油当量/日 [27][28] - 第四季度绝对生产成本指引为每NRI桶油当量25.50-28美元，略低于第三季度 [29] - 第四季度勘探费用指引为300-400万美元，主要用于CI-705地震处理及合作伙伴在Niosi和Guduma区块的类似工作 [29] - 第四季度现金G&A指引为750-950万美元；第四季度资本支出指引为5500-7500万美元，主要来自Baobab第五阶段钻井和埃及持续钻井 [29][30] - 加蓬10月提油获得对布伦特溢价，科特迪瓦11月计划的大宗提油已定价且为溢价；运费成本因油轮可用性波动较大 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 过去两年通过收购、剥离和钻井活动精简并扩展资产组合，2026年前九个月产量和销售量增长带动财务业绩改善 [4] - 科特迪瓦：Baobab许可证延长10年至2038年；第五阶段钻井计划包括四口生产井、两至三口注入井和两次修井，2026年9月启动，首井预计12月初投产，之后每6-8周一口新井，产量提升对2027年才有显著影响 [7][8] - 科特迪瓦：Kossipo油田（CI-40区块）2月决定参与开发，公司确认为作业者并持有60%工作权益，距Baobab仅8公里；利用海底节点地震数据推进油田开发计划，预计2027年上半年完成；估计总2C资源约1亿桶油当量，地质储量近3亿桶油当量 [8][9] - 科特迪瓦：CI-705勘探区块（70%工作权益、作业者）已完成第一阶段全部勘探工作承诺，获批进入第二阶段（地震重处理及钻探一口勘探井）；附近Murphy和Eni的发现验证了play概念 [9][10] - 加蓬：第三阶段钻井计划完成后于10月初释放钻机；正评估钻井结果并进行地下建模以评估Etame未来钻井潜力；2027年加蓬资本支出将缩减至仅必要维护 [12][13] - 加蓬：Niosi Marin和Guduma Marin勘探区块3D地震采集于2025年11月启动、2026年第一季度完成，最终数据预计2027年5月交付 [13][14] - 埃及：持续优化、修井和重新完井以提升产量；即将开钻Ghazalat承诺井，若成功可能开辟全新play [15][57] - 赤道几内亚Venus开发与科特迪瓦Kossipo被视为公司下一个主要催化剂，有潜力使公司产量有机翻倍 [33] - 公司预计2027年开始执行两个大型项目（Venus和Kossipo）的早期阶段，项目将在未来五年内开发 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为第三季度业绩非常稳健，凭借2026年底至2027年持续强劲的定价，计划在此基础上继续增长 [17] - 伊朗冲突导致成本上升，近期可能看到一些通胀压力带来费用增加 [20] - 对冲策略：RBL融资要求更程序化的对冲计划，过去通常维持30%-40%产量对冲、最远12个月；随着第四季度和2027年资本承诺减少，将机会性对冲，仅在地缘政治冲击或价格飙升等事件时增加2027年头寸 [21][22] - 加蓬和科特迪瓦2026年预计不再有国家提油；加蓬因钻井支出优先回收使成本池最大化，预计2027年第一季度用完成本池后恢复较高利润油分成 [23][78][79] - 科特迪瓦成本池因FPSO重建和第五阶段钻井（持续至2027年下半年）而处于峰值，预计约三年内国家提油极少 [79] - 埃及应收账款保持正常 [25] - 公司认为2027年进入强劲的财务和运营状态，将继续执行有机增长故事、降低净债务并为下一个主要资本项目积累现金 [25] - 管理层认为公司处于令人羡慕的地位，拥有更强大、更多元的在生产资产组合及显著的未来上行潜力 [36] - 公司预计2027年上半年产量继续增长，受科特迪瓦第五阶段钻井和埃及钻井计划驱动 [31] - 公司预计2027年第二季度走出重资本支出阶段，下半年显著产生现金 [84][85] 其他重要信息 - 公司在网站上发布了补充投资者演示材料，包含额外财务分析、比较和指引 [2] - 埃及新井为低成本高impact井：每口新井500-700桶/日，单井成本150万美元，20天内交付 [84] - 科特迪瓦第五阶段钻井顶层井段已全部钻完，将快速连续交付新井：首口11月底投产，随后1月和3月陆续投产 [84] - 公司将于2027年3月召开10-K电话会议 [85] 问答环节所有提问和回答 问题: 第四季度实现价格（对布伦特溢价/折价）展望 - 