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]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入为760万美元，摊薄后每股收益0.13美元，2019年同期净亏损390万美元，摊薄后每股亏损0.07美元 [15] - 第三季度调整后净收入为230万美元，摊薄后每股收益0.04美元，2019年同期调整后净亏损60万美元，摊薄后每股亏损0.01美元 [16] - 第三季度调整后EBITDAX为700万美元，2019年同期为450万美元，2020年第二季度为1010万美元 [17] - 第三季度原油价格实现每桶43.63美元，较2019年同期下降29%，较2020年第二季度上涨54% [20] - 截至2020年9月30日，无限制现金余额为4200万美元，调整后营运资金增至2930万美元 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产净油4405桶，较2019年同期增长43%，较2020年第二季度下降19% [7][19] - 第三季度销售 volumes较2019年同期增长48%，较2020年第二季度下降35% [19] - 第三季度生产费用（不包括修井）为910万美元，每桶净油22.21美元，低于2019年同期的950万美元 [21] - 第三季度DD&A为220万美元，每桶净油销售5.37美元，与2019年同期基本持平 [23] - 第三季度一般及行政费用（不包括非现金股票薪酬费用）为240万美元，低于2019年同期的360万美元 [25] 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 - 公司专注于产生正现金流，为未来钻探活动做准备，希望重复2019 - 2020年钻探计划的成功，继续增加加蓬租赁期内的储量和产量 [33] - 公司正在进行新的3D地震数据采集活动，预计2020年第四季度完成采集，2021年第四季度完成处理，以优化未来钻探位置，识别更多钻探前景 [11][33] - 公司继续评估与无机增长战略一致的机会，认为自身有能力实现长期增长 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源行业面临新冠疫情、供需失衡和低商品价格等挑战，但公司运营未受新冠疫情重大影响，且已采取措施应对挑战 [5] - 公司拥有无债务的资产负债表、4300万美元现金和稳定的生产基础，在当前价格下可产生正自由现金流，对未来发展有信心 [14] 其他重要信息 - 2020年第一季度，公司从Atlas Petroleum收购额外工作权益，将在赤道几内亚的工作权益从31%提高到43%，若有商业生产，需支付310万美元 [12] - 公司与Levene HydroCarbon就赤道几内亚P区块进行农场外讨论，Levene可能承担钻探勘探井的大部分成本 [13] - 公司估计2020年运营盈亏平衡点约为每桶净油销售26美元，自由现金流盈亏平衡点约为每桶33美元 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 基于当前数据解释未来井位数量，以及新3D地震数据某些区域的快速处理与解释能否加速 - 公司将在卫星前景区域加速处理，这些区域平均资源潜力为500万桶，主要目标是更好地定义卫星前景和井位，将立即开始处理，并在卫星前景区域加速处理，最终处理数据将于明年年底完成 [38][39] 问题2: 开始调查时推测会确定什么，对卫星前景的预期 - 主要目标是定义卫星前景，了解石油潜力，以便未来优先分配资本支出，次要目标是更好地确定现有油田的井位，还希望在新区域找到更多前景 [41] 问题3: 对卫星前景希望确认的问题 - 希望确认成功率达到75%以上，并提高到90%，同时希望前景更大 [42] 问题4: 因新冠产生的费用是否会持续 - 只要新冠疫情存在，这些费用将作为持续成本结构的一部分，因为这些措施使公司能够在运营不受实际影响的情况下继续生产 [44] 问题5: 第三季度G&A较第二季度下降的原因 - 主要与SARs负债有关，季度末需按市值计价，股价上涨会记录额外费用，股价下跌则记录费用转回，除此之外季度间相对稳定 [47] 问题6: 减少税收估值备抵的信心来源 - 这是美国公认会计原则关于中期税收分配规则的机制，公司预测全年应税收入后，在第一季度按负税率分配了一部分估值备抵，后续季度会反转，到年底整体会合理，但季度间较难理解 [49][52] 问题7: 第三季度产量较第二季度下降，FPSO维护和OPEC减产各占多少 - FPSO和平台维护为期五天，用季度平均产量乘以五可得出维护影响，其余下降与OPEC减产有关 [54] 问题8: 合作伙伴出售少数股权的情况，公司是否有优先购买权及对合作价值的看法 - 无法评论Sasol的剥离过程，在联合运营协议中，公司和其他合作伙伴有机会抢先购买，公司对Etame资产满意，若价格合适会增加持股 [56] 问题9: Sasol是否设定截止日期 - 无法评论其过程 [57] 问题10: 2018年加蓬延期授予的新区域情况 - 延期前有三个不连续的生产区域，新获得的区域位于这些区域之间 [57] 问题11: 第四季度预测如何考虑OPEC合规要求，以及减产百分比 - 减产百分比是公司与政府协商的结果，无法提供细节，第四季度指导范围已包含OPEC减产要求 [58][59] 问题12: 下次钻探计划是否要等3D地震完成，时间安排 - 不必等所有处理完成再确定井位，将在明年初开始处理并解释数据，钻探计划仍按18 - 24个月的间隔安排，预计在明年年底至2022年初 [60][61]

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[60] 减产情况 - 2020年4月OPEC+达成减产协议，加蓬要求公司减产，7 - 9月公司临时减产，未来计划通过自然减产应对[61] 疫情影响 - 公司未因新冠疫情在2020年前三季度遭受重大运营中断，但无法预测未来影响，已采取多项措施应对，同时成本增加[62] 钻探与投产 - 2019 - 2020年钻探活动中，2019年钻1口开发井和1口评估井眼，2020年第一季度完成剩余开发井和评估井眼钻探，3月21日东南埃塔梅4H开发井投产[63] 地震数据采集 - 2020年9月30日开始采集和处理新的三维地震数据，预计总成本1200 - 1500万美元，公司净成本400 - 500万美元，计划用现金和运营现金流支付[63] 油田停产 - 2020年9月实施为期5天的全油田计划停产，第三季度除此次停产外保持油田完整性和原油生产计划，无运营中断和可报告事故[63] 上市合规情况 - 2020年4月22日公司收到纽交所通知，因连续30个交易日平均收盘价低于1美元不符合上市标准，7月1日恢复合规[63] 产量数据 - 2020年9月30日止三个月，加蓬Etame Marin区块产量为150000万桶（净产量40500万桶），2019年同期为104900万桶（净产量28300万桶）；九个月产量约为498700万桶（净产量134700万桶），2019年同期为344800万桶（净产量93200万桶）[64] 权益变动 - 2020年公司在赤道几内亚Block P区块工作权益从31%增至43%，截至9月30日，该未开发租赁权益账面价值为1000万美元[64] 现金流量 - 2020年9月30日止九个月，经营活动提供的净现金较2019年同期增加620万美元，经营资产和负债净减少2050万美元，持续经营活动提供的净现金减少1430万美元，终止经营活动使用的净现金减少430万美元[64] - 2020年9月30日止九个月，投资活动使用的净现金为2230万美元，主要用于2019/2020年钻探活动和设备采购，2019年同期为340万美元；融资活动使用的净现金为99万美元，2019年同期为229万美元[64][65] 资本支出 - 2020年9月30日止九个月，应计基础资本支出为1030万美元，主要用于钻探东南Etame 