收购与权益变动 - 2021年10月，公司以约4.6亿美元现金收购阿纳达科WCTP公司，收购后在朱比利单元区权益从24.1%增至42.1%，在TEN油田权益从17.0%增至28.1%[125] - 若合资伙伴行使优先购买权，公司在朱比利单元区权益将降至38.3%，在TEN油田权益将降至19.8%[127] - 加纳额外收购权益相关资本支出，若合资伙伴行使优先购买权，公司在朱比利单元区权益降至38.3%，在TEN油田权益降至19.8%[172] 资金来源与融资 - 公司通过发行4亿美元浮动利率优先票据和7500万美元借款为收购融资，后用发行4亿美元7.750%优先票据和手头现金对优先票据进行再融资，还通过公开发行股票获得1.366亿美元用于偿还借款[126] - 2019年4月公司发行6.5亿美元7.125%优先票据，2021年3月发行4.5亿美元7.500%优先票据[180][182] - 2020年6月公司从托克处获得5000万美元原油销售预付款，后该协议终止并转为墨西哥湾定期贷款[185] - 2020年9月公司签订2亿美元高级有担保定期贷款信贷协议，扣除费用后净收益1.977亿美元，利率约6%，2025年到期[186] 产量数据 - 2021年第三季度，加纳产量平均约10.82万桶/日毛产量（2.27万桶/日净产量），美国墨西哥湾产量平均约1.7万桶油当量/日净产量，赤道几内亚产量平均约2.99万桶/日毛产量（0.96万桶/日净产量）[128][130][135] - 2021年第三季度，美国墨西哥湾因飓风导致计划外停产，影响产量约4000桶油当量/日，全年约1000桶油当量[130] 勘探费用 - 2021年前三季度，公司因佐拉勘探井记录约1410万美元勘探费用[134] - 2021年第三季度，勘探费用为2398.2万美元，较2020年同期的1397.7万美元增加1000.5万美元，主要因Zora勘探井未发现碳氢化合物并于2021年8月封堵废弃，产生1260万美元井成本计入勘探费用[148] - 2021年前三季度，勘探费用为4145.2万美元，较2020年同期的7429.3万美元减少3284.1万美元，主要因2021年美国墨西哥湾业务部门和其他勘探许可证区域的地质、地球物理和地震成本降低，部分被Zora勘探井的1410万美元井成本抵消[155][156] 项目进展 - 大托尔图项目一期预计2023年第三季度首次产气，截至2021年第三季度末及之后取得多项里程碑进展[137] 应收款与负债结算 - 2021年第三季度，公司从BP运营商处确认2.002亿美元长期应收款和2.002亿美元FPSO合同负债，BP运营商结算公司5120万美元资本支出和4270万美元应付账款[140] 运营结果对比 - 2021年第三和九个月，公司销售、收入、成本等运营结果与2020年同期相比有不同程度变化，如2021年第三季度总销售收入为1.98936亿美元，2020年同期为2.24786亿美元[142] 油井数量 - 截至2021年9月30日，正在钻探或完井的油井总数为3口（毛井）、0.76口（净井），暂停或等待完井的油井总数为26口（毛井）、6.56口（净井）[143] 营收与亏损情况 - 2021年第三季度，公司总营收和其他收入为2.0054亿美元，较2020年同期的2.24787亿美元减少2424.7万美元；净亏损为2859.7万美元，较2020年同期的3738.4万美元减少878.7万美元[145] - 2021年前三季度，公司总营收和其他收入为7.61229亿美元，较2020年同期的5.29882亿美元增加2.31347亿美元；净亏损为1.76552亿美元，较2020年同期的4.19542亿美元减少2.4299亿美元[152] 油气收入情况 - 2021年第三季度，油气收入为1.98936亿美元，较2020年同期的2.24786亿美元减少2585万美元，主要因国际业务货物运输时间导致销量下降，部分被油价上涨抵消；公司销售301万桶油当量，平均实现价格为每桶当量66.10美元，2020年同期销售547.7万桶油当量，平均实现价格为每桶当量41.05美元[145] - 2021年前三季度，油气收入为7.59455亿美元，较2020年同期的5.2988亿美元增加2.29575亿美元，主要因油价上涨，部分被国际业务产量下降导致的销量减少抵消；公司销售1231.8万桶油当量，平均实现价格为每桶当量61.65美元，2020年同期销售1556万桶油当量，平均实现价格为每桶当量34.05美元[152] 