信贷安排与债务情况 - 2021年5月公司修订信贷安排，将信贷额度从15亿美元降至12.5亿美元，期限延长至2027年3月，可用借款基数约12.4亿美元[122] - 截至6月30日，信贷安排借款总额10亿美元，未提取额度2.352亿美元，可用借款基数约12.4亿美元[167][168] - 2020年7月修订债务覆盖率计算方式，2021年12月31日前最高放宽至4.75倍，之后逐步恢复至3.5倍[170][173] - 2019年4月发行6.5亿美元7.125%优先票据，净收益约6.4亿美元[174] - 2021年3月发行4.5亿美元7.500%优先票据，净收益约4.444亿美元[176] - 2020年9月签订2亿美元美国墨西哥湾定期贷款协议，净收益1.977亿美元，年利率约6% [180] - 7.125%高级票据2025年及以后本金为6.5亿美元，公允价值为 -6.40224亿美元；7.500%高级票据2025年及以后本金为4.5亿美元，公允价值为 -4.4577亿美元[182] - 浮动利率债务加权平均利率从2021年的4.29%升至2025年以后的6.33%[182] - 2021 - 2025年及以后总本金债务还款分别为750万美元、3000万美元、3000万美元、2.00455亿美元、4.02692亿美元、16.29353亿美元，总计23亿美元[182] - 2021 - 2025年及以后长期债务利息及承诺费支付分别为707.51万美元、1372.44万美元、1369.67万美元、1381.55万美元、1239.62万美元、1329.39万美元，总计7400.18万美元[182] - 2021 - 2025年及以后经营租赁分别为134.7万美元、401.6万美元、408.7万美元、415.8万美元、422.9万美元、1518万美元，总计3301.7万美元[182] - 截至2021年6月30日，公司未偿还借款总额12亿美元，加权平均利率4.3%，若浮动市场利率上升10%，每年将多支付约10万美元利息费用[201] 各地区产量数据 - 2021年第二季度，加纳产量平均约10.59万桶/日毛产量（2.19万桶/日净产量），其中朱比利油田平均约7.09万桶/日毛产量（1.62万桶/日净产量），TEN油田平均约3.5万桶/日毛产量（0.57万桶/日净产量）[123] - 2021年第二季度，美国墨西哥湾产量平均约2.04万桶油当量/日净产量（约82%为石油）[124] - 2021年第二季度，赤道几内亚产量平均约2.91万桶/日毛产量（0.94万桶/日净产量）[130] 项目进展情况 - 2021年第一季度，BP申请延长塞内加尔Cayar区块许可证期限，7月5日总统令批准延长最多三年[131] - 大托尔图项目一期预计首气时间推迟至2023年第三季度，延迟约三个月[132] 销售与营收数据对比 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，石油销量从575.1万桶降至568.9万桶，天然气销量从13.03亿立方英尺降至12.21亿立方英尺，NGL销量从14.2万桶降至12.7万桶[135] - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，总营收从1.27314亿美元增至3.84045亿美元，平均石油销售价格从21.7美元/桶增至66.38美元/桶[135] - 2021年第二季度油气收入3.84亿美元，较2020年同期增加2.57亿美元，销售6020 MBoe，平均每桶当量实现价格63.80美元；2020年同期销售6110 MBoe，平均每桶当量实现价格20.84美元[138] - 2021年上半年油气收入5.61亿美元，较2020年同期增加2.55亿美元，销售9309 MBoe，平均每桶当量实现价格60.22美元；2020年同期销售10084 MBoe，平均每桶当量实现价格30.25美元[146] 成本数据对比 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，油气生产成本从8.8747亿美元增至11.5803亿美元，平均每桶油当量成本从14.53美元增至19.24美元[135] - 2021年第二季度油气生产成本1.16亿美元，较2020年同期增加2710万美元[138][139] - 2021年上半年油气生产成本1.62亿美元，较2020年同期增加1120万美元[146][147] - 2021年上半年勘探费用1747万美元，较2020年同期减少4284.6万美元[146][149] - 2021年上半年一般及行政费用4416.9万美元，较2020年同期增加507.2万美元[146][150] 其他财务指标 - 2021年上半年资产减值损失为0，2020年同期为1.51亿美元[146][152] - 2021年上半年净现金由经营活动提供2.42亿美元，2020年同期使用6283.6万美元[159] - 截至2021年6月30日，公司净债务为21.07亿美元，可用借款加现金及现金等价物为7.85亿美元[161] - 2021年第二季度，公司因债务清偿损失支出1520万美元[168] - 截至6月30日，受限现金约4290万美元[169] 资本支出情况 - 公司维持积极的套期保值计划，并定期审查资本支出计划以应对油价波动[158] - 2021年基础业务预计资本支出2.25 - 2.75亿美元，截至6月30日已支出1.119亿美元[163] - 大托尔图项目2021年资本支出从3.5亿美元降至1.9亿美元[164] - 截至6月30日，毛里塔尼亚和塞内加尔相关支出已花费1.554亿美元[165] 井的情况 - 截至2021年6月30日，正在钻探或完井阶段的井共3口（净1.02口），暂停或等待完井的井共25口（净6.13口）[136] 油价波动与衍生品情况 - 2021年前六个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 76.44美元之间波动[195] - 截至2021年6月30日，未平仓衍生品合约公允价值从2020年12月31日的 -2037.7万美元变为 -1.46921亿美元，期间合约公允价值变化为 -2.23159亿美元，合约到期为9661.5万美元[194] - 2021年7 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：与卖出看跌期权的互换合约3000千桶、三种期权组合合约1500千桶和500千桶、卖出看涨期权合约3500千桶[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：三种期权组合合约1500千桶、两种期权组合合约3000千桶、卖出看涨期权合约1581千桶[198] - 2021年7 - 12月，不同类型合约的加权平均价格分别为：与卖出看跌期权的互换合约53.96美元/桶、三种期权组合合约32.50美元/桶和37.50美元/桶、卖出看涨期权合约无[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约的加权平均价格分别为：三种期权组合合约40.00美元/桶、两种期权组合合约无、卖出看涨期权合约无[198] - 2021年7 - 12月，不同类型合约在2021年6月30日的公允价值分别为：与卖出看跌期权的互换合约 - 54102千美元、三种期权组合合约 - 28825千美元和 - 8725千美元、卖出看涨期权合约 - 19166千美元[198] - 2022年1 - 12月，不同类型合约在2021年6月30日的公允价值分别为：三种期权组合合约 - 9688千美元、两种期权组合合约 - 6744千美元、卖出看涨期权合约 - 19384千美元[198] - 2021年7月，公司签订2022年1月至12月的布伦特原油三种期权组合合约，涉及1000千桶，卖出看跌期权价格45美元/桶，底价60美元/桶，顶价80美元/桶[199] - 2021年6月30日，公司未平仓商品衍生品工具净负债头寸为1.466亿美元[200] - 2021年6月30日，商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约7870万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约7460万美元[200] 其他事项 - 公司有在毛里塔尼亚钻探两口勘探井的承诺[185] - 截至2021年6月30日，表外安排和交易包括短期经营租赁和未提取的信用证[186] - 公司认为与收入确认、勘探和开发成本等相关的会计政策为关键会计政策[187]