4P评估井和东南Etame 4H开发井[66] 现金余额 - 截至2020年9月30日，公司无限制现金为4200万美元，其中600万美元为非运营合资伙伴预付款[67] 原油价格 - 2020年3月布伦特原油价格大幅下跌，9月30日约为40美元/桶，公司当时无商品衍生品工具应对价格下跌[67] 流动性预期 - 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2021年12月的现金需求，但市场环境不可预测，未来流动性需求可能突变[69] 探明储量 - 2019年12月31日，公司估计净探明储量为500万桶，均与加蓬近海Etame Marin区块有关，该区块开采权2028年9月到期，有两个五年延长期[69] 净收入情况 - 2020年9月30日止三个月，公司净收入为760万美元，2019年同期净亏损390万美元[69] 收入变动 - 2020年第三季度，原油和天然气收入增加70万美元，约3.7%，归因于销量增加但部分被售价降低抵消[70] - 2020年前三季度，原油和天然气收入减少800万美元，约12.7%，归因于售价降低但部分被销量增加抵消[72] 生产费用变动 - 2020年第三季度，生产费用减少90万美元，约8.7%，主要因修井费用降低[70] - 2020年前三季度，生产费用增加300万美元，约10.7%，主要因修井费用增加[73] 折旧等成本变动 - 2020年第三季度，折旧、损耗和摊销成本增加70万美元，约46.6%，因新井可耗竭成本增加[70] - 2020年前三季度，折旧、损耗和摊销成本增加310万美元，约63.3%，因新井可耗竭成本增加[73] 行政费用变动 - 2020年第三季度，一般及行政费用减少260万美元，约54.0%，主要因SARs费用减少[70] - 2020年前三季度，一般及行政费用减少600万美元，约50.0%，主要因SARs费用和股权奖励的股份支付减少[73] 资产减值与所得税 - 2020年前三季度，已探明原油和天然气资产减值3060万美元，因预测原油价格下跌[73] - 2020年前三季度，所得税费用为2850万美元，2019年同期为1960万美元[73] 货币资产与支出 - 截至2020年9月30日，公司以中非法郎计价的净货币资产为680万美元（38亿中非法郎），中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少60万美元[74] - 2020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290万美元和880万美元[74] 市场风险 - 公司主要市场风险为原油生产销售价格，近年来原油和天然气价格波动且不可预测，近期因新冠疫情等因素价格大幅下跌[75] 价格变动影响 - 若原油销售维持最近季度销量412万桶，每桶价格下降5美元，预计每季度收入和营业收入减少210万美元（年化840万美元），净利润减少190万美元（年化750万美元）[75] 衍生品工具 - 截至2020年9月30日，公司没有未到期的原油掉期合约，过去使用的衍生品工具仅覆盖部分产量且已到期[75]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后EBITDAX为1010万美元，较一季度增加410万美元，主要因销量增加和衍生品实现收益增加，但低于去年同期，因原油价格下跌 [13][23] - 二季度净收入为60万美元，合每股0.01美元，受原油价格下跌影响，但被销量增加和340万美元递延税收益部分抵消 [21] - 二季度调整后净收入为530万美元，合每股0.09美元，包含650万美元衍生品最终结算实现收益 [22] - 二季度原油价格实现较2019年同期下降59%，较一季度下降52%，衍生品合约产生超650万美元现金结算 [25] - 二季度总生产费用（不包括修井）为1220万美元，每桶19.31美元，高于2019年二季度和2020年一季度，因销量增加 [26] - 2020年全年生产费用（不包括修井）范围收紧至3700 - 3900万美元，每桶成本范围降至20 - 22美元 [28] - 二季度DD&A为280万美元，每桶4.44美元，低于每桶指导范围中点，因2020年一季度减值费用导致可折旧成本减少 [29] - 二季度一般及行政费用（不包括非现金股票薪酬费用）为230万美元，低于2019年二季度和2020年一季度，因专业费用、差旅费和会计审计费用降低 [30] - 二季度所得税净收益为220万美元，包括340万美元递延税收益和120万美元当期税费用 [31] - 预计2020年运营盈亏平衡点约为每桶26.5美元，自由现金流盈亏平衡点约为每桶35.5美元，因产量增加和成本降低，盈亏平衡价格下降 [32] - 截至2020年6月30日，无限制现金余额为4480万美元，调整后营运资金为2410万美元，与3月31日的2580万美元基本持平 [34] - 2020年二季度净资本支出总计120万美元 [35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度平均日产油5410桶净油，高于5000 - 5400桶净油的指导范围上限，因2019 - 2020年钻井计划新井表现超预期 [10][11] - 2020年二季度销量与产量不完全相关，因原定于3月下旬的8.5万桶起运因天气原因推迟至4月1日，二季度有四次起运，总计63.1万桶，一季度两次起运，总计29.4万桶 [24] - 预计三季度平均日产油4200 - 4600桶净油，因南奇巴拉2H井关闭、计划中的维护检修和应加蓬政府要求临时减产 [14][15] - 2020年全年产量指导上调至4700 - 5000桶净油/日 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油价格目前仍波动，但已从4月低点回升 [6][36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已推迟所有重大可自由支配资本支出，专注现金流生成，等待合适市场条件开始埃塔梅下一次钻井活动规划 [7] - 公司与供应商合作实施成本削减措施，与其他运营商合作共享服务和设备以降低成本，临时降低部分员工薪酬 [9] - 公司在赤道几内亚的P区块，2020年一季度将工作权益从31%增至43%，等待生产分成合同修正案，与Levene HydroCarbon Limited进行农场外讨论，评估开发和勘探活动的时间和预算 [17][18][19] - 公司将继续评估符合无机增长战略的机会，认为收购管道比以往更活跃，因公司运营声誉良好和西非公司剥离非核心资产 [45][46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业面临全球新冠疫情和原油价格波动挑战，但公司运营未受重大干扰，有应对疫情的应急计划 [5][6] - 公司认为当前危机下，以当前产量水平可产生正现金流，有强大无债务资产负债表、约4500万美元现金和稳定生产基础，有助于短期稳定和未来灵活发展 [20][36][38] - 预计2020年行业仍具挑战，公司将谨慎管理业务，保护资产负债表和优化现金流，继续评估增长机会，有望实现长期增长 [39] 其他重要信息 - 公司今日上午在网站发布更新后的投资者资料，包含额外财务分析、比较和指导 [2] - 公司董事会新增三名成员Cathy Stubbs、George Maxwell和Bradley Radoff [40] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 当前油价下如何考虑下一次钻井活动，与布伦特油价60美元时相比有何不同 - 公司对所有井进行了经济分析，认为油价在40美元低位时钻井投资具有经济性，但希望看到油价稳定在40美元低位并随时间增长 [42] 问题2: 何时开始下一次钻井活动 - 公司内部和与合作伙伴正在讨论，因寻找钻机和采购设备需要时间，最快12 - 