油气生产成本情况 - 2021年第三季度，油气生产成本为5031.6万美元，较2020年同期的8427.7万美元减少3396.1万美元，主要因本季度销量下降，部分被美国墨西哥湾油田生产组合的修井成本增加和每桶生产成本上升抵消[146] - 2021年前三季度，油气生产成本为2.11871亿美元，较2020年同期的2.34627亿美元减少2275.6万美元，主要因本年度销量和产量下降，部分被美国墨西哥湾油田生产组合的每桶生产成本上升抵消[153] 资产减值情况 - 2020年前三季度，因COVID - 19对石油需求的影响和油价大幅下跌，公司对美国墨西哥湾油气探明资产计提1.5082亿美元资产减值；2021年前三季度未识别出减值迹象，未确认减值[159] 经营活动现金情况 - 2021年前9个月经营活动提供的净现金为1.438亿美元，2020年同期为2070万美元，增长主要因油价上涨[166] 债务与资金情况 - 2021年9月30日净债务为22.95158亿美元，可用借款加现金及现金等价物为5.96484亿美元[168] - 截至2021年9月30日，信贷安排下借款为11.5亿美元，未动用额度为8520万美元[174] - 截至2021年9月30日，公司有4290万美元受限现金以满足净杠杆比率超2.5倍时的要求[176] - 截至2021年9月30日，7.125%高级票据本金6.5亿美元，公允价值 - 6.37728亿美元；7.500%高级票据本金4.5亿美元，公允价值 - 4.36905亿美元[188] - 可变利率债务加权平均利率2021 - 2026年分别为4.22%、4.26%、4.63%、5.36%、5.77%、6.38%[188] - 截至2021年9月30日，设施贷款本金1.15亿美元，公允价值 - 1.15亿美元；墨西哥湾定期贷款本金2000万美元，公允价值 - 2000万美元[188] - 2021 - 2026年总本金债务还款分别为75万美元、30万美元、142.621万美元、237.834万美元、402.692万美元、1629.353万美元[188] - 长期债务利息及承诺费支付总计716.51万美元[188] - 经营租赁总计31.957万美元[188] - 公司有2.002亿美元浮式生产储卸油装置（FPSO）合同负债[191] - 截至2021年9月30日，公司在信贷安排和墨西哥湾定期贷款下的未偿还借款总额为14亿美元，加权平均利率为4.3%[207] 资本支出情况 - 预计2021年基础业务资本支出约3亿美元，截至9月30日已花费约1.843亿美元[170] - 2021年大托尔图项目资本支出从约3.5亿美元降至约1.8亿美元，截至9月30日已花费约1.692亿美元[171] 债务清偿损失 - 2021年第二季度公司因信贷安排修订产生1520万美元债务清偿损失[175] 油价波动情况 - 2021年前九个月，布伦特原油价格在每桶50.34 - 79.12美元之间波动[201] 衍生品合约情况 - 2021年10 - 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1500千桶、三方领口期权合约750千桶和250千桶、卖出看涨期权合约1750千桶[204] - 2022年1 - 12月，不同类型合约涉及的石油数量分别为：三方领口期权合约4500千桶、两方领口期权合约3000千桶、卖出看涨期权合约1581千桶[204] - 2021年10月，公司签订2022年1月至12月的布伦特原油两方领口期权合约，数量为2000千桶，底价70美元/桶，顶价90美元/桶[205] 未平仓衍生品情况 - 截至2021年9月30日，未平仓衍生品合同公允价值为 - 1.29411亿美元[200] - 截至2021年9月30日，公司未平仓商品衍生工具净负债头寸为1.294亿美元[206] 市场价格变动影响 - 截至2021年9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7900万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约6810万美元[206] 利率变动影响 - 若浮动市场利率在当前浮动利率债务水平上提高10%，公司每年将额外支付约20万美元利息费用[207] 其他收入 - 2021年第三季度，公司从壳牌处获得南非参与权益剩余款项100万美元[124]