财务数据关键指标变化 - 2025年前六个月运营现金流为5104.9万美元，较2024年同期增加2965.5万美元[96] - 2025年前六个月投资活动净现金流出1.0746亿美元，同比增加5877.3万美元，主要用于埃及钻井项目和科特迪瓦FPSO维护[97] - 2025年前六个月融资活动净现金流入3292.2万美元，主要来自6亿美元RBL Facility借款[98] - 2025年前六个月资本支出达9220万美元，较2024年同期4650万美元增长近一倍[99] - 2025年第二季度净利润为840万美元，较2024年同期的2820万美元下降69.5%[133] - 2025年第二季度原油、天然气和NGL收入为9690万美元，同比下降17%（减少1990万美元）[134] - 2025年第二季度净原油、天然气和NGLs收入为9689.3万美元，同比下降1988.5万美元（17%）[135] - 2025年第二季度平均实现价格为54.87美元/桶当量，同比下降11.35美元/桶当量（17%）[136] - 生产费用下降1205.3万美元（23%）至4039.3万美元，单位成本下降6.83美元/桶[143] - 勘探费用新增252万美元，主要用于科特迪瓦区块705地震数据采购[144] - 折旧折耗摊销费用下降485.9万美元（15%）至2827.3万美元[145] - 2025年上半年净收入下降971.1万美元（4%）至2.072亿美元，主要受价格因素影响（下降2494.8万美元）[153][155] - 2025年上半年平均实现价格下降7.17美元/桶当量（11%）至59.50美元/桶当量[156] - 公司生产费用在2025年上半年为8,520万美元，同比增加70万美元，主要由于加蓬地区海关费用约470万美元及维护成本增加，但每桶成本从25.96美元降至24.43美元[161] - 公司折旧、折耗及摊销费用在2025年上半年为5,860万美元，同比下降40万美元（约1%），主要由于加蓬和埃及地区可折耗成本降低[163] - 公司一般及行政费用在2025年上半年为1,750万美元，同比增加320万美元（23%），主要由于专业服务费、薪资及法律费用增加[164] - 公司衍生工具在2025年上半年实现净收益30万美元，同比改善90万美元，主要由于布伦特原油价格下跌导致期权收益[166] - 公司净利息支出在2025年上半年为390万美元，同比增加180万美元，主要由于债务发行成本摊销及承诺费增加[167] 各条业务线表现 - 埃及2025年第二季度完成6口钻井，其中3口将在第三季度进行水力压裂[92] - 加蓬2025/2026钻井计划预计第三季度末启动，包括多口开发井和评估井[90] - 科特迪瓦Baobab FPSO于2025年1月停产检修，预计2026年恢复生产后开始开发钻井[94] - 赤道几内亚Block P区块Venus油田开发计划预计2025年底前做出最终投资决定[95] - 加拿大2025年暂停新钻井计划，优先评估现有5口水平井的长期表现[93] - FPSO翻新工程已于2025年5月启动，预计2026年重新投入使用[115] 各地区表现 - 加蓬地区收入增长490万美元至5860万美元，销量增加24万桶但实现价格下降16.27美元/桶[137][139] - 埃及地区收入下降220万美元至3330万美元，主要因实现价格下降7.18美元/桶[140] - 加拿大地区收入下降570万美元至470万美元，销量减少7.7万桶且实现价格下降14.33美元/桶[141] - 加蓬地区原油收入在2025年上半年为1.108亿美元，同比下降0.4百万美元，主要由于平均实现销售价格从83.61美元/桶降至71.04美元/桶，但销量从1,330 MBbls增至1,558 MBbls[157] - 埃及地区原油收入在2025年上半年为6,720万美元，同比下降520万美元，主要由于平均实现销售价格从56.43美元/桶降至50.34美元/桶，销量保持稳定在1,334 MBbls[158] - 加拿大地区原油收入在2025年上半年为1,090万美元，同比下降520万美元，主要由于平均实现销售价格从37.46美元/桶降至31.04美元/桶，销量从429 MBoe降至351 MBoe[159] - 科特迪瓦地区原油收入在2025年上半年为1,840万美元，同比增加120万美元，主要由于销量从211 MBbls增至238 MBbls，但平均实现销售价格从81.59美元/桶降至77.36美元/桶[160] 管理层讨论和指引 - 公司2025年第二季度支付每股0.0625美元的季度现金股息，年化股息为0.25美元[89] - 埃及业务需履行每五年5000万美元的财务工作承诺，15年总计1.5亿美元[114] - 根据合并特许权协议，公司需在2026年2月1日前每年向EGPC支付1000万美元现代化付款[113] - 公司使用商品衍生工具（互换、零成本领子期权等）对冲约75%的预期油气产量价格风险[102] - 2025年7月颁布的《OBBBA法案》永久保留了2017年减税与就业法案关键条款，但预计不会对公司财务产生重大影响[121] 其他财务数据 - 截至2025年6月30日，公司持有无限制现金6790万美元[103] - 公司2025年RBL融资协议要求对预期未来产量设定最低固定价格的对冲头寸[102] - 截至2025年6月30日，废弃基金余额为1070万美元（Vaalo净额630万美元）[110] 风险与敏感性分析 - 原油套期保值：2026年7月到期的Dated Brent原油套期保值总量为75,000桶，加权平均底价为65美元/桶，加权平均上限价为71美元/桶[182] - 天然气互换：AECO 7A天然气互换总量为100,000 GJ（2025年10月至12月）和150,000 GJ（2026年1月至3月），加权平均固定价格为2.86加元/GJ[182] - 原油价格敏感性：若原油价格每桶下降5美元，加蓬、埃及、科特迪瓦和加拿大的收入将分别减少780万美元、670万美元、120万美元和180万美元[186] - 利息费用风险：截至2025年6月30日，公司未偿还借款为6000万美元，利率为10.8%（基于Term SOFR加6.5%的年利率），利率上升10%将导致利息费用增加6万美元[188] - 资产减值风险：2025年6月30日未发现资产减值触发事件，但未来油价持续下跌可能导致油气资产减值[184] - 成本回收机制：在油价较低时，公司可能获得更多成本油（Cost Oil），而在高油价时可能获得更多利润分成油（Profit Oil）[187] - 埃及产量定价：埃及产量基于Dated Brent价格减去质量差异，并与埃及政府共享[186] - 天然气定价基础：加拿大天然气销售价格基于NYMEX Henry Hub期货合约[186] - 原油定价差异：加蓬、埃及和科特迪瓦的原油价格基于Dated Brent加减差异，加拿大原油和NGL价格基于NYMEX WTI加减差异[186] - 利息成本波动：市场利率变化可能影响未来债务的利息成本[188] - 公司外汇风险敞口显示，加蓬地区净负债1.456亿美元（815亿XAF），若中非法郎贬值10%将导致负债价值减少1,320万美元[172]