18个月后开始，目前正在讨论提前进行相关投资的时间 [43] 问题3: 公司上次受欧佩克减产影响是什么时候 - 据管理层所知，公司此前从未受欧佩克减产影响，此次是首次为帮助加蓬达到欧佩克配额而减产 [44] 问题4: 公司收购管道情况如何，与过去相比怎样 - 收购管道比过去更活跃，一方面公司运营声誉良好，是有吸引力的买家；另一方面西非公司剥离非核心资产，符合公司战略 [45][46] 问题5: 这些收购机会是否会在年底前达成交易 - 有可能在年底前达成，但目前暂无消息可宣布，行业已学会应对疫情挑战，仍有时间在今年完成交易 [47] 问题6: 二季度四次起运时，与布伦特油价的差价在4、5月低价时是否有变化 - 4月1日起运由政府操作，可能与布伦特油价有差价，因按加蓬TCO价格估值；其他起运与布伦特油价差价相同，因当前起运合同规定 [50] 问题7: FPSO检修时间与欧佩克减产是否相关 - 检修时间在9月下旬，欧佩克减产预计9月底结束，检修是公司为帮助加蓬达到生产配额而减少产量的一部分，但时间安排是巧合 [52] 问题8: 季度内10万美元新冠成本是一次性还是持续的 - 是持续成本，与员工离岸前隔离和医疗筛查有关，公司正在寻找减少成本的方法，如将隔离期从14天缩短至7天 [53] 问题9: 加蓬合作伙伴剥离资产对公司意味着什么，公司是否与其讨论过 - 萨索尔宣布出售其在西非的上游业务，可能包括在埃塔梅的权益，公司对埃塔梅资产满意，若价格合适会考虑购买，但目前无法透露谈判情况 [54] 问题10: 在赤道几内亚从谅解备忘录到最终协议的长期阻碍是什么，流程如何；开始钻井计划是否已选定区域，油价需稳定在什么水平 - 与Levene的技术团队正在对公司技术工作进行尽职调查，同时与商业团队就农场外协议进行谈判，难以预测最终协议达成时间；对于P区块勘探，需考虑长期油价，目前认为除非对长期油价持负面看法，否则会进行勘探井钻探 [56][57][58] 问题11: 若进行收购或钻井活动，资金来源有哪些 - 埃塔梅的有机增长可通过手头现金或运营现金流提供资金；收购可能需要额外资金，公司会优先使用手头现金（同时保留资金用于埃塔梅投资），其次考虑债务融资，最后考虑股权融资，但不倾向于某一种方式 [61][62][64]

原油产量与生产情况 - 公司预计2020年9月30日止三个月原油产量为4200 - 4600桶/日，二季度为5410桶/日[68] - 2020年3月公司完成2019/2020钻探活动，3月21日东南埃塔梅4H开发井投产[70] - 2020年4月中旬，南奇巴拉2H井因井下机械故障停产，此前日产约830桶毛油，公司净收入权益为225桶/日[70] - 2020年7月，公司临时减少埃塔梅马林区块产量，预计减产持续至9月，届时将根据欧佩克+协议和加蓬石油部长相关指令重新评估增产能力[68] - 2020年第二季度加蓬埃塔梅马林区块产量约18.22百万桶（净产量4.92百万桶），2019年同期约12.35百万桶（净产量3.33百万桶）；2020年上半年产量约34.87百万桶（净产量9.42百万桶），2019年同期约23.99百万桶（净产量6.48百万桶）[71] - 2020年第二季度加蓬净原油产量49.2万桶，高于2019年同期的33.3万桶；净原油销量63.1万桶，高于2019年同期的35.7万桶[77] - 2020年上半年加蓬净原油产量94.2万桶，高于2019年同期的64.8万桶；净原油销量92.5万桶，高于2019年同期的65.4万桶[80] 上市情况 - 2020年4月22日，公司收到纽交所通知，过去30个连续交易日普通股平均收盘价低于1美元/股；7月1日，公司恢复符合纽交所所有持续上市标准[70] 应对措施 - 公司为应对新冠疫情和当前定价环境，采取多项措施，包括实施居家办公、成本削减、共享成本、减薪和暂停或推迟可自由支配资本支出等，但健康和安全措施导致成本增加[69] 行业环境 - 新冠疫情和相关经济影响使油气行业波动、不确定和混乱，原油需求下降、供应过剩、价格大幅下跌，尽管欧佩克+采取减产措施，商品价格仍面临下行压力[68] 业务调整 - 公司已停止在安哥拉的业务[67] 权益变动 - 公司在赤道几内亚P区块的工作权益从31%增至43%，目前等待生产分成合同修正案批准，且正与Levene进行商业讨论，截至2020年6月30日，P区块未开发租赁成本账面价值为1000万美元[71] 现金流情况 - 2020年上半年经营活动提供的净现金较2019年同期增加365.8万美元，投资活动使用的净现金增加1893.4万美元，融资活动使用的净现金增加74.5万美元[71] 资本支出 - 2020年上半年现金基础的财产和设备支出为2010万美元，主要与2019/2020年钻探活动和设备采购有关，2019年同期为120万美元[72] - 2020年上半年应计基础资本支出为1060万美元，主要用于钻探东南埃塔梅4P评估井眼和东南埃塔梅4H开发井[73] - 由于当前原油价格环境和新冠疫情影响，公司已停止或推迟可自由支配的资本支出，预计2020年剩余时间的资本支出将由手头现金和经营现金流提供资金[73] 现金状况 - 截至2020年6月30日，公司无限制现金为4480万美元，其中包括930万美元非运营合资企业所有者预付款[73] 原油价格 - 2020年3月初原油价格大幅下跌，6月30日布伦特原油价格约为42美元/桶，公司当时没有商品衍生品工具来缓解价格下跌影响[73] - 2020年前六个月，受新冠疫情和市场因素影响，原油和天然气价格空前下跌，截至6月30日，布伦特原油价格约为每桶42美元[85] 收入情况 - 2020年第二季度净收入为60万美元，2019年同期净亏损为100万美元[76] - 2020年第二季度净原油销售体积为63.1万桶，平均销售价格为28.31美元/桶；2019年同期销售体积为35.7万桶，平均销售价格为68.62美元/桶[76] - 2020年第二季度原油和天然气收入减少730万美元，约28.8%，主要因售价降低，产量增加部分抵消影响[77] - 2020年上半年原油和天然气收入减少860万美元，约19.2%，同样因售价降低，销量增加部分抵消影响[79] 费用情况 - 2020年第二季度生产费用增加230万美元，约23.5%，主要因原油库存水平下降；每桶生产费用从27.45美元降至19.31美元[77] - 2020年上半年生产费用增加380万美元，约21.3%，主要因修井费用增加；每桶生产费用从27.38美元降至20.61美元[80] - 2020年第二季度一般及行政费用增加30万美元，约10.7%，主要因股份增值权费用增加140万美元[77] - 2020年上半年一般及行政费用减少340万美元，约47.4%，主要因股份增值权费用减少310万美元及股权奖励的股份支付减少40万美元[80] 衍生工具损益 - 2020年第二季度衍生工具净亏损80万美元，而2019年同期净收益190万美元，因布伦特原油价格变动[78] - 2020年上半年衍生品工具净收益为660万美元，因布伦特原油价格下降，2020年6月后预计无相关损益[81] 所得税情况 - 2020年上半年所得税费用为3120万美元，含3220万美元递延所得税费用和100万美元当期税收优惠[81] - 2019年上半年递延所得税费用为770万美元，当期税收拨备为430万美元[81] 货币资产与风险 - 截至2020年6月30日，公司以中非法郎计价的净货币资产为640万美元，中非法郎兑美元贬值10%将使净资产价值减少60万美元[83] - 2020年第二季度和上半年，公司以中非法郎计价的支出分别约为290万美元和590万美元[83] 价格影响 - 若原油销售维持最近季度销量63.1万桶，每桶价格下降5美元，预计每季度收入和营业收入减少320万美元，全年减少1280万美元，净利润每季度减少290万美元，全年减少1150万美元[83] 衍生品合约 - 截至2020年6月30日，公司无未到期原油掉期合约，此前衍生品工具仅覆盖部分产量且已到期[83] 减产影响 - 加蓬政府要求公司在2020年9月前减产，大幅减产或影响公司收入、现金流和经营业绩[84] 