股息与股票回购 - 2023年2月14日起公司季度现金股息政策提高至每股0.0625美元[217] - 2023年2月14日，公司董事会将季度现金股息政策提高到每股0.0625美元，分别于6月23日和9月22日支付[283] - 2022年11月1日公司批准最高3000万美元、最长20个月的股票回购计划[219] - 2022年11月1日，董事会批准股票回购计划，授权在20个月内最多回购3000万美元股票，截至2023年6月30日，约1750万美元可用于回购[285] 业务合并 - 2022年10月13日公司完成与TransGlobe的业务合并，2023年上半年增加原油等销售7500万美元和净收入170万美元，二季度增加销售3130万美元和净亏损800万美元[221][223] - 2022年10月13日，VAALCO和AcquireCo完成与TransGlobe的业务合并，向其股东发行约4930万股VAALCO股票，产生1460万美元交易成本[282] 信贷安排与资金情况 - 2022年5月16日公司子公司签订最高5000万美元的信贷安排，自2023年10月1日起每半年减少625万美元[224] - 2022年5月16日设施协议初始总承诺最高达5000万美元，可增加不超5000万美元，自2023年10月1日起每半年减少625万美元[258] - 截至2023年6月30日，公司设施协议下无未偿还借款，且遵守所有债务契约[263] - 截至2023年6月30日，公司拥有无限制现金4620万美元[252] - 截至2023年6月30日，公司在信贷安排下未提取任何款项，未提取额度的承诺费不受利率变化影响，市场利率变化可能影响未来债务发行的利息成本[337] 钻探计划与成本 - 2021/2022年钻探计划成本1.8亿美元，公司权益净额1.14亿美元[225] 生产运营成果 - 2023年6月底气举压缩系统成功调试，提高两口海底井产量和可靠性[226] - 2023年二季度埃及东部沙漠钻探活动完成6口井，平均每月2口，更快且低成本完成2023年工作计划[229] - HE - 4开发井目前产量约464桶/日，含水8%[230] - HE - 3开发井目前产量约238桶/日，含水10%[232] - HE - 5inj井作为注水井以支持HE - 1X和/或HE - 2X生产井[231] - 2023年1 - 6月，加蓬埃塔梅马林区块产量为319000万桶（净产量163200万桶），2022年同期为305500万桶（净产量156300万桶）[238] - 2023年1 - 6月，埃及东部沙漠产量为195700万桶（净产量134200万桶），2023年4 - 6月产量为105400万桶（净产量72600万桶）[239] - 2023年1 - 6月，加拿大资产产量为51400桶油当量（净产量46400桶油当量），2023年4 - 6月产量为27500桶油当量（净产量25300桶油当量）[240] - 阿塔 - 82开发井于2023年5月25日开钻，遇净产层42英尺，目前产量约134桶/日，含水30%[233] - 2023年第二季度埃及东部沙漠钻探活动完成6口井，目前每月平均钻探2口井[273] - 2023年1 - 6月多口油井完成钻探并投产，如HE - 4井日产约464桶，含水8%；HE - 3井日产约238桶，含水10%；Arta - 82井日产约134桶，含水30%[274][276][277] - 加拿大两口油井于2023年初投产，埃及SGZ - 6X井重新完井后仅产水和微量油气，生产暂停[280] - 2023年钻井活动周期时间显著短于历史周期时间，两口井产量超预期[281] 权益变动 - 2023年2月，公司在赤道几内亚P区块的参与权益增加14.1%，达到60%，首次商业生产时需向GEPetrol支付的款项增至680万美元[241] - 2021年10月11日公司加入BWE财团，获得加蓬两个区块临时授标，公司拥有37.5%工作权益[271] 现金流情况 - 2023年1 - 6月，经营活动提供的净现金为7756.9万美元，2022年同期为6900.7万美元，增加856.2万美元[245] - 2023年1 - 6月，投资活动使用的净现金为5483.2万美元，2022年同期为6027.8万美元，减少544.6万美元[245] - 2023年1 - 6月，融资活动使用的净现金为2788.2万美元，2022年同期为592.2万美元，增加2196万美元[245] 套期保值合约 - 截至2023年6月30日，未到期的套期保值合约为7 - 9月的成本无 collar 合约，标的为Dated Brent，平均月加权平均交易量95000桶，看跌期权价格65美元/桶，看涨期权价格96美元/桶[251] - 2023年7月13日公司签订2023年第四季度额外衍生品合约，10 - 12月平均每月加权平均指数交易量85000桶，看跌期权价格65美元/桶，看涨期权价格90美元/桶[252] - 公司通过套期保值减轻原油价格波动影响，2023年6月30日前有未到期合约，7月13日又签订四季度衍生品合约[292][293] - 截至2023年6月30日，公司有未到期衍生品工具，覆盖约287千桶截至2023年9月30日的产量[336] - 2023年7月，公司增加衍生品合约，覆盖2023年10月至12月255千桶的产量，这些工具用于对冲原油价格下跌，但未被指定为会计目的的套期保值[336] 销售与收入分配 - 2023年上半年埃及销售在Mercuria和EGPC之间分配，加拿大收入集中于Plains Midstream（50.9%）、AltaGas（19.1%）和PetroGas Energy（18.6%）三家客户[255] 特许权协议支付 - 2022年1月19日合并特许权协议现代化支付总计6500万美元，未来三年每年2月1日需额外支付1000万美元，15年主要期限内每五年需至少支出5000万美元[257] 弃置资金与余额 - 埃塔梅PSC条款下弃置资金估计约8.13亿美元（VAALCO净承担4780万美元），截至2023年6月30日弃置基金余额1070万美元（VAALCO净承担630万美元）[265][266] FSO与FPSO操作 - 2022年12月4日FSO首次起吊成功完成，同时移除FPSO最后剩余油层[270] 影响业务因素 - 地缘政治、市场力量、商品价格波动等因素影响公司业务，如OPEC+多次宣布减产计划[286][289] ESG与气候变化 - 公司重视ESG和气候变化问题，正制定多年计划以监测和改善相关事项[290] 财务业绩指标 - 2023年第二季度净收入为680万美元，2022年同期为1510万美元[295] - 2023年第二季度，原油、天然气和NGL收入为1.092亿美元，较去年同期的1.11亿美元减少170万美元，约2%[296][297] - 2023年上半年，原油、天然气和NGL收入为1.896亿美元，较去年同期的1.796亿美元增加1000万美元，约6%[311][312] - 2023年第二季度净原油销量为180.3万桶，高于去年同期的95.8万桶；平均原油销售价格为每桶59.37美元，低于去年同期的113.38美元[296] - 2023年上半年净原油、天然气和NGL销量为302.7万桶油当量，高于去年同期的157.4万桶油当量；平均销售价格为每桶油当量61.92美元，低于去年同期的111.92美元[311] - 2023年第二季度生产费用为3860万美元，较去年同期的2550万美元增加1310万美元，约52%[301] - 2023年第二季度折旧、损耗和摊销成本为3800万美元，较去年同期的820万美元增加2980万美元，约364%[303] - 2023年第二季度一般和行政费用为540万美元，较去年同期的350万美元增加190万美元，约53%[303] - 2023年上半年净收入为1020万美元，低于去年同期的2730万美元[310] - 2023年第二季度加蓬业务贡献收入7790万美元，低于去年同期的1.11亿美元；埃及业务贡献收入2130万美元；加拿大业务贡献收入1000万美元[298][299][300] - 2023年第二季度衍生工具净收益较去年同期减少960万美元，约100%至微不足道的收益[306] - 2023年上半年加蓬、埃及和加拿大业务分别贡献收入1.147亿、0.56亿和0.189亿美元，加蓬业务较2022年同期的1.796亿美元下降[313][315][316] - 2023年上半年生产费用增至6680万美元，较2022年同期增加2300万美元，增幅约52%；每桶生产费用降至22.48美元[317] - 2023年上半年折旧、损耗和摊销成本增至6240万美元，较2022年同期增加4960万美元，增幅约385%[320] - 2023年上半年一般和行政费用增至1060万美元，较2022年同期增加210万美元，增幅25%[320] - 2023年上半年信用损失及其他费用增至160万美元，较2022年同期增加60万美元；增值税应收账款备抵增加110万美元[321][322] - 2023年上半年衍生品损失减少4140万美元，降幅约100%，转为小额收益[323] - 2023年上半年净利息费用为390万美元，较2022年同期的10万美元增加[324] - 2023年上半年其他（费用）收入降至 - 170万美元，较2022年同期减少110万美元[325] - 2023年上半年所得税费用为2640万美元，较2022年同期的4160万美元减少[326] 价格变动影响 - 若加蓬原油价格每桶下降5美元，按最近季度销量96.8万桶计算，预计每季度收入和营业损益减少480万美元，净利润减少430万美元[333] - 加拿大原油和NGL销售价格基于NYMEX WTI价格加减差价，天然气销售价格部分基于NYMEX亨利中心天然气期货合约[335] - 若加拿大BOE销量维持在最近季度的253千桶，原油价格每桶下降5美元，预计每季度收入和经营损益减少130万美元，净利润（亏损）减少100万美元[335] 资本支出 - 2023年1 - 6月，应计基础的资本支出为4190万美元，2022年同期为6990万美元[247]

