埃及-20250930

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

______________________

表格 10-Q

______________________

（标记一）


x			根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告

已结束的季度期间 2025年9月30日

或


o			根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

对于从 _______ 到 _______

委员会文件编号 1-32167

______________________

瓦阿尔科能源，公司。

（在其章程中指明的注册人的确切名称）

______________________


特拉华州			76-0274813
（状态或其他管辖权的合并或组织）			（I.R.S。雇主鉴定号）

西城大道2500号。套房400 休斯顿 , 德州			77042
（地址的校长执行人员办公室）			（邮编）

( 713 ) 623-0801

（注册人’s电话号码，包括区号）

______________________

根据该法第12（b）节登记的证券：


各类名称	交易代码（s）	注册的各交易所名称
普通股	EGY	纽约证券交易所
普通股	EGY	伦敦证券交易所

用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。有 x无o

用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。有 x无o

通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型报告公司”、“新兴成长型公司”的定义。

大型加速披露公司

加速披露公司

非加速文件管理器

较小的报告公司

新兴成长型公司

若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。o

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。有 o 无x

截至2025年11月4日，有未 104,258,253 普通股股份，每股面值0.10美元，注册人。

VAALCO Energy, Inc.和子公司


第一部分.财务信息
项目1。简明合并财务报表（未经审计）
简明合并资产负债表 9月 2025年12月30日及2024年12月31日			2
简明综合经营报表及综合收益三及九月结束 9月 30日、2025年和2024年			3
简明合并股东权益报表三及九月结束 9月 30日、2025年和2024年			4
简明合并现金流量表九月结束 S 九月 30 、2025年和2024年			5
简明综合财务报表附注（未经审计）			7
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析			21
项目3。关于市场风险的定量和定性披露			35
项目4。控制和程序			37
第二部分。其他信息			38
项目1。法律程序			38
项目1a。风险因素			39
项目2。未登记的股权证券销售和收益使用			39
项目5。其他信息			39
项目6。展览			40

第一部分.财务信息

项目1。简明合并财务报表（未经审计）

VAALCO Energy, Inc.和子公司

简明合并资产负债表（未经审计）


	截至2025年9月30日		截至2024年12月31日
	（单位：千）
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	23,984	$	82,650
受限制现金	203		143
应收款项：
贸易，扣除信贷损失准备金和其他$ 0.2 百万美元 0.2 百万，分别	109,473		94,778
与合资企业所有者的账户，扣除信贷损失准备金$ 2.5 百万和 $ 1.5 百万，分别	6,665		179
埃及应收款和其他	2,726		35,763
原油库存	8,958		9,441
预付款项及其他	21,729		14,973
流动资产总额	173,738		237,927
原油、天然气和NGLs属性和设备，净额	623,736		538,103
其他非流动资产：
受限制现金	1,659		8,665
增值税和其他应收款，扣除信贷损失备抵和其他$ 0.4 百万和 $ 0.8 百万，分别	6,550		10,094
使用权经营租赁资产	14,364		17,254
使用权融资租赁资产	72,031		79,849
递延所得税资产	44,304		55,581
放弃资助	6,268		6,268
其他长期资产	7,783		1,209
总资产	$	950,433	$	954,950
负债和股东权益
流动负债：
应付账款	$	17,007	$	11,756
与合资企业所有者的账户	1,489		3,324
应计负债和其他	107,317		107,710
经营租赁负债-流动部分	4,002		3,512
融资租赁负债-流动部分	12,649		13,383
应交外国所得税	23,774		42,043
流动负债合计	166,238		181,728
资产报废义务	84,259		78,592
经营租赁负债-流动部分净额	10,862		13,903
融资租赁负债-流动部分净额	60,235		67,377
递延所得税负债	62,966		93,904
长期负债	60,000		—
其他长期负债	—		17,863
负债总额	444,560		453,367
承付款项和或有事项（附注10）
股东权益：
优先股，$ 25 面值； 500,000 股授权，无已发行	—		—
普通股，$ 0.10 面值； 160,000,000 股授权， 123,017,656 和 122,304,124 发行的股票， 104,258,253 和 103,743,163 已发行股份，分别	12,302		12,230
额外实收资本	367,023		362,578
累计其他综合损失	( 1,885 )		( 4,962 )
少了库存股， 18,759,403 和 18,560,931 股，分别按成本	( 78,733 )		( 78,024 )
留存收益	207,166		209,761
股东权益总计	505,873		501,583
负债和股东权益总计	$	950,433	$	954,950

见未经审核简明综合财务报表附注。

VAALCO Energy, Inc.和子公司

简明合并经营报表和综合收益表（未经审计）


	三个月结束 9月30日，				九个月结束 9月30日，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千，每股金额除外）
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	61,007	$	140,334	$	268,230	$	357,267
运营成本和费用：
生产费用	29,872		42,324		115,070		126,859