价格波动影响 - 原油和天然气价格高度波动，低迷价格若持续，可能对公司财务结果产生负面影响[84] - 原油和天然气价格下跌可能导致公司收入、现金流和盈利能力大幅下降，还可能影响业务战略执行和员工保留[85] 资产减记 - 2020年第一季度，公司对埃塔梅马林区块的投资减记3060万美元[86] - 若原油价格进一步下跌，公司预计储量的估计数量和现值将减少，可能需要进一步减记资产[86] 股票回购 - 2019年6月20日，董事会授权并批准一项为期12个月、最高1000万美元的股票回购计划，2020年4月13日该计划终止[88] - 2020年4月1日至30日和6月1日至30日，公司分别回购196,977股股票，每股均价0.99美元[88] - 截至2020年4月30日，该计划剩余可用于购买股票的金额为533.8383万美元[88] 疫情风险 - 公司面临新冠疫情带来的供应链中断、客户违约、网络安全等风险，且无法合理估计疫情及市场状况的持续时间和影响程度[85] 司法管辖条款 - 公司修订后的章程规定了特定纠纷的专属司法管辖地，可能限制股东获得有利司法论坛的能力，且该条款的可执行性存在不确定性[87] 商品衍生品工具 - 公司目前没有商品衍生品工具来缓解价格下跌影响，但会考虑适时签订新的商品衍生品工具[69] - 公司目前没有商品价格套期保值安排来减轻原油和天然气价格波动的影响[85] 经营不确定性 - 公司2020年可能面临行业最不确定和最具破坏性的一年，当前结果不一定代表未来经营结果，今年各季度结果可能与往年同期不可比[69]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度净亏损5280万美元，摊薄后每股亏损0.91美元，主要受非现金费用和收益影响，净费用达5970万美元 [23] - 调整后净收入为690万美元，调整后EBITDAX为600万美元，低于去年同期和2019年第四季度，主要因油价下跌 [24][25] - 第一季度石油销售29.4万桶，低于2019年第一季度和第四季度，因3月原定的8.5万桶提油延迟至4月1日 [26] - 第一季度原油互换收益730万美元，包括660万美元非现金按市值计价未实现收益和70万美元已实现现金收益 [28] - 第一季度总生产费用（不包括修井）为690万美元，每桶净油销售23.39美元，单位成本因产量增加和固定成本占比高而降低 [29] - 第一季度修井费用280万美元，预计第二季度不超过100万美元，2020年原计划修井费用600 - 800万美元，已取消部分计划 [31] - 2020年第一季度DD&A为310万美元，每桶净油销售10.55美元，高于2019年第一季度和第四季度，因新井成本增加 [32] - 第一季度非现金减值费用3060万美元，将埃塔梅投资减记至1560万美元公允价值，预计全年每桶DD&A降至4 - 6美元 [33] - 第一季度一般及行政费用（不包括非现金股票薪酬费用）为340万美元，预计2020年全年为1000 - 1200万美元 [34] - 第一季度非现金股票薪酬费用为贷方260万美元，因公司股价下跌 [35] - 第一季度当期所得税费用包括340万美元有利油价调整，排除后为190万美元，递延所得税为3560万美元 [36][37] - 截至3月31日，无限制现金余额6100万美元，包括1130万美元非运营合资企业所有者预付款，不包括1310万美元短期和长期受限现金 [40] - 2020年3月31日，持续经营业务调整后营运资金为2580万美元，较2019年12月31日增加750万美元 [41] - 2020年第一季度净资本支出现金基础为1200万美元，应计基础为940万美元，主要与埃塔梅钻探计划有关 [42] - 2019年6月至2020年3月31日，回购254.9639万股，平均价格1.75美元，花费450万美元；第二季度初回购19.1万股，平均价格0.99美元；4月13日董事会终止回购计划 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第一季度平均日产净油4944桶，接近指导范围4700 - 5000桶高端，得益于2019 - 2020钻探计划 [13] - 钻探计划使产量在2020年第一季度较2019年第四季度增加35%，提高了整体利润率和现金流 [15] - 2020年4月中旬，南奇巴拉2H井因井下机械故障停产，此前日产约830桶毛油或225桶净油 [16] - 预计2020年第二季度产量为5000 - 5400桶/日净油，全年维持4400 - 5000桶/日净油指导 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 受COVID - 19全球停产和沙特与俄罗斯供应分歧影响，油价跌至历史低点 [10] - 2020年第一季度平均油价高于预期，因3月提油延迟，仅反映1月和2月价格 [26] - 预计2020年第二季度销售将增加，但平均实现原油价格将显著降低 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取行动减少资本支出和降低运营成本，与供应商合作实施成本削减措施，与其他运营商共享服务和设备 [10] - 降低董事薪酬25%，高管薪酬20%，非高管员工薪酬平均降低8% [11] - 推迟所有可自由支配资本支出，包括钻探，直至全球油价环境改善，但对钻探机会库存的长期可行性有信心 [11] - 等待赤道几内亚生产分成合同修正案，以确定在P区块的作业者身份并开展活动 [17] - 与Levene Hydrocarbon Limited就P区块潜在农场外交易进行讨论，已签署非约束性谅解备忘录 [19] - 向赤道几内亚政府申请延长钻探期限，乐观认为未来几年可与Levene达成协议并开展钻探活动 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营未受COVID - 19大流行重大干扰，采取多项措施保障员工安全，制定应急计划 [8][9] - 2020年行业面临挑战，公司将专注运营卓越，保护资产负债表，优化现金流 [47] - 公司有稳定生产资产和大量现金，能应对近期不确定性，未来希望重复成功钻探计划 [45][47] 其他重要信息 - 公司发布首份可持续发展报告，可在网站查看 [22] - 公司目前估计2020年运营盈亏平衡约为每桶净油销售27美元，自由现金流盈亏平衡约为35美元，低于此前估计 [38] - 预计每桶实现油价每增加5美元，年度调整后EBITDAX约增加850万美元 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 从2019 - 2020年钻探活动中学到什么，对埃塔梅许可证潜力信心如何，以及COVID - 19和油价需怎样变化才能开展新钻探计划 - 从钻探活动中学到成功的评估井确定了之前不确定区域的石油储量，未来有信心开发丹特尔油藏和东南埃塔梅新油藏；运营方面学会提前安排合适人员以避免成本超支，证明可在加蓬无重大成本超支和运营困难地钻井 [50][51] - 开展新钻探计划需加蓬边境开放，人员能安全进出；油价需稳定在40美元以上，让公司对长期油价有信心 [53][54] 问题2: 自由现金流盈亏平衡35美元与运营盈亏平衡27美元的差异除资本支出外还有什么，以及计算差异时假设的资本支出是多少 - 两者主要差异在于一般及行政费用和资产退休义务，运营盈亏平衡仅包括运营成本、税收和修井费用，自由现金流盈亏平衡还包括一般及行政费用和资产退休义务，未包含井的资本支出以避免数据失真 [56] 问题3: 若将因天气延迟的8.5万桶计入第一季度，实际生产费用为18.34美元/桶，为何指导生产费用为20 - 24美元/桶 - 调整单位运营成本的计算比单纯加回桶数更复杂，运营费用中的库存线会因未销售但已生产的桶数而变化；第一季度报告数据已考虑8.5万桶，相关成本将反映在第二季度结果中 [58][59] 问题4: 81万美元坏账费用如何产生 - 