各地区产量数据 - 2023年第二季度，加纳产量平均约为108,500桶油当量/日（净产量33,700桶油当量/日）[113] - 2023年第二季度，美国墨西哥湾产量平均约为15,900桶油当量/日（净产量，约81%为石油）[116] - 2023年第二季度，赤道几内亚产量平均约为24,000桶/日（净产量8,400桶/日）[121] 加纳天然气业务情况 - 截至2023年1月1日，朱比利合作伙伴已向加纳政府提供2000亿立方英尺天然气，履行了承诺；自2023年1月1日起，约190亿立方英尺朱比利天然气以0.50美元/百万英热单位出售给加纳；2023年9月前，朱比利合作伙伴与加纳政府达成临时协议，以2.90美元/百万英热单位出售朱比利油田天然气[115] 公司产品销售及收入数据对比 - 2023年第二季度，公司石油销售354.7万桶，2022年同期为533.9万桶；天然气销售27.74亿立方英尺，2022年同期为12.52亿立方英尺；天然气凝液销售10.7万桶，2022年同期为12.9万桶[126] - 2023年第二季度，公司石油销售收入为2.67149亿美元，2022年同期为6.04668亿美元；天然气销售收入为356.8万美元，2022年同期为1027.1万美元；天然气凝液销售收入为253.8万美元，2022年同期为542.9万美元[126] - 2023年第二季度，公司平均石油销售价格为75.32美元/桶，2022年同期为113.25美元/桶；平均天然气销售价格为1.29美元/千立方英尺，2022年同期为8.20美元/千立方英尺；平均天然气凝液销售价格为23.72美元/桶，2022年同期为42.09美元/桶[126] 公司油气生产成本数据对比 - 2023年第二季度，公司油气生产成本（不包括修井）为5930.2万美元，2022年同期为8812万美元；油气生产成本（修井）为427.7万美元，2022年同期为206.9万美元[126] 公司井数量情况 - 截至2023年6月30日，公司处于钻探或完井阶段的井总数为1口（净0.39口），暂停或等待完井的井总数为23口（净7.08口）[127] 项目进度情况 - 大托尔图阿赫梅伊姆项目一期首气目标时间推迟至2024年第一季度[122] 油气收入数据对比 - 2023年第二季度油气收入为2.73亿美元，较2022年同期的6.20亿美元减少3.47亿美元，降幅56%，主要因国际石油起运时间、油价及产量下降[130] - 2023年上半年油气收入为6.67亿美元，较2022年同期的12.79亿美元减少6.12亿美元，降幅48%，主要因国际石油起运时间、油价及产量下降[136] 油气生产成本数据对比（按时间段） - 2023年第二季度油气生产成本为6358万美元，较2022年同期的9019万美元减少2661万美元，降幅29%，主要因销量和运营成本下降[130][131] - 2023年上半年油气生产成本为1.48亿美元，较2022年同期的2.15亿美元减少6738万美元，降幅31%，主要因销量和运营成本下降[136][137] 勘探费用数据对比 - 2023年第二季度勘探费用为1102万美元，较2022年同期的8957万美元减少7855万美元，降幅88%，主要因毛里塔尼亚C8区块勘探期结束[130][132] - 2023年上半年勘探费用为2302万美元，较2022年同期的1.01亿美元减少7843万美元，降幅77%，主要因毛里塔尼亚C8区块勘探期结束[136][138] 净衍生品数据对比 - 2023年第二季度净衍生品损失为303万美元，较2022年同期的7520万美元减少7217万美元，降幅96%，主要因远期油价曲线变化[130][134] - 2023年上半年净衍生品收益为381万美元，较2022年同期的损失3.57亿美元减少3.61亿美元，主要因远期油价曲线变化[136][140] 信贷安排及借款情况 - 截至2023年6月30日，信贷安排下借款总额为7.75亿美元，未动用额度为3.70亿美元；公司循环信贷下无未偿还借款，未动用额度为2.50亿美元[146] - 截至2023年6月30日，信贷安排下借款总额为7.75亿美元，未动用额度为3.701亿美元；2023年春季重新确定时，借款基础容量约为11.5亿美元，减少约1亿美元[155][156] - 