勘探费用	353		—		2,873		48
折旧、损耗和摊销	20,555		47,031		79,133		105,987

一般和行政费用	8,845		6,929		26,393		21,230
信贷损失和其他	484		69		485		5,222
总运营成本和费用	60,109		96,353		223,954		259,346
其他营业收入，净额	—		102		—		68
营业收入	898		44,083		44,276		97,989
其他收入（费用）：
衍生工具收益（亏损），净额	( 1,093 )		210		( 767 )		( 380 )
利息支出，净额	( 2,333 )		( 588 )		( 6,199 )		( 2,640 )
议价购买收益	—		—		—		19,898
其他收入（费用），净额	33		( 141 )		( 628 )		( 3,925 )
其他收入（费用）总额，净额	( 3,393 )		( 519 )		( 7,594 )		12,953
所得税前收入（亏损）	( 2,495 )		43,564		36,682		110,942
所得税费用（收益）	( 3,596 )		32,574		19,470		64,115
净收入	$	1,101	$	10,990	$	17,212	$	46,827
其他综合收益（亏损）
货币换算调整	( 1,799 )		1,655		3,077		( 1,867 )
综合收益（亏损）	$	( 698 )	$	12,645	$	20,289	$	44,960

每股基本收益：
每股净收益	$	0.01	$	0.10	$	0.16	$	0.45
基本加权平均流通股	104,258		103,743		103,986		103,644
稀释每股净收益：
每股净收益	$	0.01	$	0.10	$	0.16	$	0.45
稀释加权平均流通股	104,283		103,842		104,010		103,728

见未经审核简明综合财务报表附注。

VAALCO Energy, Inc.和子公司

股东的简明合并报表’Equity（未经审计）


	普通股已发行	库存股	普通股		额外实缴资本		累计其他综合收益（亏损）		库存股票		留存收益		合计
	（单位：千）
2025年1月1日余额	122,304	( 18,561 )	$	12,230	$	362,578	$	( 4,962 )	$	( 78,024 )	$	209,761	$	501,583
已发行股份-以股票为基础的补偿	116	—	12		( 12 )		—		—		—		—
基于股票的补偿费用	—	—	—		1,389		—		—		—		1,389
库存股票	—	( 40 )	—		—		—		( 155 )		—		( 155 )
股息分配	—	—	—		—		—		—		( 6,570 )		( 6,570 )
其他综合收益	—	—	—		—		117		—		—		117
净收入	—	—	—		—		—		—		7,730		7,730
2025年3月31日余额	122,420	( 18,601 )	$	12,242	$	363,955	$	( 4,845 )	$	( 78,179 )	$	210,921	$	504,094
已发行股份-以股票为基础的补偿	598	—	60		( 60 )		—		—		—		—
基于股票的补偿费用	—	—	—		1,437		—		—		—		1,437
库存股票	—	( 158 )	—		—		—		( 554 )		—		( 554 )
股息分配	—	—	—		—		—		—		( 6,557 )		( 6,557 )
其他综合收益	—	—	—		—		4,759		—		—		4,759
净收入	—	—	—		—		—		—		8,380		8,380
2025年6月30日余额	123,018	( 18,759 )	$	12,302	$	365,332	$	( 86 )	$	( 78,733 )	$	212,744	$	511,559

基于股票的补偿费用	—	—	—		1,691		—		—		—		1,691

股息分配	—	—	—		—		—		—		( 6,679 )		( 6,679 )
其他综合损失	—	—	—		—		( 1,799 )		—		—		( 1,799 )
净收入	—	—	—		—		—		—		1,101		1,101
2025年9月30日余额	123,018	( 18,759 )	$	12,302	$	367,023	$	( 1,885 )	$	( 78,733 )	$	207,166	$	505,873