坏账费用与加蓬应收账款有关，由于加蓬经济压力增加且第一季度未收到付款，公司认为增加应收账款估值备抵是谨慎之举 [61] 问题5: 南奇巴拉2H井机械问题原因 - 电潜泵未故障，产量无故大幅下降，可能是井下机械故障，如套管问题或有物体松动阻塞流动，需钻机返回才能诊断和修复 [62] 问题6: 与Levene在赤道几内亚的谅解备忘录非约束性是否因需与政府谈判延长时间，目前主要阻碍是什么 - 最终确定协议需与政府合作获得批准，但目前还在与Levene谈判协议；COVID - 19限制使谈判放缓，目前主要是VAALCO和Levene达成最终条款需要时间，而非政府因素 [64] 问题7: 12个月期限是否已开始计算 - 政府确认公司需在2021年12月31日前钻井或放弃许可证，无罚款但会消除账面上赤道几内亚1000万美元价值；公司已申请延期至2023年12月31日，有信心获得延期 [66] 问题8: 加蓬合作伙伴为何提前支付1000万美元 - 这是现金调用时间问题，公司会预估下个月支出并向合资伙伴发出现金调用通知，款项在当月第一天到期，但有时会提前收到，这些现金将用于下个月支出 [67] 问题9: 运营盈亏平衡降低是否为全年估计，成本是否已全部降低，最终运营盈亏平衡可能是多少 - 运营盈亏平衡是全年预测，公司每天都在寻求降低成本，但无法保证能进一步降低；预测给出范围是考虑到可能出现不可预见情况导致运营成本上升 [68][69] 问题10: 暂停股票回购计划的原因 - 股票回购计划原定于年中到期，董事会提前终止是为保留资产负债表上的现金用于其他机会，确保公司能度过难关；董事会可随时恢复该计划 [71] 问题11: 重新授权股票回购计划的机制是什么 - 可随时召开临时董事会会议，最好提前48小时通知，也可通过电话会议进行；若全体一致同意，也可通过电子邮件恢复该计划，有很大灵活性 [72] 问题12: 保留现金的其他机会是什么，收购情况如何，在当前油价环境下如何考虑收购 - 公司关注战略收购机会，但目前无具体消息；首要任务是提高利润率，以最低成本交付产量；保留现金不仅用于收购，还可在情况好转时重启钻探计划或进行地震勘探 [75] 问题13: 加蓬是OPEC成员国，未来是否会被要求减产 - 截至目前，公司未收到因OPEC减产而需削减产量的通知 [76]

公司概况 - 公司是位于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活动，在赤道几内亚有参与开发和勘探活动的机会，已停止安哥拉的相关业务[18] - 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[61] - 公司运营基于地理位置分为加蓬和赤道几内亚两个可报告运营部门[29] 财务数据对比（2020年第一季度与2019年同期） - 截至2020年3月31日，公司总资产为16.8692亿美元，较2019年12月31日的21.1537亿美元有所下降[5] - 2020年第一季度，公司原油和天然气销售收入为1.8389亿美元，低于2019年同期的1.9765亿美元[6] - 2020年第一季度，公司总运营成本和费用为4.5041亿美元，远高于2019年同期的1.4182亿美元[6] - 2020年第一季度，公司运营亏损为2.6683亿美元，而2019年同期运营收入为5546万美元[6] - 2020年第一季度，公司其他收入（费用）净额为7424万美元，而2019年同期为 - 1963万美元[6] - 2020年第一季度，公司持续经营业务税前亏损为1.9259亿美元，而2019年同期为3583万美元[6] - 2020年第一季度，公司所得税费用为3.3478亿美元，远高于2019年同期的2753万美元[6] - 2020年第一季度，公司持续经营业务亏损为5.2737亿美元，而2019年同期为830万美元[6] - 2020年第一季度，公司终止经营业务净亏损为63万美元，而2019年同期为5671万美元[6] - 2020年第一季度，公司净亏损为5.28亿美元，而2019年同期净利润为6501万美元[6] - 2020年3月31日普通股发行数量为67,799股，库存股为10,166股，普通股股本为6,780美元，额外实收资本为73,681千美元，留存收益为18,033美元，总计56,413美元；2019年同期对应数据分别为67,328股、7,617股、6,733美元、72,417千美元、75,080美元和116,298美元[9] - 2020年第一季度净亏损52,800千美元，2019年同期净利润为6,501千美元[9][12] - 2020年第一季度经营活动提供的净现金为27,627千美元，2019年同期为13,485千美元；投资活动使用的净现金为11,980千美元，2019年同期为788千美元；融资活动使用的净现金为652千美元，2019年同期为58千美元[12] - 2020年第一季度末现金、现金等价物和受限现金为74,119千美元，2019年同期为59,294千美元[12] - 2020年第一季度确认了30,625千美元已探明原油和天然气资产减值损失[12] - 2020年第一季度安哥拉已终止业务的运营亏损为8万美元，税后亏损为6.3万美元；2019年运营收入为717.9万美元，税后收入为567.1万美元[28] - 截至2020年3月31日，安哥拉已终止业务的流动负债为39.5万美元，2019年为35万美元[28] - 2020年第一季度公司净亏损5280万美元，2019年同期净利润650.1万美元[31] - 2020年第一季度原油和天然气销售收入为1838.9万美元，2019年同期为1976.5万美元[30][34] - 截至2020年3月31日，长期资产为4350万美元，截至2019年12月31日为6825.8万美元[30] - 截至2020年3月31日，总资产为1.68692亿美元，截至2019年12月31日为2.11537亿美元[30] - 2020年第一季度，加蓬地区运营亏损2628.3万美元，赤道几内亚运营亏损12.5万美元[30] - 2019年第一季度，加蓬地区运营收入953万美元，赤道几内亚运营亏损18.6万美元[30] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，外国应付税款分别为420万美元和570万美元[33] - 2020年和2019年分别确认使用权经营租赁资产和负债10,991千美元和2,124千美元[14] - 截至2020年3月31日，未扣除坏账准备的增值税应收款余额约为1040万美元（VAALCO净应收350万美元），2020年3月31日汇率为1美元兑换593.1中非法郎，2019年12月31日汇率为1美元兑换585.7中非法郎[19] - 2020年第一季度，公司记录了与加蓬政府未报销增值税坏账准备相关的净费用80万美元，2019年第一季度记录了3.2万美元的净回收[19] - 2020年3月31日，坏账准备期末余额为172.5万美元，2019年为185.4万美元[19] - 2020年3月31日，衍生资产商品互换资产为725.7万美元，SARs负债为77.6万美元；2019年12月31日，衍生资产商品互换资产为63.6万美元，SARs负债为349万美元[20] - 2020年和2019年第一季度，基于股票的薪酬分别为 - 260万美元和170万美元[54] - 2020年第一季度未授予员工或董事股票期权，2019年第一季度因期权行权扣税增加库存股13,875股[54] - 2020年第一季度未授予员工或董事限制性股票，非归属限制性股票数量从1月1日的34.3万股降至3月31日的21.8万股[56] - 2020年和2019年第一季度，因限制性股票归属扣税分别增加库存股34,459股和30,573股[56] - 2020年和2019年第一季度，所得税费用分别为3347.8万美元和275.3万美元，有效税率分别为 - 68%和77%[57] - 2020年第一季度区块产量约16.65百万桶（净产量4.5百万桶），2019年同期约11.64百万桶（净产量3.15百万桶）[67] - 