业绩总结 - 2023年第一季度生产量达到18,306净BOEPD，较2022年第四季度增长27%，较2022年第一季度增长127%[3] - 2023年第一季度净收入为350万美元，每股摊薄收益为0.03美元，调整后净收入为730万美元，每股摊薄收益为0.07美元[4] - 第一季度调整后的EBITDAX为4780万美元[10] - 第一季度共售出1,224,000 NRI BOE，第二季度NRI BOE销售指导为1,420,000至1,570,000[7] - 2023年第一季度资本支出为2770万美元，资金来源于现金和运营现金流[21] 用户数据与生产情况 - 2023年1月的Petrobakr特许权生产量为9,673 WI bopd，3月增至10,363 WI bopd，4月的生产退出率约为11,165 BOPD WI[25] - 2023年5月初，日生产量创下两年新高，达到11,811 WI bopd[25] - 第一季度成功钻探5口开发井，完成并投入生产4口，新增井在4月上线[25] - 第一季度新钻井平均每日贡献约160 WI bopd，季度末日生产量增加约720 WI bopd[25] - 生产优化措施成功增加约330 WI bopd，季度末日生产量增加约660 WI bopd[25] 未来展望 - 2023年全年生产指导范围中，Gabon的生产预期为8,500 – 10,300 BOEPD，Egypt为7,400 – 9,000 BOEPD，Canada为2,200 – 2,600 BOEPD[36] - 2023年第二季度生产预期为22,600 – 24,600 BOEPD，销售量为21,200 – 23,300 BOEPD[38] - 2023年生产费用预期为$32.5 - $39.0百万，生产费用每BOE为$15.50 - $20.50[38] - 2023年净回报在不同油价情景下，Gabon的净回报为$27.07，Canada为$17.78，Egypt为$17.40[40] 股东回报与新策略 - 第一季度支付每股0.0625美元的现金股息，较2022年第一季度的0.0325美元增长92%[4] - 自2022年11月启动股票回购计划以来，已向股东返还1050万美元[4] - 2023年第二季度宣布现金股息为每股0.0625美元，将于2023年6月23日支付[21] - 2023年股息增加92%至每股$0.0625，持续支持股东回报和资本项目[32]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度净收入为350万美元，摊薄后每股收益0.03美元，而2022年第四季度为1780万美元，每股收益0.17美元，收益下降主要因销售 volumes和实现油价降低 [10] - 2023年第一季度调整后EBITDA为4780万美元，较2022年第四季度仅低200万美元，较2022年第一季度增长43% [31][65] - 2023年第一季度经营活动产生的现金为4200万美元，使公司能够为2770万美元的资本支出提供资金，季度末现金余额增至5210万美元且无债务 [31] - 2023年第一季度销售 volumes为122万桶油当量，较2022年第一季度增长99%，但较2022年第四季度下降约11% [94] - 2023年第一季度实现的大宗商品价格比2022年第四季度低约7%，比2022年第一季度低40% [4] - 2023年第一季度所得税费用为1480万美元，包括1230万美元的当期所得税费用和250万美元的递延所得税准备 [11] - 2023年第一季度DD&A费用较2022年第四季度减少2440万美元，主要因销售 volumes降低，每桶油当量费率上涨约5% [46] - 2023年第一季度一般和行政费用（不包括基于股票的薪酬费用）总计460万美元，而2022年第四季度为30万美元的信贷 [46] - 2023年第一季度末调整后营运资金从2022年末的4220万美元略微降至4020万美元，营运资金从2022年末的3800万美元降至3050万美元 [47] 各条业务线数据和关键指标变化 埃及业务 - 2023年第一季度在埃及的资本支出最多，专注于钻探机会，包括钻了第一口努胡勒水平井，该井日产约200桶油且含水极少 [56] - 2023年第一季度钻了五口垂直开发井，其中一口需要压裂增产，另外四口在第一季度末增加了超过700桶/日的产量，5月初产量接近1100桶/日 [33] - 预计2023年在埃及钻15 - 20口井，第二季度预计钻6口左右 [2] - 2023年第二季度预计埃及NRI产量在6900 - 7700桶油当量/日 [73] 加拿大业务 - 2022年12月下旬和2023年1月几口井投产，2023年第一季度又钻了两口井并于5月投产，第一季度钻探包括一口1英里、一口1.5英里和一口3英里的水平井，未来打算只钻3英里的水平井 [34] - 2023年第二季度预计加拿大NRI产量在2100 - 2300桶油当量/日 [73] 加蓬业务 - 2022年第四季度完成2021 - 2022年钻探活动，目前正在评估埃塔梅下一次钻探活动的位置并计划在夏季完成审查 [60] - 2023年第二季度预计加蓬NRI产量在8300 - 9000桶油/日 [73] 赤道几内亚业务 - 在赤道几内亚P区块有工作权益，2023年3月与MMH及其合作伙伴举行了富有成效的会议，正在考虑钻三口井（两口生产井和一口注水井）作为一个活动以降低成本，还在2023年第二和第三季度制定生产和疏散设施的详细方案 [61][62] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司石油销售价格受多种因素影响，过去加蓬石油与布伦特油价一致或略高，现在有加拿大的石油、天然气和天然气液体，以及埃及受拉斯加拉混合油影响的石油，价格为混合价格 [68] - 公司通过无成本领口保护了部分产量至今年夏末的底价为65美元，上限约为100美元 [95] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是高效运营、谨慎投资、增加并向股东返还价值、最大化资产基础并寻找增值机会 [78] - 2023年专注于埃及和加拿大的钻探，加蓬有未来钻探活动的长周期项目和维护资本，约50%的2023年资本用于埃及，其余50%分配给加拿大、长周期项目和维护资本 [101] - 与赤道几内亚合作伙伴合作开发P区块的维纳斯发现项目，预计2024年活动显著增加以提高产量和储量 [106] - 评估埃塔梅下一次钻探活动的位置，为2024 - 2025年的低风险前景钻探活动做准备，以提高产量和钻探成功率 [140] - 公司认为自身被低估，通过2022年批准的回购计划继续回购普通股，预计2023年通过股息和股票回购向股东返还约4500万美元 [12][79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年开局良好，尽管销售和实现的大宗商品价格略低，但仍产生了强劲的调整后EBITDAX，且通过现金流和手头现金为资本支出、季度股息和股票回购提供资金，现金余额增长，表明协同效应和利润率提升已开始对2023年业绩产生积极影响 [104] - 第一季度资本支出大幅下降，预计全年资本支出在7000 - 9000万美元之间，且主要集中在上半年，较低的资本支出将有助于全年积累现金 [105] - 2024年赤道几内亚的维纳斯发现项目和加蓬的钻探活动预计将增加，有望继续提高产量和储量，公司对未来充满信心，相信将为股东带来长期价值 [106] 其他重要信息 - 公司致力于ESG透明度和报告，2022年完成了重要性研究，采用了气候相关财务披露工作组（TCFD）的框架，制定了脱碳计划并成立了脱碳指导小组 [18][80][107] - 埃塔梅油田的天然气管道工作导致暂时使用更多柴油，未来几个月每月增加约100万美元的运营成本，预计2023年第三季度初解决 [9][70] - 加蓬政府通过年度提货以实物形式征税，公司按季度预估并在实际提货时调整 [71] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请说明资本支出在三个地区的钻探和完井方面的分配情况 - 2023年约50%的资本用于埃及，其余50%分配给加拿大、长周期项目和维护资本，计划在埃及钻15 - 20口井，在加拿大钻3 - 4口井 [101] 问题2: 关于埃及应收账款情况，以及第一季度是否收到5000万美元付款；请谈谈埃及垂直井和水平井在成本、初始产量和采收率方面的经济差异 - 第一季度有一批45万桶的货物出口并在境外付款，价值2850万美元，第一季度末贸易应收账款约2650万美元，还有5100万美元的追溯应收账款与EGPC和相关部门持续讨论收款事宜 [111][112] - 埃及垂直井成本通常低于100万美元或约100万美元，内部收益率远高于100%；第一口水平井成本约300 - 350万美元，预计清理期较长，但由于水平段长，预计递减率很低 [113][115] 问题3: 请概述未来六个月在赤道几内亚和加蓬需要落实的内外部关键要点，以便明年资本支出再次增加 - 在加蓬，正在利用地质数据和2020年获取并于2021年解释的新地震分析，评估埃塔梅钻探活动的机会，降低活动风险，寻找额外目标和扩展机会 [90] - 在赤道几内亚，需要完成与合作伙伴的文件定稿，预计夏季完成，之后将开展六项或七项详细研究，进入生产资本支出阶段 [120] 问题4: 幻灯片5显示了埃及优化工作对生产的益处，能否谈谈在改善油田运营方面还有多少工作要做，以及这对生产意味着什么 - 已经为大型项目奠定了基础，未来仍有大量小项目可在停机时间、管道完整性、设施完整性、排放、电气化和原油精炼等方面产生重大影响 [123] 问题5: 加拿大在提高运营效率方面的工作成果，是否会影响2024年资本计划 - 加拿大第一季度有两口延迟的井投产，第二季度又有两口井投产，目前产量已超过3000桶油当量/日，接近或达到历史最高水平，正在提高运营效率 [124] - 加拿大提高运营效率的关键在于缩短周期时间，主要受天气影响，需制定适应天气窗口的计划以实现更快的周期时间 [145] 问题6: 请解释加蓬原定3月的提货延迟至4月3日的原因，以及FSO的作用 - 由于恶劣天气条件，3月下旬连续五到六天无法连接油轮进行提货，FSO相比之前的FPSO有额外的货物容量，即使提货延迟也能继续生产，不会像过去那样因油罐满而停产 [129] 问题7: 请说明埃塔梅油田的天然气管道工作内容和最终目标 - 一条从SEENT平台到埃塔梅平台的低压燃料气管道在例行检查中发现一个小法兰泄漏，需要潜水员干预修复，该管道为埃塔梅平台的发电和工艺以及新FSO的锅炉提供燃气 [132] 问题8: 之前考虑与新合作伙伴开发埃塔梅相邻油田，目前进展如何 - 第一季度与加蓬政府进行了良好讨论，合作伙伴为BWE和Panoro，希望在未来几个月内得出结论，问题主要在于加蓬政府而非合作伙伴之间 [154][158]

季度现金股利政策 - VAALCO公司于2023年2月14日宣布将每股普通股的季度现金股利政策提高至预期的0.0625美元，首次发放于2023年第一季度，并同时宣布了2023年6月23日支付的0.0625美元每股普通股的季度现金股利[224] - 公司宣布每股季度现金股利为0.0625美元，于2023年3月31日支付[298] 股票回购计划 - VAALCO公司已经通过10b5-1计划批准了股票回购计划，计划在20个月内通过市场购买、私下协商交易或其他方式回购总额高达3000万美元的现有普通股[226] - 公司实施了价值3,000万美元的股票回购计划，截至2023年3月31日，尚有2,250万美元可用于回购[300] 业务合并 - VAALCO公司与TransGlobe完成了之前宣布的业务合并，TransGlobe成为VAALCO的直接全资子公司，对VAALCO的净收入和销售额产生了积极影响[228] 钻井活动 - VAALCO公司在加蓬完成了2021/2022年的钻井活动，计划在2024年进行下一轮钻井活动，该钻井项目的成本为1.8亿美元，对VAALCO的参与权益净额为1.14亿美元[233] - VAALCO公司在埃及继续使用EDC-64钻机进行东部沙漠的钻井活动，已完成多口开发井的钻探并实现投产[237] 开发井情况 - EA-53开发井在东部阿尔塔油田的红层油藏中有估计的4.5米净油厚度，目前100%为水产量，计划进行压裂刺激以提高油产量[238] - K-81开发井在ASL-D和ASL-E油藏中有21米净油厚度，于2023年3月5日开始投产，初始产量为504桶/日[239] - K-79开发井在ASL-D、ASL-B和ASL-E油藏中有57.9米净油厚度，于2023年3月15日开始投产，初始产量为192桶/日[240] - Arta-80开发井在Red Bed油藏的主要目标上达到了预期的高度，遇到了10米的净产层[241] - Arta-81开发井在Red Beds油藏中达到了主要目标高出预期4.2米，遇到了9米的净产层[242] - HE-4评价井在Bakr砂岩层钻到了1850米的总深度，达到了ASL-B砂岩层的主要目标，发现了3个砂岩带，包括北部未见的新砂岩层[243] - HE-5INJ注入井计划在HE-1X、HE-2和拟议的HE-3井之后的下倾位置，以支持压力并提高ASL-B砂岩层的预计最终采收率[244] 销售情况 - 2023年第一季度，在埃及的所有销售都是给Mercuria[269] - 在加拿大，原油、天然气、凝析油和NGL销售的收入是根据实际交付的数量和价格确定的[270] 资金情况 - 我们的主要资金来源是运营现金流，主要资金用途是资助Etame Marin区块的开发活动的资本支出[271] - 我们相信我们有足够的流动性来支持当前的现金需求，包括FSO租约、钻井计划以及与业务部门运营相关的交易费用和资本支出[272] - 我们的借款基数是5000万美元[279] 业务影响因素 - 全球供应链问题和能源担忧可能对公司业务产生影响[302] - 公司通过对原油价格进行套期保值来减轻价格波动的影响[309] 财务数据 - 2023年第一季度的所得税费用为1480万美元，较2022年同期的460万美元有所增加[328] - 一季度的利息支出净额为220万美元，较2022年同期的0.0万美元有所增加[326] - 2023年第一季度，原油和天然气收入增加了1170万美元，约为17%[313] - 加蓬部门在2023年第一季度为公司总收入贡献了3670万美元，较2022年同期的6870万美元有所下降[315] - 印度尼西亚部门在2023年第一季度为公司总收入贡献了3480万美元[317] - 加拿大部门在2023年第一季度为公司总收入贡献了890万美元[318] - 2023年第一季度，生产费用增加了980万美元，约为54%[318] - 折旧、减值和摊销成本增加了1970万美元，约为423%[321] - 加蓬原油销售价格基于Dated Brent价格加减差价，如果原油价格每桶下降5美元，预计每季度收入和营业利润将减少230万美元，净收入将减少210万美元[335] - 埃及生产基于Dated Brent价格减去质量差价，并通过PSCs与埃及政府共享，根据合同，埃及政府收取67%至84%的利润油[336] - 加拿大原油和NGL销售价格基于NYMEX WTI价格加减差价，如果原油价格每桶下降5美元，预计每季度收入和营业利润将减少110万美元，净收入将减少80万美元[339]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年净收入为5190万美元，摊薄后每股收益0.74美元，调整后净收入为1.043亿美元，摊薄后每股收益1.49美元，而2021年调整后净收入为3960万美元，摊薄后每股收益0.67美元 [14] - 2022年第四季度调整后EBITDAX为4980万美元，全年为1.866亿美元，超2021年的8580万美元一倍多，主要因销售 volumes 同比增长36%，原油平均销售价格上涨34% [29] - 2022年全年G&A成本（不包括基于股票的薪酬）为800万美元，较2021年全年下降35%；2022年第四季度G&A非现金股票薪酬费用为 - 10万美元，全年为210万美元 [16] - 截至2022年12月31日，调整后营运资金增至4420万美元，而9月30日为 - 1900万美元 [33] - 2022年全年生产费用（不包括海上修井和基于股票的薪酬）为1.079亿美元，第四季度为4080万美元，较之前时期有连续增长 [58] - 2022年全年所得税费用为7140万美元，有效税率为57.8%，而加蓬的PSC税率为52.5% [60] - 2022年公司通过股息和股票回购向股东返还超1200万美元现金；2023年2月，季度股息从2022年的每股0.13美元近乎翻倍至每股0.25美元 [97] - 2022年第四季度折旧、损耗和摊销费用增至2630万美元，高于2022年第三季度的900万美元和2021年第四季度的410万美元 [103] - 2022年全年净资本支出（不包括收购）现金基础为1.599亿美元，应计基础为1.785亿美元 [132] - 预计2023年第一季度生产费用（不包括修井和股票补偿）在2800 - 