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]