加蓬10月提油已获得对布伦特溢价，科特迪瓦11月计划的大宗提油已定价且为溢价；加蓬还有两次提油，取决于运费走势；年底有一次与合作伙伴CNR的小规模国内市场需求提油（约60万桶货物），定价应不错；运费成本因油轮可用性波动较大 [39][40] 问题: 2027年自由现金流转正后，下一个重资本支出年份是何时（2028、2029、2030？） - 第五阶段资本支出将持续至2027年上半年，之后进入显著自由现金流区域；Venus开发预计2027年负担极小甚至无影响，具体支出发生时间将在FID后详细沟通；Venus产量此前沟通为2029年底至2030年初 [42][44][45] 问题: Venus FID的关键路径项目及开发概念决策背后的工作 - 原开发计划为陆架钻井和长距离井，现正评估更高效的垂直井全海底开发方案；关键工作包括：工程接口基本完成；修订版POD文件及不同油价情景下的经济和财务方案将提交董事会；随后提交政府审批修订版POD；FID公告预计2026年内，实际执行取决于政府批准修订版POD，预计提交后快速获批；长周期项（采油树和井口）订货周期16-18个月 [48][49][50][51] 问题: 埃及钻井计划持续至2027年的产量轮廓——是抵消递减还是进一步增长 - 埃及计划主要是遏制递减并增加产量；2026年底前持续钻井将带来产量增长，2027年寻求维持并遏制递减；即将开钻Ghazalat承诺井，若成功可能开辟全新play [54][56][57] 问题: Baobab新注水井对产量和减缓递减的影响 - 新注水井用于支持新生产井的产量，预计不会大幅提升产量，而是维持新井的预期生产曲线；现有注水井已支持现有生产井，Baobab的BS&W（含水率）很低，说明注水有效、未突破至地面；新注水井用于支持新井生产剖面 [60] 问题: 埃及持续钻井计划的机会储备及维持/增长产量的能力 - 埃及已识别可支撑未来三年的机会组合，基本上维持产量并随时间略有增长 [61] 问题: CI-705区块需放弃25%区域的具体情况和原因 - CI-705区块面积很大，从海滩延伸至约2500米水深；进入下一阶段需放弃25%面积，公司选择放弃近岸浅水区（花岗岩架，碳氢化合物前景几乎为零），不影响任何开发机会；放弃25%是非洲许多司法管辖区勘探区块的正常要求，旨在让政府将该区域重新许可给其他作业者，与近岸开发风险无关 [65][66][67] 问题: CI-705勘探井可能何时钻探 - 下一阶段承诺钻一口井；目前正完成地震解释分析（合并三个地震数据体），需确定浅水、中深水和深水区三到四个有利区域中哪个前景最高；水深从150米到近2000米不等，对应不同作业和钻机类型；确定后寻找合适钻机；预计2028年才能开钻 [72][73] 问题: 浅水与深水勘探目标是否属于同一地质系统的延伸 - 浅水和深水目标不一定相连；从西向东看，CI-705的地质结构与Baobab及Eni在科特迪瓦的发现存在关联，但与水深不一定直接相关，需结合地质时间分析 [74] 问题: 第三季度EBITDAX略超7000万美元是否是未来几个季度的底部 - 第四季度指引显示销售和产量强劲、成本基础下降；在布伦特全年均价95美元的建模下，预计第三季度至第四季度EBITDAX有很好增长（取决于价格） [77] 问题: 加蓬和科特迪瓦的税收情况（成本油）及相对免税期时长 - 加蓬和科特迪瓦仅支付利润油桶，无传统税收；加蓬2026年第一季度有一次国家提油，2027年前不会再有；由于商品价格高企，加蓬成本池可能在2027年第一季度用完，之后每月利润油分成将提高；科特迪瓦成本池因FPSO重建和第五阶段钻井（持续至2027年下半年）处于峰值，模型显示约三年内国家提油极少 [78][79]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDAX为7110万美元，较第二季度增长30%，超过2026年上半年总和 [5][19] - 第三季度净收入较第二季度增加近1200万美元，销售量增长约5%，实现价格增长约4% [19] - 第三季度NRI销售额为18,454桶油当量/日，为2025年第一季度以来首次在科特迪瓦实现提油 [19] - 第三季度生产总成本无论绝对值还是单位桶成本均低于第二季度，处于指引中值 [20] - 现金及一般管理费用降至740万美元，主要由于第二季度发生190万美元非经常性专业服务和法律费用 [20] - 第三季度对冲实现亏损约2200万美元，另有3500万美元未实现衍生品亏损按市值计价 [23] - 第三季度约33%的指引工作权益桶量通过无成本领口期权进行对冲 [23] - 第三季度所得税费用为2030万美元，包括2550万美元当期税费和520万美元递延税收益 [23] - 所得税费用包含410万美元不利油价调整，源于加蓬政府利润油分配价值变动 [23] - 第三季度现金基础资本支出8690万美元，权责发生制基础8390万美元，低于指引中值 [25] - 第二季度末非限制性现金为5130万美元；2026年4月2025年RBL融资机制总借款基数增至3亿美元 [25] - 目前信贷额度已提取2.39亿美元，净债务为1.88亿美元 [25] - 2026年因开发钻井投资和FPSO翻新一次性资本支出，自由现金流为负；预计2027年下半年随资本支出减少和商品价格强劲而转正 [25][26] - 第三季度支付季度现金股息每股0.0625美元，合计670万美元；已宣布第四季度股息将于12月支付 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度NRI产量同比增长超过20%，达到20,145桶油当量/日（工作权益产量25,284桶油当量/日），较第二季度增长超过20% [4][19] - 加蓬第三季度工作权益产量从2025年同期的7,118桶/日增长至9,577桶/日；第四季度指引中值预计超过10,000桶/日 [11] - 加蓬第三阶段钻井计划在过去一年内投产四口开发油井，工作权益产量增加2,500桶/日，增幅约34% [11] - 加蓬钻井计划还包括一口气井，以降低使用高价柴油的运营成本并增加产量 [11] - 加蓬修井支出从2026年初始指引的最高1000万美元降至零，因ESP运行寿命优异 [12] - 加蓬Ebouri井通过化学处理表现良好，不计划在非必要情况下停产进行维护修井；如需修井可使用国内移动修井设备以节省成本 [12] - 埃及钻井计划于2026年5月恢复，运营表现和效率良好，产量增长将持续至第四季度 [14][15] - 埃及钻井计划范围扩大，预计连续钻井将持续至2027年初，且不增加全年总资本支出指引 [15][31] - 科特迪瓦Baobab油田FPSO翻新完成，2026年6月恢复生产，8月实现首次提油，9月启动第五阶段钻井 [5][6] - 第五阶段钻井计划包括四口生产井、两至三口注入井和两次修井，预计首批新井2026年12月初投产，之后每六至八周投产一口新井 [6][8] - Baobab钻井计划对产量和销售的显著提升预计要到2027年才能体现 [8] - 科特迪瓦CI-40区块Kossipo油田：VAALCO与PetroCI于2026年2月决定参与开发，VAALCO确认为作业者并持有60%工作权益，距Baobab油田仅8公里 [8] - Kossipo油田当前评估估计毛2C资源量约1亿桶油当量，地质储量近3亿桶油当量；油田开发计划预计2027年上半年完成 [9] - 科特迪瓦CI-705勘探区块：VAALCO为作业者持有70%工作权益，已完成第一阶段全部勘探工作承诺，获批进入第二阶段（包括地震重处理和钻一口勘探井） [9][10] - 加蓬Niosi Marin和Guduma Marin勘探区块：2025年11月启动三维地震采集，2026年第一季度完成，满足部分勘探工作承诺；数据处理已开始，最终数据预计2027年5月交付 [13][14] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度NRI销售量指引为21,000至22,800桶油当量/日，中值较第三季度实际值高约18% [27] - 第四季度总产量预计与第三季度持平：加蓬和埃及产量增加，被科特迪瓦因钻井作业导致部分油田临时关停而略微下降所抵消 [28] - 第四季度全公司工作权益产量指引为24,100至26,300桶油当量/日，NRI产量指引为18,800至20,900桶油当量/日 [28] - 第四季度绝对生产成本指引为每NRI桶油当量25.50至28美元，略低于第三季度 [29] - 第四季度勘探费用指引为300万至400万美元，主要用于CI-705地震处理及合作伙伴在Niosi和Guduma区块的类似处理工作 [29] - 第四季度现金及一般管理费用指引为750万至950万美元 [30] - 第四季度资本支出指引为5500万至7500万美元，主要来自Baobab第五阶段钻井和埃及持续钻井 [31] - 第四季度提油安排：加蓬三次提油，科特迪瓦一次常规提油加一次较小提油（满足合同组国内市场需求义务），埃及销售持续强劲 [27] - 10月加蓬提油已实现溢价定价；11月科特迪瓦大型提油已定价且为溢价；运费成本因油轮可用性而波动较大 [41] - 埃及应收账款保持正常回收状态 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司过去两年通过收购、剥离和钻井活动精简并扩展资产组合，同时持续交付稳健运营成果 [4] - 2026年前九个月通过增加产量和销售量推动财务业绩改善 [4] - 公司战略重点为增长产量、储量和股东价值 [18] - 科特迪瓦已成为重要战略区域：2.5年前无任何资产，现已建立包括Baobab生产资产及上探潜力、Kossipo发现作业权及开发计划、CI-705勘探区块可观潜力在内的规模地位 [10] - 加蓬提供强劲的现金生成基础；科特迪瓦和埃及推动近期产量增长；赤道几内亚Venus开发和科特迪瓦Kossipo代表公司下一批重大催化剂，有潜力使公司产量有机翻倍 [34] - 公司计划2027年开始执行两个将在未来五年开发的大型项目 [35] - 埃及钻井为低成本高impact井：每口新井500至700桶/日，单井成本150万美元，20天内交付 [82] - 科特迪瓦第五阶段钻井为高产量高margin井，井眼上部段已全部钻完，新井将快速接连投产 [82] - 公司预计2027年第二季度走出重资本支出阶段，2027年下半年实现显著现金生成 [83] - 赤道几内亚Venus区块P开发计划：初始FEED研究已完成，确认技术可行性但揭示陆架位置的风险和挑战；正扩展评估海底开发方案以替代原陆架开发方案，可显著简化钻井作业和井设计 [16] - Venus项目最终投资决定预计2026年底前做出；公司认为Venus发现是未来重要组成部分，有助于实现未来五年产量有机翻倍以上的目标 [17] - 公司维持顶级四分位股息回报股东 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2026年底至2027年定价持续强劲，计划在此基础上继续增长 [18] - 伊朗冲突导致成本上升，近期可能面临一定通胀压力导致费用增加 [20] - 公司正在评估加蓬整个油田的当前运营模式，寻求结构性提升业务成本效益和效率，预计将降低未来资本支出和运营支出 [12] - 加蓬2027年资本支出将缩减至仅必要维护 [13] - 公司正在评估Etame未来钻井潜力，基于钻井活动结果和地下建模 [13] - 赤道几内亚Venus项目：修订后的POD将提交董事会，附带不同油价情景下的经济和财务方案；随后提交政府审批修订POD；公司对2026年内宣布FID感到满意，实际推进授权将取决于政府对修订POD的批准 [49] - Venus项目关键路径包括：工程接口基本完成；FPSO机会评估；钻井船时机；长周期物品（采油树和井口）订单交付周期16至18个月 [48] - 公司预计Venus开发对2027年资本支出影响极小甚至无影响，具体支出时间待FID后详细沟通 [44][45] - 埃及钻井计划已确定可维持约三年的机会组合，可维持并略微提高产量 [60] - 公司预计2027年上半年产量继续增长，受科特迪瓦第五阶段钻井和埃及钻井活动推动 [32] - 公司认为自身处于有利地位，拥有更多元化的生产资产组合和显著的未来上探潜力 [36] 其他重要信息 - 公司已在网站发布补充投资者演示材料，包含额外财务分析、比较和指引 [2] - 科特迪瓦Baobab油田许可证已续期10年至2038年 [7] - CI-705区块进入第二阶段需 relinquish 25%区块面积；公司选择放弃靠近海滩的浅水区域，该区域地质为花岗岩架，碳氢化合物前景接近于零；放弃区域不涉及任何未来开发机会 [64][65] - CI-705区块面积大，从海滩延伸至约2500米水深；公司结合三个地震数据版本进行解释分析，在浅水、中深水和深水区均识别出感兴趣构造 [64][70] - CI-705勘探井预计最早2028年才能开钻，需先完成地震解释评价、确定最高前景区域、然后寻找适合水深的钻井设备 [71] - 加蓬和科特迪瓦仅支付利润油桶量，无传统税收；加蓬2026年第一季度有一次国家提油，2027年前不会再有；由于商品价格高企，加蓬成本池可能在2027年第一季度用完，之后将恢复较高利润桶分成 [76] - 科特迪瓦成本池因FPSO重建和第五阶段钻井（持续至2027年下半年）而处于峰值水平，预计约三年内国家提油量极少 [76][77] - 