3400万美元之间，海上修井在0 - 100万美元之间，现金G&A在350 - 550万美元之间；全年生产费用（不包括海上修井和股票补偿）在1.35 - 1.57亿美元之间，海上修井在400 - 1000万美元之间，现金G&A在1500 - 2000万美元之间 [133] 各条业务线数据和关键指标变化 加蓬业务 - 2022年Etame净SEC证实储量同比下降9%至1020万桶石油，但证实SEC NPV 10在年底增加246%至2.44亿美元；2022年Etame用新的SEC证实储量替换了67%的产量 [27] - 2022年第四季度销售 volumes 为137万桶油当量，较第三季度的73.1万桶增长88%，全年销售增长35%至368万桶油当量 [94] 埃及业务 - 2022年净SEC证实储量为860万桶石油，证实SEC NPV 10在年底为2.27亿美元；2022年SEC证实储量替换率为20% [55] 加拿大业务 - 2022年净SEC证实储量为920万桶油当量，证实SEC NPV 10在年底为1.53亿美元；2022年SEC储量替换率为267% [115] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年第四季度实现的商品价格较第三季度下降32%，但第四季度每桶油当量实现的商品价格仍达70.43美元 [30] - 2P CPR储量同比增长292%至7640万桶油当量，证实储量增长149%至2790万桶油当量；2P CPR NPV 10在2022年底为8.15亿美元，而公司当前市值约为5亿美元 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是高效运营、审慎投资、增加并向股东返还价值、最大化资产基础并寻找增值机会 [65] - 2023年资本支出预计在7000 - 9000万美元之间，预计约4500万美元将通过股息和股票回购返还给股东，多余现金流将用于未来钻探活动和开发储备 [65] - 持续评估增值收购机会，收购目标需为能立即贡献收入和现金流的生产性资产 [165] - 继续实施套期保值计划，通过无成本领口期权为部分产量在上半年锁定65美元的底价，上限至少为100美元 [117] - 计划在2024年返回加蓬Etame进行钻探活动，具体取决于钻机可用性和商品价格，钻探活动将侧重于Gamba机会 [127] - 2023年资本约50%用于埃及，其余50%分配给加拿大、长周期项目和维护资本；计划在埃及钻10 - 15口井，在加拿大钻4 - 8口井 [157] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去两年供应链服务提供商数量减少，需求增加和供应减少推动行业成本上升，通胀压力可能持续，但公司受益于较高的商品价格 [118] - 公司认为市场尚未认识到与TransGlobe合并所创造的价值，当前是进行股票回购的好时机 [97] - 对赤道几内亚的未来感到兴奋，预计Venus发现项目将实现高效经济开发，预计2026年实现首油 [24] - 公司在埃及与合作伙伴EGPC的合作有显著改善，希望继续提高埃及业务的效率 [81] 其他重要信息 - 2022年10月13日完成与TransGlobe的转型合并，业务规模扩大，资产组合多元化，资产分布在加蓬、埃及、赤道几内亚和加拿大四个国家 [6] - 合并后已实现高达每年500万美元的成本节约，未来18 - 24个月通过优化、数字化和后台效率提升等措施，年化节约成本可能翻倍 [22] - 2022年在加蓬Etame完成复杂的FSO安装、油田重新配置和全面油田检修项目，预计2023年及以后实现每年1300 - 1600万美元的运营成本节约 [23] - 2023年3月与赤道几内亚矿产和碳氢化合物部及合作伙伴就Block P完成多份实质性文件，预计第二季度更新市场信息 [24] - 2022年11月董事会批准最高3000万美元的股票回购计划，截至2023年3月31日，已回购价值750万美元的股票，约155万股 [95] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 租赁相关情况 - 公司之前有Nautipa的经营租赁，已存在20多年；Teli在10月投入使用，为融资租赁，租赁期限8年加两个1年选择权，从美国公认会计原则角度，这成为使用权融资资产，资产和负债都将计入资产负债表 [40] 问题: 收购资产的特征 - 收购资产需对公司极具吸引力，鉴于当前股价和2P储量PV - 10超8亿美元的情况，公司会先考虑股票回购再进行大规模收购；公司技能集因收购TransGlobe而增加，包括陆上和浅水近海专业知识，收购资产需符合公司技能集且储量有10 - 15年寿命 [42][72] 问题: 生产费用地理分布及费用范围来源 - 全年生产费用按地区划分，加蓬占比约50% - 55%，埃及和加拿大占剩余45%，其中埃及约40%，加拿大占剩余部分；全年生产费用按每桶计算的范围与销售模型相关 [168][75] 问题: PSC修正案情况 - 与政府的两项PSC修正案在3月执行，后续需完成合作伙伴之间联合经营协议的修正案，预计不久后执行 [46] 问题: 实现更多协同效应的情况 - 已在G&A方面实现超500万美元的协同效应，主要通过取消额外公开上市、精简董事会和高管职位、优化公司结构、整合顾问和减少外部报告要求等方式；未来将关注运营效率提升，如减少埃及和加拿大钻井周期时间，还将考虑引入ERP工具优化后台功能 [49][148] 问题: 投资者未看好公司估值的原因 - 市场可能未看到公司储量的长期性和未来现金流的稳定性，分析师若深入分析，会发现公司有时市盈率低于2倍EBITDAX，公司价值有望提升 [52][82] 问题: 资本支出对自由现金流的影响 - 2023年资本项目集中在上半年，会影响上半年自由现金流，下半年生产受益于前期资本投入，产量增加且资本支出减少，将产生更多自由现金流 [43][106] 问题: 赤道几内亚项目文件及开发计划情况 - 2022年第四季度对开发计划进行同行评审，目前正根据评审意见优化开发计划以提高效率和降低复杂性；2023年预计完成海底调查，确定钻机位置，完成建设和工程阶段并制定更详细的开发时间表；计划2024年利用同一钻机为Venus开发项目在2025年初钻井 [146][170] 问题: 埃及Arta 77HC井投产时间及正常产量水平 - 该井正在清理中，清理完成前无法确定产量，但目前已出油；埃及业务在年初产量约1万桶/天（工作权益），到第一季度末已看到至少10%的提升（毛产量） [88]

公司资产分布与权益 - 公司在埃及、加拿大和加蓬近海拥有油气生产资产，重点是最大化现有资源价值并拓展非洲新开发机会[64] - 加蓬Etame Marin区块面积约46,200英亩，公司当前工作权益为58.8%，2026年6月将降至57.2%[68] - 埃及业务分布在东部沙漠和西部沙漠，公司在两个区块均拥有100%工作权益，东部沙漠合并特许权面积约45,067英亩，西部沙漠South Ghazalat特许权面积约7,340英亩[71] - 加拿大Harmattan资产涵盖46,100英亩已开发土地和29,300英亩未开发土地，公司拥有100%工作权益[78] - 赤道几内亚Block P项目，公司工作权益增至45.9%，2023年2月参与权益增至60%，首次商业生产时需向GEPetrol支付680万美元[82][83] - 公司在加拿大Harmattan拥有油气资产，包括46100英亩开发土地和29300英亩未开发土地，还拥有100%工作权益的油库和压缩机站[134] 公司业务计划与目标 - 公司计划通过有机钻探和战略收购增加股东价值，目标包括维持产量、降低成本、管理资本支出等[65] 埃及业务相关费用与合同条款 - 埃及合并特许权协议相关，公司已支付首笔现代化费用1500万美元和签字奖金100万美元，预计有效日期调整累计金额为6750万美元，已收到1720万美元[72] - 公司在埃及的PSC合同中，东部沙漠合并特许权首阶段最大成本油为40%，西部沙漠South Ghazalat为25%[77] - 公司在埃及的PSC合同中，东部沙漠合并特许权首阶段承包商生产分成油为30%，西部沙漠South Ghazalat为17%[77] - 埃及石油和天然气资源归国家控制，特许权协议有效期不超30年，协议具有法律效力，可覆盖部分埃及法律[142][143] - 埃及特许权协议规定承包商成本回收和产量分配方式，资产随成本回收逐步转移给政府实体[145][146] - 埃及政府有权在特定情况下提前终止特许权协议，需提前90天书面通知承包商整改[147] 加拿大业务相关政策 - 加拿大艾伯塔省采用现代化特许权使用费框架，生产井在回本前支付5%统一特许权使用费，回本后最高支付40%[79] 项目成本与储量情况 - 截至2022年和2021年12月31日，与P区块许可证相关的未开发租赁成本账面价值为1000万美元[84] - 2022年加蓬完成4口开发井（毛井数）和2.4口（净井数），2021 - 2022年加拿大和埃及在特定时段分别完成3口和5口井（毛井数）[85][86] - 