截至2023年6月30日，公司循环信贷额度无未偿还借款，未动用额度为2.5亿美元，到期日为2024年12月31日[160] 经营活动净现金数据对比 - 2023年上半年经营活动提供的净现金为2.22亿美元，较2022年同期的6.08亿美元减少3.86亿美元，降幅64%，主要因油价和销量下降[148] 债务情况 - 截至2023年6月30日，长期债务总额为24.125亿美元，较2022年12月31日的22.7亿美元有所增加；净债务为23.23355亿美元，较2022年12月31日的20.83179亿美元增加[150] - 公司有三系列高级票据未偿还，7.125%高级票据于2026年4月4日到期，7.500%高级票据于2028年3月1日到期，7.750%高级票据于2027年5月1日到期[164] - 2020年9月公司签订2亿美元高级担保定期贷款信贷协议，截至2023年6月30日，借款总额为1.375亿美元，其中1500万美元归类为流动负债[166] 公司资本支出预计 - 2023年公司预计资本支出约7 - 7.5亿美元，其中约2.5 - 3亿美元用于维护活动，约3.5 - 4亿美元用于项目开发，约0.5 - 1亿美元用于勘探和评估计划[152][153][154] 公司承诺及合同负债情况 - 公司承诺在赤道几内亚钻3口开发井和1口勘探井，有2.002亿美元浮式生产储卸油装置合同负债[170] - 公司与毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司的预付款协议原估计总额约2.4亿美元，截至2023年6月30日已发生2.302亿美元[171] 债务本金及费用支付情况 - 2023 - 2027年及以后，固定利率债务本金还款总额为15亿美元，可变利率债务本金还款总额为9.125亿美元，利息及承诺费支付总额为6.62551亿美元[172] - 运营租赁和采购义务在2023 - 2027年及以后分别为2.5462亿美元和9.6081亿美元[172] 原油价格波动情况 - 2023年上半年，Dated Brent原油价格在每桶71.71美元至88.21美元之间波动[181] 未平仓衍生品合约情况 - 截至2023年6月30日，未平仓衍生品合约公允价值为1354万美元，较2022年12月31日的268.8万美元增加了22万美元，合约到期金额为1063.2万美元[180] - 截至2023年6月30日，公司未平仓商品衍生品工具处于1350万美元的净资产头寸[186] 商品期货价格对收益影响 - 截至2023年6月30日，假设商品期货价格曲线上涨10%，未来税前收益将减少约2750万美元；假设下跌10%，未来税前收益将增加约3610万美元[186] 利率对利息费用影响 - 截至2023年6月30日，公司未偿借款总额为9.125亿美元，加权平均利率为9.4%，若浮动市场利率上升10%，每年将额外支付约480万美元利息费用[187] 公司签订的领口合约情况 - 2023年7月，公司签订了2024年1月至12月200万桶Dated Brent的三通领口合约，卖出看跌期权价格为每桶45美元，底价为每桶70美元，上限价格为每桶95美元[185] - 2023年7 - 12月，300万桶Dated Brent三通领口合约，净递延溢价为134万美元，看跌期权价格为每桶49.17美元，底价为每桶71.67美元，上限价格为每桶107.58美元，公允价值为520.3万美元[184] - 2023年7 - 12月，250万桶Dated Brent两通领口合约，净递延溢价为169万美元，底价为每桶72美元，上限价格为每桶112美元，公允价值为377.1万美元[184] - 2024年1 - 12月，200万桶Dated Brent三通领口合约，净递延溢价为135万美元，看跌期权价格为每桶45美元，底价为每桶70美元，上限价格为每桶97.5美元，公允价值为576.4万美元[184] - 2024年1 - 6月，200万桶Dated Brent两通领口合约，净递延溢价为124万美元，底价为每桶65美元，上限价格为每桶85美元，公允价值为 - 119.8万美元[184]