埃及税务桶量每月从政府份额中结算 [24] - 公司2026年资本支出在埃及扩大预算以钻更多井，但全年总资本支出未增加，使埃及年底产量远高于3月指引时的原始预期 [31] - 公司预计2027年减少净债务，并准备重新积累现金以执行下一个大型资本项目 [26] 问答环节所有提问和回答 问题: 第四季度实现价格（对布伦特贴水/溢价）展望 - 公司表示各产区对布伦特价差不同，运费成本因油轮可用性而大幅波动；加蓬10月提油已实现溢价定价，科特迪瓦11月大型提油已定价且为溢价；年底还有两次加蓬提油和一次与合作伙伴CNR的较小国内市场需求提油（约60万桶货物），定价应不错，但运费成本仍是关键变量 [40][41] 问题: 2027年自由现金流转正后，下一个重资本支出年份是何时（2028、2029、2030？） - 公司表示第五阶段资本支出活动将持续至2027年上半年，之后进入显著自由现金流区域；Venus开发对2027年资本支出影响极小甚至无影响；具体下一个开发活动支出时间待FID后详细沟通；Venus产量此前沟通为2029年底至2030年初，公司正探索能否提前 [43][44][45] 问题: Venus FID的关键路径项目及开发概念决策背后的工作 - 公司表示原开发计划为陆架钻井和长距离井，现正评估更高效的垂直钻井全海底开发方案；关键工作包括：工程接口基本完成；修订POD文件准备提交董事会（含不同油价情景下经济和财务方案）；随后提交政府审批修订POD；FPSO、钻井船和长周期物品（采油树和井口，订单交付周期16至18个月）的时机评估；公司对2026年内宣布FID感到满意，实际推进取决于政府批准修订POD，预计提交后审批迅速 [48][49][50] 问题: 埃及钻井计划持续至2027年的产量轮廓（抵消递减还是进一步增长？） - 公司表示埃及钻井计划将增加产量并遏制递减；2026年底前持续钻井将带来产量增长，2027年将维持并遏制递减；此外即将开钻Ghazalat承诺井，若成功可能开辟全新play [52][55][56] 问题: Baobab新注水井对产量和缓解递减的预期影响 - 公司表示新注水井用于支持新生产井的产量，预计压力支持将维持新井的预期生产曲线而非大幅提升产量；现有注水井已支持现有生产井，Baobab的BS&W（含水率）数据很低，说明注水有效提供压力支持且未突破至地面；新注水井不会带来大幅产量提升，但可支持新井生产剖面 [59] 问题: 埃及持续活动的思路及已识别的新井机会（抵消递减并可能增长） - 公司表示已确定约三年的机会组合，可维持并略微提高产量 [60] 问题: CI-705区块需放弃25%面积的具体情况和背后原因 - 公司表示CI-705区块很大，从海滩延伸至约2500米水深；进入下一阶段需放弃25%面积；公司选择放弃靠近海滩的浅水区域，该区域地质为花岗岩架，碳氢化合物前景几乎为零；放弃区域不涉及任何未来开发机会；这是非洲许多司法管辖区勘探区块的正常要求，旨在让政府将该区域重新许可给其他作业者；公司选择放弃前景最低的区域，与近岸开发限制无关 [64][65][66] 问题: CI-705勘探井可能何时开钻 - 公司表示下一阶段有钻探承诺；目前正完成地震解释分析（结合三个地震数据版本）；需确定三至四个感兴趣区域中前景最高的；这些机会水深从150米到近2000米不等，对应完全不同类型的作业和钻机；确定最高前景区域后将寻找适合水深的钻井设备；预计最早2028年才能开钻 [70][71] 问题: 浅水与深水 prospects 是否属于同一地质系统延伸 - 公司表示两者并不相连；CI-705从西向东与延伸至Baobab及Eni等科特迪瓦发现的地质构造相关；与水深度无必然联系，需结合地质时代分析，构造可在水深方向上移动 [72] 问题: 第三季度EBITDAX略高于7000万美元是否可视为未来几个季度的底线 - 公司表示第四季度指引显示销售强劲、产量强劲、成本基础下降；预计第三季度至第四季度EBITDAX将增长（取决于价格）；按全年布伦特均价95美元建模，第三季度至第四季度将见良好增长 [75] 问题: 加蓬和科特迪瓦的税收支付情况及相对免税期时长 - 公司表示两地仅支付利润油桶量，无传统税收；加蓬2026年第一季度有一次国家提油，2027年前不会再有；由于商品价格高企，加蓬成本池可能在2027年第一季度用完，之后将恢复较高月度利润桶分成；科特迪瓦成本池因FPSO重建和第五阶段钻井（持续至2027年下半年）处于峰值，模型显示约三年内国家提油量极少 [76][77]