截至2022年12月31日，总租赁面积为231.5千英亩（毛面积）和172.4千英亩（净面积），生产原油井总数为183口（毛井数）和173.3口（净井数），生产天然气井总数为40口（毛井数）和37.6口（净井数）[87] - 2022年加蓬原油储备估算平均价格为100.35美元/桶，高于2021年的69.10美元/桶和2020年的42.46美元/桶[88] - 截至2022年12月31日，总探明储量为2795.7万桶油当量，其中探明已开发储量为2363.4万桶油当量，探明未开发储量为432.3万桶油当量[90] - 2022年加蓬总探明储量较年初减少，主要因生产2971千桶油当量，通过积极修订增加2000千桶油当量[91][92] - 2022年10月14日至12月31日，埃及和加拿大分别因购买储备增加9216千桶油当量和9408千桶油当量[93][94] - 2021 - 2022年四口井和两次修井的钻探计划估计成本为1.8亿美元，公司承担份额为1.14亿美元，2022年已发生约1.48亿美元，公司承担份额约9400万美元[98] - 截至2022年12月31日，因收购TransGlobe，储备中有31个探明未开发储量（PUD）位置，25个在加拿大，6个在埃及[99] 公司销售情况 - 2022年公司总销售净量为原油3559MBbl、天然气335MMcf、NGLs 63MBbl，平均销售价格分别为每桶97.24美元、每Mcf 4.00美元、每桶36.12美元，每桶油当量生产成本为30.12美元[102] - 2022年8 - 12月公司加蓬原油销售100%的收入来自嘉能可，10 - 12月埃及原油销售100%由EGPC覆盖，加拿大收入集中于三个客户，占比分别约为54%、32%和14%[104][105][106] 公司人员情况 - 截至2022年12月31日，公司有185名全职员工，其中加蓬90人、埃及30人、加拿大21人、休斯顿44人；另有承包商73人[108] - 公司管理团队中约16%为女性员工，加蓬劳动力中93.3%为加蓬人[109] 公司面临的竞争与风险 - 原油、天然气和NGLs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，且部分对手资源远超公司[116][117] - 公司为应对运营风险购买保险，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、经营成果或现金流[118] - 公司运营受政治、法律和监管等因素影响，包括政府更迭、价格和货币管制等[119] 加蓬法律政策 - 加蓬2014年《碳氢化合物法》为碳氢化合物勘探、开采及下游行业提供治理框架，此前合同有效期内继续有效，但续约等需符合该法要求[123][125][126] - 2019年7月16日颁布的第002/2019号法律废除2014年《碳氢化合物法》，新法律适用于上下游领域，但部分问题待实施条例明确[127] - 现有石油合同在到期前继续有效，续约或延期需遵循2019年《碳氢化合物法》及其实施条例[128][129] - 外国生产商和勘探商申请授权需通过加蓬公司运营，从事碳氢化合物活动的公司需在法律生效一年内将场地修复基金存入指定银行[130] - 2019年《碳氢化合物法》实施后，加蓬国家在合同中的参与权益不超10%，加蓬石油公司可按市值收购最多15%股权，加蓬国家还可按市值收购运营商最多10%股权[131][132][133] 赤道几内亚法律政策 - 赤道几内亚所有碳氢化合物属国家财产，私人公司可通过产品分成合同开展石油作业，合同需总统批准[149][150] - 2006年赤道几内亚《碳氢化合物法》赋予石油部广泛监管权力，可在必要时下令暂停作业等[151][152] - 赤道几内亚国家可直接或通过国家公司，在产量分成合同中拥有最低20%的权益[159] 公司外汇与价格风险 - 截至2022年12月31日，公司以中非法郎计价的净货币资产为2040万美元（124.915亿中非法郎），中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少180万美元；2022年以中非法郎计价的支出约为3900万美元[504] - 预计加元兑美元升值10%，将使公司2022年净利润减少约90万美元；反之，加元兑美元贬值10%，将使净利润增加约90万美元[505] - 预计埃及镑兑美元升值10%，将使公司2022年净利润增加约50万美元；反之，埃及镑兑美元贬值10%，将使净利润减少约50万美元[506] - 若原油销售维持在最近年度销量367.7万桶油当量，原油价格每桶下降5美元，预计每年收入和营业损益将减少1840万美元，净利润（亏损）将减少1650万美元[508] 公司衍生工具情况 - 截至2022年12月31日，公司有未到期的衍生工具，涵盖到2023年3月约30.4万桶的产量；2023年2月，增加了无成本区间期权，涵盖2023年4月至6月部分产量28.6万桶[509] 公司外汇管理情况 - 公司未利用衍生工具管理外汇风险，维持少量英镑用于支付伦敦办公室费用，外汇风险不重大[507] 全球减排目标与公司应对措施 - 美国计划到2030年将全经济范围内的温室气体排放量较2005年水平减少50 - 52%；加拿大承诺到2030年将排放量较2005年水平削减40 - 45%，并计划到2050年实现温室气体净零排放[165] - 加蓬通过了2021年9月13日第019/2021号气候变化法令，旨在控制和减少排放、增加温室气体吸收等[167] - 公司是全球应急和原油泄漏应急组织OSRL的成员，在当地有一级泄漏应急包[169]

财务数据和关键指标变化 - 2022年前三季度调整后EBITDAX达1.368亿美元，2021年全年为8580万美元，2020年为2660万美元 [9] - 2022年第三季度调整后EBITDAX为4240万美元，上一季度创纪录达6080万美元，2021年同期为2330万美元 [40] - 2022年第三季度净收入690万美元，摊薄后每股0.11美元，调整后净收入3330万美元，摊薄后每股0.56美元；上一季度调整后净收入3070万美元，摊薄后每股0.52美元；2021年第三季度调整后净收入1000万美元，摊薄后每股0.17美元 [42][43][44] - 2022年第三季度生产9157桶/日，与上一季度基本持平，较2021年同期增长19% [44] - 2022年第三季度销售73.1万桶，较上一季度的季度纪录95.8万桶下降24%，与2021年同期基本持平 [45] - 2022年第三季度实现原油价格103.61美元/桶，较上一季度下降9%，较2021年同期上涨42% [46] - 2022年第三季度扣除已实现商品衍生品后平均价格为91.13美元/桶，上一季度为91.39美元/桶 [47] - 2022年9月30日，无限制现金余额6930万美元，不包括10月收到的9月提油收入1680万美元；营运资金为负1970万美元，6月30日为负800万美元 [69] - 2022年第三季度净资本支出，现金基础为4360万美元，应计基础为5170万美元 [71] 各条业务线数据和关键指标变化 加蓬业务 - 2022年第四季度受FSO和全油田重新配置影响，目前净可实现权益产量约9200桶/日，预计年底达到1 - 1.05万桶/日 [77][78] 埃及业务 - 预计2022年第四季度净可实现权益产量在5300 - 6000桶/日 [76] 加拿大业务 - 预计2022年第四季度净可实现权益产量在2200 - 2700桶/日 [76] 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 - 公司致力于增值增长战略，通过有机钻井、收购和挖掘资产内在价值来增加产量和价值 [84] - 持续评估增值收购机会，利用现金投资以增加产量 [21] - 实施股票回购计划，董事会批准最高3000万美元的股票回购，以提升股东价值 [16][17] - 计划从2023年起将股息提高至每股0.25美元/年，结合股票回购，2023年将向股东返还约每股0.50美元 [19] - 行业面临通胀压力，服务竞争加剧，供应商数量减少，导致成本上升 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是成功且变革性的一年，公司在生产、财务和项目执行方面取得显著进展 [83] - 完成Etame的FSO转换和全油田重新配置，预计从第四季度开始实现可持续的运营成本节约 [11][12] - 赤道几内亚的Venus发现开发计划获政府批准，有望增加储量和产量 [12][13] - 与TransGlobe的合并增强了公司规模、现金流和地域多样性，降低了风险 [14][15] - 对2023年前景感到兴奋，预计产量和调整后EBITDAX将提升，将继续为股东创造长期价值 [37][67][94] 其他重要信息 - 2022年套期保值计划锁定现金流，支持资本项目和股息支付；7月和10月分别签订衍生品合约 [47][48][49] - 预计2022年Etame的FSO转换和油田重新配置资本支出在3000 - 4000万美元之间，预计每年节省运营成本1300 - 1600万美元 [26] - 2022年第四季度计划进行两次修井作业，预计恢复1000 - 1500桶/日的产量 [35][53] - 公司预计2022年第四季度生产1.8 - 2.06万桶/日（工作权益），净可实现权益产量3900 - 1.63万桶/日；销售1.86 - 2.11万桶/日（工作权益），净可实现权益产量1.45 - 1.67万桶/日 [75][79] - 预计2022年第四季度生产费用（不包括修井和股票补偿）在3350 - 3900万美元之间，修井费用在500 - 700万美元之间；现金一般及行政费用在350 - 500万美元之间；资本支出在3400 - 5000万美元之间 [80][81] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年全年指导是否在第一季度发布 - 公司将在2023年第一季度发布全年指导 [95] 问题2: 如何看待2023年的产量 - 加蓬产量可能略有下降，埃及和加拿大产量有望增加，公司将通过钻探继续增加产量 [98][101][102] 问题3: 以8000万美元作为合并后营运资金的起始数字是否合适 - 建议参考TransGlobe的Q3结果和相关文件，考虑交易成本后确定起始现金余额 [103][104] 问题4: Etame的产量是否已恢复到1.5 - 1.7万桶/日水平，是否有延迟影响Q4数据 - 产量已恢复到相应水平，SEENT井清理需要时间，目前信心较高 [107][108][110] 问题5: 是否能保留Etame项目团队并转移到赤道几内亚 - 公司计划重新部署该团队，优化Block P开发，提高效率并降低初始资本支出 [111] 问题6: 未来12个月在埃及利用TransGlobe资产能取得什么成果 - 公司将采用特定运营方法，在埃及和加拿大设定生产和成本效率目标，最大化产量和价值 [114][115][116] 问题7: 新FSO的卸载节奏与FPSO相比有何变化 - 新FSO可实现100%装载到单艘油轮，有望节省成本并提高价格，但尚未计入相关因素 [117][118] 问题8: 公司原油定价情况及如何实现溢价 - 加蓬从与埃克森的长期合同转向与嘉能可的市场营销合同，最近一批货物较布伦特溢价5美元/桶；埃及与Mercuria有营销合同，也可选择向EGPC销售；加拿大产品在井口销售 [120][121][122] 问题9: 北奇巴拉井清理时间及产量预测 - 预计清理时间为10 - 12天，稳定后产量预计为1500桶/日 [124][125] 问题10: 加蓬和Dentale地区的钻探计划对未来有何影响 - 2023年将深入进行地震解释，确定4 - 6个高级钻探目标，并在Q3公布；还将分析Etame的寿命，并在Q2的资本市场日公布结果 [128][129][130] 问题11: 资产负债表上非流动负债中的4100万美元非流动税对应什么，2023年是否有FPSO的剩余资本支出 - 非流动税是加蓬的递延所得税负债，与利润油桶相关；预计FSO成本在Q4全部计入，2023年Q1不会有重大结转 [132][133][135]

公司业务合并 - 2022年10月13日公司完成与TransGlobe的业务合并，AcquireCo收购其所有已发行和流通普通股，总发行约4930万股VAALCO股票，VAALCO和TransGlobe股东分别持有合并后公司约54.5%和45.5%股份[228][229] - 合并前TransGlobe全额偿还与ATB Financial信贷安排下约410万加元的未偿债务和负债，2022年第三季度和前九个月与合并相关的交易成本分别为640万美元和760万美元[230] - 2022年10月13日，公司与TransGlobe完成业务合并，向其股东发行约4930万股VAALCO普通股[291] 信贷与融资安排 - 2022年5月16日，公司子公司VAALCO Gabon (Etame), Inc.签订最高本金达5000万美元的高级有担保储备基循环信贷安排，自2023年10月1日起每半年减少625万美元[232] - 2022年5月16日，VAALCO Gabon（Etame）签订RBL信贷协议，初始总承诺金额达5000万美元，可增加不超5000万美元，自2023年10月1日起每半年减少625万美元[269] - 2022年1月19日，TransGlobe子公司与EGPC签订合并特许权协议，现代化付款总计6500万美元，未来四年每年2月1日需额外支付1000万美元，15年主要期限内每五年至少支出5000万美元[268] - 截至2022年9月30日，公司未从信贷安排中提款，未使用额度的承诺费不受利率变化影响，未来债务发行的利息成本可能受市场利率变化影响[352] 油田项目合作与协议 - 2021年10月11日，公司与BW Energy和Panoro Energy组成的BWE财团获加蓬两个海上区块临时授予，BW Energy为运营商，公司拥有37.5%工作权益[234] - 2021年8月，公司和Etame合资伙伴批准与World Carrier的FSO协议，2021年和2022年分别预付200万美元（净130万美元）和500万美元（净320万美元），600万美元将从未来租金中收回，目前油田转换总估计为7000 - 8600万美元（公司净4500 - 5500万美元）[235] - 2022年9月9日，公司签署FPSO合同附录，将其使用延长至10月4日，支付日租金15万美元及1530万美元（净890万美元）的退役和复员费用[236] - 2022年3月17日，子公司VAALCO Gabon与DOF Subsea签订海洋建设协议，支持加蓬近海Etame Marin油田海底重新配置，10月完成FSO安装和油田重新配置[233] - FSO协议要求2021年预付200万美元（VAALCO净付120万美元），2022年预付500万美元（VAALCO净付320万美元），600万美元将从未来租金中收回，Etame现场配置费用预计7000 - 8600万美元（VAALCO净付4500 - 5500万美元）[281][282] 油田生产与开发 - 2021/2022钻井计划中，Etame 8H - ST井初始流量约5000桶/日（公司净2560桶/日），Avouma 3H - ST井初始产量约3100桶/日（公司净1589桶/日）[239] - 2022年7月完成ETBSM 1HB - ST井，初始产量约293 - 390桶/日，VAALCO净产量150 - 200桶/日，权益为58.8%[240] - 2022年9月27日ETBSM 2H - ST井钻探成功，遇近100米总含油砂岩（净72米）[241] - 东南Etame 4 - H井修井完成后预计恢复产量至1000 - 1500桶/日[243] - 2021/2022钻井计划成本预计为1.65 - 2.02亿美元，VAALCO净成本1.04 - 1.28亿美元[244] - 截至2022年9月30日，Etame Marin区块3个月产量为1647千桶（净842千桶），9个月产量为4701千桶（净2405千桶）[247] - 赤道几内亚工作权益待批准后将增至45.9%，2022年9月26日金星开发计划获批准[248] - 2021/2022钻井活动中，Etame 8H - ST井初始流量为5000桶/日（VAALCO净得2560桶/日），Avouma 3H - ST井初始产量约3100桶/日（VAALCO净得1589桶/日）[285] - 2022年7月完成的ETBSM 1HB - ST井在Dentale D1层初始产量约293 - 390桶/日（VAALCO净得150 - 200桶/日），D9层暂关井[286] - 2021/2022钻井计划含四口井和两次修井，总成本预计1.65 - 2.02亿美元（VAALCO净付1.04 - 1.28亿美元），2022年最后一季度预计2500 - 3100万美元（VAALCO净付1600 - 1900万美元）[290] 业务调整 - 公司已停止在安哥拉的业务[226] 权益变更 - 2021年2月25日完成收购Sasol在Etame Marin区块27.8%的工作权益，权益增至58.8%[245] - 因Sasol收购，公司在Etame的工作权益从2020年12月31日的31.1%增至58.8%，产量和成本净占比也相应提高[279] 现金流与资本支出 - 2022年前9个月经营活动净现金增加8297.8万美元，投资活动净现金使用增加7288.9万美元，融资活动净现金使用增加795.4万美元[251] - 2022年前9个月应计资本支出为1.216亿美元，2021年同期为1100万美元[254] 期权合约 - 2022年10 - 12月有10.9万桶/月的布伦特原油领口期权合约，2023年1 - 3月新增10.1万桶/月的领口期权合约[260][261] - 2022年10月26日，公司签订2023年第一季度额外衍生品合约，平均月交易量10.1万桶，加权平均看跌价格65美元/桶，加权平均看涨价格120美元/桶[306] 资金状况与预期 - 公司认为现有现金余额和运营现金流足以支持当前现金需求至2023年12月，但未来运营现金流和潜在收购资金受多种因素影响[267] 股息与回购计划 - 2021年11月3日，公司董事会采用季度现金股息政策，自2022年第一季度起每股0.0325美元[292] - 2022年公司多次支付普通股季度现金股息，每股均为0.0325美元[293] - 公司计划在与TransGlobe交易完成后，2023年年化股息目标为2800万美元，约每股0.25美元[294] - 2022年11月1日公司宣布批准股票回购计划，将在20个月内回购至多3000万美元流通普通股[296] 财务业绩 - 2022年第三季度净收入为690万美元，2021年同期为3170万美元[311] - 2022年前三季度末的三个月，原油和天然气收入增至7810万美元，较2021年同期增加2220万美元，约39.7%[312] - 2022年前三季度末的三个月，生产费用降至2330万美元，较2021年同期减少190万美元，约7.5%[316] - 2022年前三季度末的三个月，FPSO遣散成本增至890万美元，2021年同期无此费用[317] - 2022年前三季度末的三个月，勘探费用降至10万美元，较2021年同期减少40万美元，约83.3%[318] - 2022年前三季度末的三个月，折旧、损耗和摊销成本增至900万美元，较2021年同期增加200万美元，约28.6%[319] - 2022年前三季度净收入为3410万美元，2021年同期为4750万美元[328] - 2022年前三季度原油和天然气收入为2.577亿美元，较2021年同期增加1.15亿美元，增幅约80.6%[329] - 2022年前三季度净原油销售价格为109.28美元/桶，较2021年同期增加40.97美元/桶[330] - 2022年前三季度生产费用为6710万美元，较2021年同期增加940万美元，增幅约16.3%[333] - 2022年前三季度FPSO遣散成本为890万美元，2021年同期无此费用[334] - 2022年前三季度勘探费用为30万美元，较2021年同期减少100万美元，降幅约80.6%[335] - 2022年前三季度折旧、损耗和摊销成本为2180万美元，较2021年同期增加490万美元，增幅约28.9%[336] - 2022年前三季度坏账费用为210万美元，较2021年同期增加120万美元，增幅155.9%[338] - 2022年前三季度衍生品损失为3750万美元，较2021年同期增加1650万美元[340] - 2022年前三季度所得税费用为6450万美元，2021年同期为收益1130万美元[343] 货币资产与风险 - 截至2022年9月30日，公司有2630万美元（176.364亿中非法郎）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240万美元[347] - 2022年第三季度和前九个月，公司以中非法郎计价的支出分别约为880万美元和2490万美元[347] - 公司面临敞口衍生品工具的交易对手违约市场风险，通过与信誉良好的金融机构签订合约来降低风险[348] - 公司主要市场风险是原油和天然气生产销售价格，若原油销售维持在最近季度销量731万桶，每桶价格下降5美元，预计每季度收入和经营损益减少370万美元，净利润（亏损）减少330万美元[350] - 截至2022年9月30日，公司有未到期衍生品工具，覆盖到2022年12月的326万桶产量；2022年10月新增衍生品合约，覆盖2023年1月至3月的30.3亿桶产量，这些工具用于对冲原油价格下跌，但未被指定为会计套期[351]

财务数据和关键指标变化 - 调整后EBITDAX在2022年第二季度增长81%，达到6080万美元，2022年前六个月累计超过9400万美元，接近2021年和2020年全年总和 [9] - 2022年第二季度净收入为1510万美元，摊薄后每股0.25美元，调整后净收入为3070万美元，摊薄后每股0.52美元 [35] - 2022年第二季度生产9211桶/日，较第一季度增长14%，较2021年同期增长14% [36] - 2022年第二季度销售创历史新高，较第一季度增长56%，较2021年同期增长49% [37] - 2022年第二季度原油价格实现增长3%，达到113.38美元/桶，较2021年同期增长63% [37] - 2022年第二季度扣除商品衍生品后平均价格为91.39美元/桶，较第一季度增长2% [38] - 2022年第二季度生产费用为2550万美元，预计第三季度为1800 - 2450万美元，全年为8200 - 900万美元 [40][42][43] - 2022年第二季度DD&A为820万美元，每桶8.55美元，预计第三季度为每桶11.50 - 13.50美元 [45] - 2022年第二季度一般及行政费用为270万美元，预计第三季度现金G&A为200 - 300万美元，全年为950 - 1150万美元 [46][47] - 2022年第二季度非现金股票薪酬费用为80万美元 [47] - 2022年第二季度所得税费用为4630万美元 [49] - 2022年6月30日，无限制现金余额为5310万美元，营运资金为负800万美元 [55] - 2022年第二季度净资本支出为3710万美元（现金基础）和3810万美元（应计基础），预计第三季度为4000 - 5000万美元，全年为1.3 - 1.5亿美元 [56] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油生产业务2022年第二季度平均日产9211桶，较第一季度增长14%，销售95.8万桶 [15] - FSO转换和油田重新配置项目预计2022年资本支出为3000 - 4000万美元，预计到2030年节省运营成本1300 - 1600万美元 [19] - 2021 - 2022年钻探活动中，多口井投产且产量超预期，部分井遇挑战，后续有新井计划 [22][23][24][28] 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 - 公司战略是通过成功钻探活动增加产量，推进赤道几内亚开发计划，与TransGlobe进行战略合并 [12][13][31] - 行业面临通胀压力，服务成本上升，供应紧张 [17][40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度业绩出色，若FSO转换、钻探成功且油价维持高位，第四季度业绩有望超第二季度 [58] - 对Etame有机机会和赤道几内亚Block P开发机会感到兴奋，相信与TransGlobe合并能扩大资产、增加现金流和股东回报 [59][60] 其他重要信息 - 公司发布2022年第二季度补充投资者资料，含财务分析、比较和指引 [4] - 公司董事会批准第三季度股息，还批准最高3000万美元股票回购计划 [9][13] - 2022年7月25日，公司签订32.6万桶无成本商品领口协议，全年剩余时间对冲70.1万桶 [39] 问答环节所有提问和回答 问题1: 为何不在当前井眼中完成D9井，而要等到下一个钻探活动？ - 主要是由于完井设备的可用性，当时钻机已离开井场并选择了当前计划的额外选项，评估D1产能时钻机已在新平台进行生产钻探作业，后续会在2023年活动中规划返回该井眼评估D9 [66][67] 问题2: 延长当前钻探计划如何改变原下一个钻探计划，还是说TransGlobe收购对其影响更大？ - 当前钻探计划未受TransGlobe机会影响，已确定推进Ebouri 4H修井和Northeast Avouma勘探井，随着对地震数据的持续评估，2023年计划的目标机会不断增加 [68][69] 问题3: 下一个钻探活动计划钻多少口井？ - 目前计划钻4 - 6口井，具体数量将根据整个资本支出计划的排名确定，且需股东批准合并交易，以评估资金投入的最快和最有效经济回报 [70]