2020年第一季度经营活动提供净现金2762.7万美元，2019年同期为1348.5万美元，增加1414.2万美元[67] - 2020年第一季度投资活动使用净现金1198万美元，2019年同期为78.8万美元，增加1119.2万美元[67] - 2020年第一季度融资活动使用净现金65.2万美元，2019年同期为5.8万美元，增加59.4万美元[67] - 2020年第一季度净亏损5280万美元，2019年同期净利润650万美元[69] - 2020年第一季度原油和天然气收入减少140万美元，约7.0%[69] - 2020年第一季度收入因价格、销量等因素减少137.6万美元，其中价格因素减少136.1万美元，销量因素减少19.3万美元，其他因素增加17.8万美元[70] - 2020年第一季度加蓬净原油产量为45万桶，高于2019年同期的31.5万桶；净原油销量为29.4万桶，略低于2019年同期的29.7万桶[70] - 2020年第一季度平均实现原油价格为59.54美元/桶，低于2019年同期的64.17美元/桶；平均布伦特原油现货价格为50.27美元/桶，低于2019年同期的63.10美元/桶[70] - 2020年第一季度生产费用增加150万美元，约18.6%，主要因修井费用和人员成本增加[70] - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销成本增加，因2019年第四季度和2020年第一季度新井带来的可耗竭成本增加[70] - 2020年第一季度已探明原油和天然气资产减值3060万美元，因预测原油价格下降[70] - 2020年第一季度一般及行政费用减少370万美元，约83.0%，主要因股票增值权费用减少440万美元[70] - 2020年第一季度所得税费用为3340万美元，包括3560万美元递延所得税费用和220万美元当期税收优惠[70] 会计政策与核算方法 - 公司对原油和天然气生产活动采用成果法进行会计核算，成功井、开发干井和含生产储量的租赁成本资本化并按产量法摊销[20] - 公司按产量法计算油井、平台和其他生产设施的折耗，支持设备和租赁改良按直线法折旧[21] - 公司定期对原油和天然气生产资产进行减值测试，若预计未折现未来现金流量低于资产账面价值，则记录减值损失[21] - 公司所有租赁均为经营租赁，相关费用计入生产费用或一般及行政费用[21] - 公司在发生法律义务且能合理估计公允价值的期间确认资产弃置义务负债，初始确认时对应资本化资产弃置资产[22] - 公司的客户合同收入来自加蓬的原油销售，在交付原油时确认收入，此外还有与Etame Marin区块PSC合同条款相关的其他收入[23] - 基本每股收益通过将普通股股东可获得的收益除以当期流通普通股加权平均数计算，摊薄每股收益考虑潜在稀释性证券[24] 会计准则实施与评估 - 公司计划将ASU 2016 - 13及其相关更新的实施推迟至2023年1月[26] - 2020年1月1日采用ASU 2018 - 15和ASU 2018 - 13，对财务状况、经营成果、现金流及相关披露无影响[26] - 公司正在评估ASU 2019 - 12和ASU 2020 - 04对合并财务报表的影响[25][26] - 采用ASU 2020 - 03预计不会对公司财务报表产生重大影响[26] 业务合同与权益 - 公司子公司VAALCO Gabon S.A.在Etame Marin区块拥有33.575%的参与权益[36] - 公司与Exxon签订了从2020年2月至2021年1月的销售合同[30] - 产量分成合同（PSC）延期10年，自2018年9月17日起生效，财团还获两个5年延长期及勘探权，签约奖金6500万美元（VAALCO净承担2180万美元）[37] - 2019/2020钻探活动完成两口开发井和两口评估井眼，两项技术研究预计花费130万美元（VAALCO净承担40万美元），预计按时完成[38] - PSC延期后，2018年9月17日至2028年9月16日成本回收百分比提高至80%，之后恢复至70%；加蓬政府将于2026年6月20日获得财团额外2.5%毛工作权益，VAALCO承担0.8% [38] - 2020年公司在赤道几内亚P区块工作权益增至43%，若有商业生产需支付310万美元；与Levene的交易未达成约束性协议，截至2020年3月31日，P区块未开发租赁成本账面价值1000万美元[40] - 因PSC延期，埃塔梅马林区块开采面积扩大，部分签约奖金和递延税影响金额分配至未探明租赁成本，后因发现储量，230万美元成本转入探明租赁成本，剩余1150万美元未探明租赁成本[41] 资产与负债情况 - 截至2020年3月31日，长期资产为4350万美元，截至2019年12月31日为6825.8万美元[30] - 截至2020年3月31日，总资产为1.68692亿美元，截至2019年12月31日为2.11537亿美元[30] - 截至2020年3月31日，应计负债及其他余额为2299万美元，较2019年12月31日的2977.3万美元有所减少[43] - 埃塔梅马林区块废弃资金安排预计约6180万美元（VAALCO净承担1920万美元），截至2020年3月31日，已投入3610万美元（VAALCO净承担1120万美元）[44] - 公司FPSO租约净份额为31.1%，约每年970万美元，截至2020年3月31日剩余总最低义务为4750万美元[45] - 截至2020年3月31日，公司未来运营租赁负债总计3042.9万美元，其他合资方需承担2250万美元[52] - 截至2020年3月31日，股票期权未偿还数量为271.4万股，可执行数量为204.3万股[55] - 截至2020年3月31日，股票增值权未偿还数量为341.8万股，可执行数量为181.3万股[57] - 截至2020年3月31日，公司无限制现金6100万美元[68] - 截至2019年12月31日，公司估计净探明储量500万桶[69] - 截至2020年3月31日，公司以中非法郎计价的净货币资产为390万美元，若中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少40万美元[73] 生产与运营情况 - 2019年9月开始2019/2020钻探活动，2020年3月完成，3月21日东南埃塔梅4H井投产，4月对东南埃塔梅2H井进行修井，恢复日产2400桶原油[64] - 2020年4月中旬，南奇巴拉2H井因井下机械故障停产，此前日产约830桶（公司净权益225桶），故障预计下次钻探活动时解决[64] - 2020年第一季度区块产量约16.65百万桶（净产量4.5百万桶），2019年同期约11.64百万桶（净产量3.15百万桶）[67] - 2020年第一季度加蓬净原油产量为45万桶，高于2019年同期的31.5万桶；净原油销量为29.4万桶，略低于2019年同期的29.7万桶[70] 市场与价格

