财务数据和关键指标变化 - 2024年全年调整后EBITDAX增至3.03亿美元，创公司新纪录，同比增加2300万美元，增幅8% [8][37] - 2024年SEC探明储量同比增长57%，达到4500万桶油当量，PV - 10从3.42亿美元增至3.79亿美元，增长11% [9][31] - 2P CPR储量（包括已探明和可能储量）同比增长24%，达到9610万桶油当量，2P C CPR NPV - 10在2024年底增长9%，达到6.87亿美元 [32] - 2024年第四季度调整后EBITDAX为7600万美元，高于市场共识预期 [37] - 2024年第四季度生产保持稳定，工作权益产量为25300桶油当量/天，处于指导范围中点；净销售为20352桶油当量/天，处于指导范围高端 [39] - 2024年第四季度生产成本低于指导范围下限，全年处于指导范围底部，全年绝对成本约增加1000万美元，每桶成本略降至22.48美元 [41][42] - G&A成本远低于指导范围中点，且逐季下降 [43] - 2024年第四季度末无限制现金略降至8260万美元，2025年1月3日收到科特迪瓦和EDPC的付款，若计入现金余额可增加1500万美元，Q4现金减少是由于资本支出增加3000万美元 [44][45] - 2024年通过股息和回购向股东返还3300万美元，2024年第四季度支付现金股息650万美元，每股0.0625美元，还宣布了2025年的首次股息支付 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 科特迪瓦业务 - 2024年4月完成Svenska收购，2024年底SEC净探明储量为1650万桶油当量，高于收购时估计 [11][12] - FPSO于2025年1月31日按计划停止油气作业，2月完成原油最后一次起吊，合作伙伴已开始FPSO动员工作，计划3月拖往迪拜船厂翻新，2026年FPSO恢复服务后预计开始大规模开发钻井 [12][13] - 2025年3月宣布获得科特迪瓦近海CI - 705区块协议，公司将以70%工作权益和100%支付权益运营，投资300万美元获取权益，计划进行地质分析 [14][15] 加拿大业务 - 2025年第一季度成功钻探四口井，3 - 4月完井并投产，井的侧向长度为2.75英里，第一季度产量约60%为液体，第二至四季度约75%为液体 [16][17] - 2024年第四季度在南部区域钻探一口勘探井，已完井并投入生产，尚未有30天初始产量数据 [18][19] 埃及业务 - 2024年大部分时间专注高回报率资本修井项目，第四季度有两次重新完井，全年共完成12次，第四季度签约钻机并钻探两口井，2025年预计再钻8 - 13口井 [20][21] - 2024 - 2025年未发生损失工时事故，累计超过350万工时无事故 [22] - 2024年下半年收款率提高，2025年初继续超过收入，2024年第四季度对西部沙漠South Gazalat的一口井进行压裂，正在评估结果，考虑在附近区块钻探后续勘探井 [22][23] 加蓬业务 - 虽两年多未钻井，但整体生产结果积极，生产正常运行时间长，油井递减曲线改善，2022年FSO现场重新配置项目提高了停机捕获效率，降低了运营成本 [24] - 2024年12月为2025 - 2026年钻井计划锁定钻机，计划2025年第三季度开始，钻机有五口井的确定承诺和五口井的可选承诺，预计2025年至少钻探并完成两口井，其余在2026年进行 [24][25] - 对Abboudi关停井的测试正在进行，对Aboody 4H井进行延长试产，硫化氢浓度在模型预期范围内，该井已生产两个多月 [26][27] 赤道几内亚业务 - 2024年3月宣布Venus Block P开发计划文件定稿，下半年开始前端工程设计（FEED）研究，预计2025年完成FEED研究后进行经济最终投资决策（FID），以开发Venus区块 [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年第四季度和全年价格保持相对稳定，公司套期保值计划旨在减轻价格波动影响，保护对股东回报的承诺 [41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略保持不变，即高效运营、审慎投资、最大化资产基础并寻找增值机会，过去三年实现了创纪录的增长和盈利，未来将继续执行该战略 [61][62] - 公司在多个地区有项目待执行，包括加蓬的大规模钻井活动、科特迪瓦的区块评估和钻探、埃及和加拿大的钻井活动以及赤道几内亚的项目推进，以实现可持续增长和为股东创造价值 [63][64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在过去几年成功交付了强劲的运营和财务业绩，未来有多个生产区域和前景，资产组合多元化且降低了风险，尽管目前股价未反映公司价值，但随着有机机会的执行，市场将正确评估公司价值 [61][66] - 2025年生产和销售预计低于2024年，但2026年科特迪瓦FPSO恢复运营和加蓬钻井活动的全面影响将使产量大幅提升 [53] 其他重要信息 - 公司发布了补充投资者资料，包含额外财务分析、比较和指导信息 [4] - 2025年公司签订新的循环信贷协议，初始承诺1.9亿美元，可增加至3亿美元，以支持开发资本项目 [50] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 加蓬和科特迪瓦勘探项目的周期时间 - 加蓬两个新区块预计在未来几周与合作伙伴进行首次TCM会议，确定2025 - 2026年工作计划和预算，2026年第一季度进行地震数据采集，随后进行处理和解释，最早2026年底或2027年初开始钻探 [70][71] - 科特迪瓦CI - 705区块第三方地震数据采集已完成，公司计划在2025年第二或三季度获取数据并进行解释，约六个月后确定目标，该区块无钻探承诺但有钻探选择权 [72][73] 问题2: 2026年加蓬和科特迪瓦资本活动对成本回收池的影响 - 加蓬方面，成功钻井投产后可开始回收资本，2025年计划至少钻探并完成两口井，年底前现金开始回流；科特迪瓦资产目前停产，投资全部为现金流出，但生产分成合同提供25%的投资提升，2026年初生产恢复后投资回报有吸引力 [76][78] 问题3: 加蓬此次额外钻井能否使产量类似2022年大幅提升，科特迪瓦资本支出中FPSO和2026年钻井计划长周期项目的占比 - 加蓬方面，重新评估Itami油田表现后，钻井计划从四口井增加到五口井加五个可选井，对产量提升有信心，目标是延长油田生产至2028 - 2033年，成本池会因投资增加，但预计2025年第一季度有GOC起吊，之后无政府起吊 [85][88] - 科特迪瓦方面，大部分资本支出用于2025 - 2026年的FPSO翻新，钻井活动的长周期项目已采购，预计第二季度确定钻机 [89] 问题4: 2024年营运资金大幅流出，2025年是否会逆转 - 科特迪瓦方面，第一季度FPSO关停后，未结算应收账款和原油库存将在第一季度收回；埃及方面，2024年上半年收款滞后，新国家经理上任后，下半年收款改善，2025年第一季度继续改善，目前收款与收入同步，甚至超过收入（不包括科特迪瓦） [94][97] 问题5: 科特迪瓦FPSO翻新的关键路径项目和Baobab油田复产时间 - 公司虽非运营商，但有人员参与项目，目前项目已完成10%且进度稍超前 [104][105] - FPSO预计3月24日开始拖往迪拜，关键路径项目是转向轴承，预计5月底到达，2026年1月离开干船坞，5月初开始调试，最早5月中旬或下旬产出首油 [106][108] 问题6: 2026年科特迪瓦和加蓬复产及钻井活动下的资本支出情况 - 加蓬钻井计划2026年底进入最后阶段，科特迪瓦FPSO资本支出预计5月基本完成，7月开始钻井活动 [110] - 加蓬钻井计划有五个可选井，若前期成功可能会扩展计划，科特迪瓦FPSO调试完成后将立即开展钻井活动，预计2026年资本支出与2025年相近，但资产全面投产后成本回收将加快 [111][114] 问题7: 找到处理含H2S油井的方法后，是否能解锁大量此前受限的区域 - 该方法能解锁部分区域，2025 - 2026年计划中有一口Aburi额外油井，此外Aburi和Eton之间一些此前因H2S未连接的油井未来也可能被考虑 [118][119] 问题8: 含H2S油井初始数量、是否为钻井计划首批、是否有开采工具及关停时产量 - Aburi平台目前有两口连接油井，一口连接但未生产，Aburi IIH日产1300 - 1500桶，H2S浓度较低；Aburi 4H因高H2S浓度关停约十年，12月测试复产，目前日产约1600桶，H2S浓度较高但仍在模型可控范围内，两口井都将进行修井，还计划在Aburi钻探第三口油井，产量预计相近 [124][126] - 含H2S油井是钻井计划的最后部分，首批是Itami油井，随后是Laodis油井、勘探井，最后是Aburi油井 [130] - 最后一口Aburi油井预计在2026年，因设备交付时间长，若设备交付可加速，可能会重新安排钻井顺序 [132][133] 问题9: 科特迪瓦FPSO实际成本、与后续钻井活动投入对比及FPSO复产的效率提升情况 - FPSO翻新主要是恢复原状，会对仪表监测设备、阀门等进行改进，整体能很好处理生产，无重大顶部结构变化，有一定现代化改进 [136]