公司概况 - 公司是一家位于美国得克萨斯州休斯顿的独立能源公司，在加蓬有生产运营和勘探开发活动，在赤道几内亚有参与开发和勘探活动的机会，已停止在安哥拉的业务[210] 收购与交易 - 公司与TransGlobe达成收购协议，收购总价约3.07亿美元，预计2022年底前完成，完成后公司股东将持有合并后公司约54.5%股份，TransGlobe股东持有约45.5%股份[212][216] - 若收购协议在特定情况下被任一方终止，双方需支付915万美元的终止费[217] - 收购协议需获得阿尔伯塔女王法院、公司股东和TransGlobe股东等批准，且需满足多项条件，包括异议股份不超过TransGlobe已发行和流通股份的10%等[212][215] - 收购协议中，AcquireCo将以0.6727股公司普通股换取1股TransGlobe普通股，不发行零碎股份，股东将获得现金代替[213] - 公司股东将在股东大会上批准发行作为收购对价的股份以及增加公司授权股本的修正案，TransGlobe股东将批准收购协议[214] - 2022年7月13日，公司签订协议收购环球石油，总对价约3.07亿美元[272] - 公司拟与TransGlobe进行交易，换股比例为0.6727股VAALCO股票换1股TransGlobe股票，需获TransGlobe股东至少66 2/3%投票通过及VAALCO普通股多数股东批准，交易协议规定特定情况下终止需支付915万美元互免终止费[273] 协议签订 - 2022年5月16日，公司子公司VAALCO Gabon (Etame), Inc.签订最高本金达5000万美元的高级有担保储备基循环信贷安排协议，自2023年10月1日起每半年减少625万美元[219] - 2022年3月17日，公司子公司VAALCO Gabon与DOF Subsea签订海洋建设协议，为加蓬近海埃塔梅马林油田的海底重新配置提供服务，服务预计7月初开始，9月底完成[220] - 2022年5月16日，公司签订最高本金达5000万美元的高级有担保储备基循环信贷安排协议，可额外增加不超5000万美元承付款项，自2023年10月1日起每半年减少625万美元[255] - 2022年7月25日，公司签订商品领口期权协议，覆盖2022年10 - 12月的326万桶产量[323] 项目进展 - 海底重新配置准备工作正在进行，DOF Skandi Constructor号已抵达加蓬，将开始现有管线重新配置和新管线安装工作[221] 业务权益 - 公司与BW Energy和Panoro Energy组成的财团获加蓬两个海上区块的临时授标，公司拥有37.5%工作权益[222] - 公司于2021年2月完成收购Sasol在加蓬Etame Marin区块27.8%的工作权益，工作权益从31.1%增至58.8%[231] - 赤道几内亚工作权益待批准后将增至45.9%，公司已提交Block P区块Venus开发计划，获批后公司将持有80%工作权益，该区块生产分成合同开发和生产期为25年[234] - 2021年10月11日，公司加入BWE财团，获得加蓬两个区块临时授标，公司拥有37.5%工作权益[267] 租约与成本 - 现有FPSO租约将于2022年9月到期，公司与租船方就停产、退役安排和成本进行协商，FSO协议需在2021年预付200万美元（净130万美元），2022年预付500万美元（净320万美元），其中600万美元将从未来租金中收回，目前总油田转换估计成本为6600 - 8000万美元（公司净4200 - 5100万美元）[223] - FPSO租约2022年9月到期，公司与世界航运公司签订FSO相关协议，需在2021年预付200万美元（公司净额120万美元），2022年预付500万美元（公司净额320万美元），预计埃塔梅油田配置费用总计6600 - 8000万美元（公司净额4200 - 5100万美元）[264][265][266] 钻井计划 - 2021/2022钻井计划中，Etame 8H - ST井初始流量约5000桶/日（公司净2560桶/日），Avouma 3H - ST井初始产量约3100桶/日（公司净1589桶/日），South Tchibala 1HB - ST井初始产量约293 - 390桶/日（公司净150 - 200桶/日），六口井钻井计划成本估计为1.74 - 2.13亿美元（公司净1.11 - 1.35亿美元），2022年下半年预计支出7000 - 8500万美元（公司净4400 - 5400万美元）[227][228][230] - 2021/2022钻井计划中，埃塔梅8H - ST井初始流量为5000桶/日（公司净额2560桶/日），阿武马3H - ST井初始产量约3100桶/日（公司净额1589桶/日），ETBSM 1HB - ST井初始产量约293 - 390桶/日（公司净额150 - 200桶/日）[268][269] - 2021/2022钻井计划六口井总成本预计在1.74 - 2.13亿美元（公司净额1.11 - 1.35亿美元），2022年下半年预计7000 - 8500万美元（公司净额4400 - 5400万美元）[271] 产量数据 - 截至2022年6月30日，Etame Marin区块有14口生产井，2022年和2021年第二季度产量分别为163.8万桶（净83.8万桶）和142.6万桶（净73万桶），2022年和2021年上半年产量分别为305.5万桶（净156.3万桶）和267.9万桶（净119.6万桶）[232][233] - 2022年第二季度净原油销量95.8万桶，2021年同期64.2万桶；平均售价113.38美元/桶，2021年同期69.61美元/桶[290] - 2022年上半年净原油销售体积为157.4万桶，2021年同期为126.1万桶；平均销售价格为111.92美元/桶，2021年同期为65.54美元/桶[305] 财务数据 - 2022年上半年经营活动提供的净现金增加3910万美元，主要因原油销量增加和价格上涨，部分被生产成本和管理费用增加抵消，递延税项也有积极贡献；投资活动使用的净现金增加3350万美元，主要因2022年资本支出增加；融资活动使用的净现金包括股息分配390万美元、库存股回购80万美元等[237][238][239] - 2022年上半年应计制资本支出为6990万美元，2021年为430万美元（不包括Sasol收购）[240] - 2022年6月30日，公司拥有无限制现金5310万美元[249] - 2022年第二季度净利润1510万美元，2021年同期为590万美元[288] - 2022年第二季度原油和天然气收入增加6400万美元，约136%，归因于销量增加和售价提高[289] - 2022年第二季度生产费用增加910万美元，约55.2%，主要因船费、化学品成本、人员成本和国内市场义务成本增加[293] - 2022年第二季度勘探费用减少60万美元，折旧、损耗和摊销成本增加240万美元，约41.0%[294] - 2022年第二季度一般及行政费用减少120万美元，25.4%；坏账费用增加20万美元，44.6%[295][296] - 2022年上半年净收入为2730万美元，2021年同期为1580万美元[303] - 2022年上半年原油和天然气收入增加9280万美元，约107.0%，归因于销量增加、价格上涨和Sasol额外工作权益[304] - 2022年上半年生产费用增加1130万美元，约34.7%，主要因FPSO成本、船费等增加[308] - 2022年上半年勘探费用减少60万美元，因2022年地震再处理成本极少[309] - 2022年上半年折旧、损耗和摊销成本增加290万美元，约29.2%，因2021/2022钻探计划资本支出使可耗竭基数增加[309] - 2022年上半年一般和行政费用减少80万美元，约8.1%，主要因公司薪资、法律费用等降低[310] - 2022年上半年坏账费用增加60万美元，达110万美元，增幅114.3%，因2021/2022钻探活动支出增加[311] - 2022年上半年衍生品工具净损失增加2540万美元，达4130万美元，因布伦特原油价格上涨[313] - 2022年上半年所得税费用为4160万美元，2021年同期为590万美元[316] 风险因素 - 公司面临诸多风险，包括新冠疫情影响、原油和天然气价格波动、收购协同效应实现等[204] - 原油价格波动影响公司收入、盈利能力、流动性、资本获取和未来增长前景，预计未来价格仍将波动[246] - 公司受加蓬政府机构和联合经营协议成员的定期审计[245] - 公司面临未平仓衍生品工具的交易对手违约市场风险，通过与信誉良好的金融机构签订合约来降低风险[320] - 公司主要市场风险是原油和天然气生产销售价格，若原油销售维持在最近季度销量958万桶，每桶价格下降5美元，预计每季度收入和经营损益减少480万美元，净利润（亏损）减少430万美元[322] 套期保值 - 公司使用商品衍生工具对冲部分预期原油生产价格风险，未将衍生合约指定为公允价值或现金流套期[247] - 公司通过套期保值减轻原油价格波动影响，未到期合约包括2022年7 - 9月互换合约，月均交易量12.5万桶，加权平均价格76.53美元/桶；10 - 12月领口期权合约，交易量10.9万桶，加权看跌价格70美元/桶，加权看涨价格122美元/桶[279][283] 股息政策 - 2021年11月3日公司宣布自2022年第一季度起实行季度现金分红政策，预计每股0.0325美元[274] - 2022年3月18日、6月24日分别支付每股0.0325美元季度现金股息，8月5日宣布9月23日将支付相同金额股息[275] 货币资产与支出 - 截至2022年6月30日，公司有以中非法郎计价的净货币资产2300万美元（144.301亿中非法郎），中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少210万美元[319] - 2022年截至6月30日的三个月和六个月，公司以中非法郎计价的支出分别约为870万美元和1600万美元[319] 信贷安排 - 截至2022年6月30日，公司未从信贷安排中提款，未使用额度的承诺费不受利率变化影响，未来债务发行的利息成本可能受市场利率变化影响[324]