Etame Marin区块产量与成本 - 2019 - 2017年Etame Marin区块总产量分别约为470万桶（公司净产量130万桶）、510万桶（公司净产量140万桶）和560万桶（公司净产量150万桶），公司净产量需扣除约13%的特许权使用费[28] - 截至2019年12月31日，Etame Marin区块未开发租赁成本为1380万美元，与PSC延期相关的开采区域扩张有关[30] - 最近一次弃置研究于2018年11月完成，Etame Marin区块估计总弃置成本约为6180万美元（公司净成本1920万美元），截至2019年12月31日已投入3670万美元（公司净投入1140万美元），2020年公司预计弃置成本为150万美元，2021 - 2028年为80万美元[31] 赤道几内亚Block P情况 - 公司在赤道几内亚Block P拥有31%的工作权益，截至2019年12月31日，该区块未开发租赁成本账面价值为1000万美元[32][33] OPEC减产影响 - 2017 - 2018年加蓬作为OPEC成员国同意每日减产最多9000桶，因自然减产未影响产量；2019年前六个月OPEC减产80万桶/日，接近年底时协议减产120万桶/日至2020年3月，公司预计不受影响[34] 钻探活动 - 2019 - 2020年钻探活动于2019年9月开始，2019年共钻探3口井（净0.9口），其中勘探井1口（净0.3口），开发井2口（净0.6口）[35] 租赁面积与油井情况 - 截至2019年12月31日，租赁总面积为10.32万英亩（公司净面积3.2万英亩），其中开发面积2.87万英亩（公司净面积0.89万英亩），未开发面积7.45万英亩（公司净面积2.31万英亩），有生产能力的原油井11口（公司净3.4口）[36] 储量与现金流相关 - 2019年用于储量估计的原油平均价格为63.6美元/桶，2018年为70.83美元/桶[38] - 截至2019 - 2017年12月31日，公司估计的净探明储量分别为496.6万桶、537万桶和304.9万桶[38] - 2019 - 2017年未来净现金流估计分别为7043.1万美元、8005.7万美元和2249万美元[38] - 2019年末公司估计净探明储量为500万桶[39] - 2019年公司探明储量新增90万桶，相当于加蓬产量的68%[39] - 2019年公司通过油藏性能增加110万桶储量，因原油价格下跌下调20万桶[39] - 2018 - 2019年确定储量所需的月首日价格平均值从70.83美元降至63.60美元[39] 销售与价格情况 - 2019 - 2017年净原油销售量分别为125.1万桶、144.2万桶、142.3万桶[43] - 2019 - 2017年平均原油销售价格分别为65.20美元/桶、70.32美元/桶、52.58美元/桶[43] - 2019 - 2017年平均生产费用分别为30.13美元/桶、28.03美元/桶、27.90美元/桶[43] 员工情况 - 截至2019年12月31日公司有111名全职员工，75人位于加蓬[48] 销售与政府政策相关 - 2018年公司向嘉能可销售原油收入约占客户收入的100%[47] - 加蓬政府从2018年2月1日起选择以实物形式收取利润油[47] 石油法规政策 - 2019年加蓬新石油法规定国家在PSCs运营中的参与权益不超过10%，加蓬石油公司可按市值收购最高15%的股份，国家可按市值收购运营商最高10%的股权[54] - 赤道几内亚法律规定国家在PSCs中最低持股20%，通常由承包商承担费用[58] - 2014年加蓬石油法规定此前签订的协议在到期前有效，不符合新法要求则不得延期或续签，2019年该法被废止[54] - 2019年加蓬石油法规定外国生产商和勘探商需通过加蓬公司开展业务，从事油气活动的公司需在一年内将场地修复资金存入指定银行[54] - 赤道几内亚2006年石油法取代1981年石油法，赋予石油部广泛监管权力，所有油气勘探和生产合同均采用PSCs形式[57][58] 环境法规影响 - 公司运营受加蓬和赤道几内亚等多地环境法规约束，合规成本可能很高，违反规定会面临处罚[59] 外汇与市场风险 - 截至2019年12月31日，公司以中非法郎计价的净货币资产为220万美元（13.06亿中非法郎），若中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少20万美元[152] - 2019年公司以中非法郎计价的支出约为1070万美元[152] - 若原油销售维持在最近年度销量125.1万桶，每桶价格下降5美元将对公司产生重大不利影响[153] - 公司面临外汇汇率和商品价格市场风险，美元与中非法郎汇率波动影响成本和应收款价值，原油和天然气价格波动影响财务状况[151][152][153]

股权结构 - 截至2019年10月31日，公司有58,387,504股流通普通股，每股面值0.10美元[4] - 截至2019年9月30日，公司发行67,478,897股普通股，流通股为58,593,068股；2018年12月31日发行67,167,994股，流通股为59,595,742股[7] - 截至2019年9月30日，公司库存股为8,885,829股，成本为39,943,000美元；2018年12月31日库存股为7,572,251股，成本为37,827,000美元[7] - 截至2019年9月30日，普通股发行数量为67479（单位：千）[11] - 2019年前三季度基本加权平均流通股为59457千股，2018年同期为59147千股[30] - 公司授权优先股为50万股，面值每股25美元，截至2019年9月30日和2018年12月31日无发行和流通[48] 财务状况 - 截至2019年9月30日，公司现金及现金等价物为57,227,000美元，较2018年12月31日的33,360,000美元有所增加[7] - 截至2019年9月30日，公司应收账款中的贸易账款为7,503,000美元，低于2018年12月31日的11,907,000美元[7] - 截至2019年9月30日，公司总流动资产为74,543,000美元，高于2018年12月31日的58,794,000美元[7] - 截至2019年9月30日，公司油气资产净值为56,617,000美元，高于2018年12月31日的52,724,000美元[7] - 截至2019年9月30日，公司总负债为99,099,000美元，高于2018年12月31日的56,485,000美元[7] - 截至2019年9月30日，公司股东权益为109,887,000美元，略高于2018年12月31日的109,827,000美元[7] - 截至2019年9月30日，公司留存收益为69,819,000美元，高于2018年12月31日的68,579,000美元[7] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，现金及现金等价物分别为57227千美元和33360千美元[18] - 截至2019年9月30日，未偿还增值税应收账款余额（不含坏账准备）约为800万美元（归属于VAALCO的净额为270万美元）[19] - 2019年第三和前九个月，公司分别录得与加蓬政府未偿还增值税坏账准备相关的净（收回）费用为(5)千美元和24千美元[19] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，衍生资产商品互换分别为3730千美元和3520千美元[20] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，SARs负债分别为3168千美元和1632千美元[20] - 2019年前九个月，已确认使用权经营租赁资产为44681千美元，使用权经营租赁负债为44656美元[16] - 2019年前九个月，资产报废义务为292千美元，2018年同期为(6527)千美元[16] - 2019年前九个月，实物原油支付的所得税为7347千美元，2018年同期为9385千美元[16] - 2019年前九个月，期末发生但未支付的财产和设备增加额为7042千美元，2018年同期为2045千美元[16] - 2019年9月30日和2018年12月31日，总现金、现金等价物和受限现金分别为70032千美元和46655千美元[18] - 截至2019年9月30日，公司持续经营业务的总资产为2.08986亿美元，2018年12月31日为1.63022亿美元[28] - 截至2019年9月30日，未开发租赁成本账面价值为1000万美元，若未钻勘探井，公司将失去许可证权益[37] - 截至2019年9月30日，应计负债和其他余额总计2388.6万美元，较2018年12月31日的1413.8万美元有所增加[40] - 2019年无未偿还借款，平均有效利率为0.00%，2018年为7.09%[40] - 公司为Etame PSC的废弃提供资金，预计总额约6180万美元（VAALCO净成本1920万美元），截至2019年9月30日已投入3570万美元（VAALCO净成本1110万美元）[41] - 截至2019年9月30日，公司经营租赁负债未来到期情况为2019年360.4万美元、2020年1406.6万美元、2021年1331万美元、2022年930.4万美元，总计3682.9万美元[47] - 其他合资方有义务承担未来租赁负债4030万美元中的2780万美元[48] - 截至2019年9月30日，公司拥有无限制现金5720万美元，其中包括1180万美元非经营合资方预付款[64] - 截至2019年9月30日，公司以中非法郎计价的净货币资产为330万美元，若中非法郎相对美元贬值10%，这些净资产价值将减少30万美元[69] 经营业绩 - 2019年前三季度油气销售收入为62598美元，2018年同期为77337美元[8] - 2019年前三季度总运营成本和费用为44780美元，2018年同期为41588美元[8] - 2019年前三季度运营收入为13417美元，2018年同期为36081美元[8] - 2019年前三季度持续经营业务税前收入为15743美元，2018年同期为33624美元[8] - 2019年前三季度持续经营业务收入（亏损）为 - 3899美元，2018年同期为88224美元[8] - 2019年前三季度净收入（亏损）为1549美元，2018年同期为87808美元[8] - 2019年前三季度经营活动提供的净现金为29051美元，2018年同期为36040美元[14] - 2019年前三季度投资活动使用的净现金为3382美元，2018年同期为13205美元[14] - 2019年前三季度融资活动使用的净现金为2292美元，2018年同期为8655美元[14] - 2019年前三季度终止经营业务的收益为544.8万美元，2018年同期亏损41.6万美元[26] - 2019年9月30日，终止经营业务相关资产为0，负债为32.6万美元；2018年12月31日，资产为329万美元，负债为1524.5万美元[26] - 2019年第一季度，公司就安哥拉5号区块达成和解协议，确认税后非现金收益570万美元[27] - 2019年前三季度，加蓬地区油气销售收入为6259.8万美元，2018年同期为7733.7万美元[27][28] - 2019年前三季度，公司持续经营业务的总运营收入为1341.7万美元，2018年同期为3608.1万美元[27][28] - 2019年前三季度净收入为154.9万美元，2018年同期为8780.8万美元[30] - 公司大部分收入来自加蓬业务，2019年前三季度客户合同销售收入为6242万美元，2018年同期为7458.7万美元[30][32] - 2019年4月实物支付的利润油为730万美元，截至2019年9月30日和2018年12月31日，政府利润油份额对应的应付外国税分别为320万美元和330万美元[31] - 2019年前三季度总净收入为6259.8万美元，2018年同期为7733.7万美元[32] - 2019年第三季度和前九个月，公司在外汇交易中分别确认损失0.1百万美元和0.3百万美元，2018年同期分别为0百万美元和0.1百万美元[21] - 2019年前九个月经营活动提供的净现金较2018年同期减少698.9万美元，主要因持续经营业务产生的现金减少1390万美元以及经营资产和负债减少1070万美元[62] - 2019年前九个月投资活动使用的净现金为338.2万美元，主要用于设备采购和2019/2020年钻井计划；2018年同期为1320.5万美元，主要与PSC延期支付的1180万美元签约奖金有关[62] - 2019年前九个月融资活动使用的净现金为229.2万美元，主要用于根据公司股票回购计划购买库存股；2018年同期为865.5万美元，主要用于偿还债务本金[62] - 2019年前九个月应计基础资本支出为840万美元，公司承诺在2020年9月16日前钻探两口井和两个评估井眼，估计成本约为6850万美元（公司净承担2300万美元）[62] - 2019年第三季度公司净亏损390万美元，2018年同期净利润为7860万美元，2019年净亏损包含已终止经营业务亏损10万美元以及510万美元递延所得税费用[64] - 2019年第三季度油气收入减少770万美元，约30.3%，归因于价格和销量下降[65] - 2019年前三季度油气收入减少1470万美元，约19.1%，主要因销量下降，价格下降影响较小[66] - 2019年第三季度生产费用增加240万美元，约31.5%，主要因维护、燃料等成本上升[65] - 2019年前三季度生产费用减少340万美元，约10.8%，主要因修井费用降低[66] - 2019年前三季度公司净收入为150万美元，2018年同期为8780万美元[66] - 2019年第三季度所得税费用为770万美元，2018年同期有6660万美元递延所得税收益[65][66] - 2019年前三季度所得税费用为1960万美元，2018年同期有6660万美元递延所得税收益[67] - 2019年第三季度和前九个月衍生工具净收益分别为230万美元和230万美元，2018年同期分别亏损100万美元和200万美元[65][67] - 2019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310万美元和820万美元[69] - 若油价每桶下降5美元且石油销量维持在最近季度的279000桶，预计每季度收入和营业收入将减少140万美元（年化减少560万美元），净利润每季度减少30万美元（年化减少130万美元）[70] 合同与业务 - 公司根据原油销售和购买协议在加蓬销售产生客户合同收入，Etame PSC合同规定向加蓬政府支付特许权使用费（按公布价格的13%）和“利润油”分成，政府可选择以原油桶结算[21] - Etame PSC合同中加蓬政府的总承担工作权益为7.5%，从2026年6月20日起增至10%[21] - 公司使用当前退役成本估计退役义务的预期现金流出，初始记录资产退役义务负债时对应资本化资产退役资产[21] - 2019年2月至2020年1月，公司与摩科瑞能源贸易公司签订新合同，向其销售原油，销售占合同期内总收入约100%[28] - 2018年9月25日，公司获得加蓬政府授权，将Etame Marin区块的三个开采区期限延长10年，自2018年9月17日起生效[34] - 为获得期限延长，财团同意支付6500万美元签约奖金，公司应支付份额为2180万美元[34] - 公司已将签约奖金份额在已探明和未探明租赁成本之间分配，2250万美元归为已探明租赁成本，1370万美元归为未探明租赁成本[34] - 2019/2020钻探活动计划在2020年上半年完成，预计成本约6850万美元（VAALCO净成本2300万美元），或钻第三口开发井[35] - 成本回收百分比在2018年9月17日至2028年9月16日期间从70%提高到80%，之后恢复到70%[35] - 加蓬政府将在2026年6月20日起从财团获得额外2.5%的总工作权益，VAALCO转让份额为0.8%[35] - 公司需在2020年9月16日前完成两项技术研究，预计总成本130万美元（VAALCO净成本40万美元）[35] - 公司净承担FPSO租约付款比例为31.1%，约每年970万美元，截至2018年12月31日剩余总最低义务为5390万美元[42] - 2018年全年公司FPSO付款净份额为1080万美元，租约费用为日产2万桶油以内每桶0.93美元，超出部分每桶2.5美元[42] - 2019年7月公司原则上同意以440万美元净成本解决2007 - 2016年Etame合资企业所有者审计遗留问题，10月已支付110万美元，余额预计2020年上半年支付[42] - 公司签订钻井平台合同，日费率约7.5万美元，预计期限少于1年，2019年9月已开始2019/2020钻井活动[45] - 2019年第三季度和前九个月租赁成本分别为673.7万美元和1721.3万美元，经营租赁现金流出为1336.4万美元[47] - 公司在赤道几内亚海上P区块未开发部分拥有31%的工作权益，截至2019年9月30日，该未开发租赁成本账面价值为1000万美元，若合资方未能钻探勘探井，公司将失去该许可证权益[