见未经审核简明综合财务报表附注。


	普通股已发行	库存股	普通股		额外实缴资本		累计其他综合收益（亏损）		库存股票		留存收益		合计
	（单位：千）
2024年1月1日余额	121,398	( 17,051 )	$	12,140	$	357,498	$	2,880	$	( 71,222 )	$	177,486	$	478,782
已发行股份-以股票为基础的补偿	543	—	54		393		—		—		—		447
基于股票的补偿费用	—	—	—		936		—		—		—		936
库存股票	—	( 1,434 )	—		—		—		( 6,344 )		—		( 6,344 )
股息分配	—	—	—		—		—		—		( 6,463 )		( 6,463 )
其他综合损失	—	—	—		—		( 2,454 )		—		—		( 2,454 )
净收入	—	—	—		—		—		—		7,686		7,686
2024年3月31日余额	121,941	( 18,485 )	$	12,194	$	358,827	$	426	$	( 77,566 )	$	178,709	$	472,590
已发行股份-以股票为基础的补偿	364	—	36		( 36 )		—		—		—		—
基于股票的补偿费用	—	—	—		1,012		—		—		—		1,012
库存股票	—	( 76 )	—		—		—		( 458 )		—		( 458 )
股息分配	—	—	—		—		—		—		( 6,579 )		( 6,579 )
其他综合损失	—	—	—		—		( 1,068 )		—		—		( 1,068 )
净收入	—	—	—		—		—		—		28,151		28,151
2024年6月30日余额	122,305	( 18,561 )	12,230		$	359,803	( 642 )		$	( 78,024 )	200,281		$	493,648

基于股票的补偿费用	—	—	—		1,344		—		—		—		1,344

股息分配	—	—	—		—		—		—		( 6,605 )		( 6,605 )
其他综合损失	—	—	—		—		1,655		—		—		1,655
净收入	—	—	—		—		—		—		10,990		10,990
2024年9月30日余额	122,305	( 18,561 )	$	12,230	$	361,147	$	1,013	$	( 78,024 )	$	204,666	$	501,032

见未经审核简明综合财务报表附注。

VAALCO Energy, Inc.和子公司

现金流量简明合并报表（未经审计）


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
	（单位：千）
经营活动产生的现金流量：
净收入	$	17,212	$	46,827
调整以使经营活动产生的净收入与净现金保持一致：
折旧、损耗和摊销	79,133		105,987
议价购买收益	—		( 19,898 )
递延融资成本摊销	809		—
递延税收优惠	( 19,569 )		( 7,762 )
未实现汇兑收益	( 347 )		( 613 )
基于股票的补偿费用	4,683		3,208

衍生工具损失，净额	767		209
到期衍生品合约支付的现金结算，净额	( 141 )		( 15 )


信贷损失和其他	485		5,304


设备和其他业务费用化	3,937		1,589
经营性资产负债变动：
应收贸易账款，净额	( 23,772 )		( 39,456 )
与合资企业所有者的账户，净额	( 4,292 )		( 4,739 )
埃及应收账款和其他，净额	32,159		( 394 )
原油库存	483		12,153
预付款项及其他	( 7,258 )		( 1,847 )
增值税和其他应收款	5,643		( 5,713 )
其他长期资产	—		1,808
应付账款	7,120		( 9,034 )
应交外国所得税	( 18,328 )		24,327

应计负债和其他	( 11,230 )		( 42,756 )
经营活动所产生的现金净额	67,494		69,185
投资活动产生的现金流量：
财产和设备支出	( 152,728 )		( 61,530 )
企业合并取得的现金，扣除已支付的现金	—		412
收购石油和天然气资产	( 3,034 )		—
投资活动所用现金净额	( 155,762 )		( 61,118 )
融资活动产生的现金流量：
发行普通股所得款项	—		447
借款收益	60,000		—
股息分配	( 19,807 )		( 19,647 )
支付库存股	( 709 )		( 6,803 )
支付的递延融资成本	( 7,100 )		—
融资租赁的付款	( 9,781 )		( 6,261 )
筹资活动中提供（使用）的现金净额	22,603		( 32,264 )
汇率变动对现金的影响	53		( 4 )
现金、现金等价物和限制性现金的净变动	( 65,612 )		( 24,201 )
期初现金、现金等价物和限制性现金	97,726		129,178
期末现金、现金等价物和限制性现金	$	32,114	$	104,977

见未经审核简明综合财务报表附注。

VAALCO Energy, Inc.和子公司

现金流量补充披露的简明合并报表（未经审计）


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
	（单位：千）
补充披露现金流信息：
以原油实物缴纳的所得税	$	32,263	$	—
已付利息，扣除资本化金额	$	5,043	$	4,900
补充披露非现金投融资活动：
期末发生但未支付的财产和设备增加额	$	1,260	$	8,894

使用权融资租赁资产和负债的确认	$	2,372	$	—
使用权经营租赁资产和负债的确认	$	—	$	2,035
资产报废义务修订	$	58	$	15,796

见未经审核简明综合财务报表附注。

VAALCO Energy, Inc.和子公司

未经审计简明合并财务报表附注

1. 组织和会计政策

VAALCO Energy, Inc.（连同其合并子公司“我们”、“我们”、“我们的”、“VaAlco”或“公司”）是一家总部位于德克萨斯州休斯顿的独立能源公司，从事原油、天然气和液化天然气（“NGLs”）资产的收购、勘探、开发和生产。我们在加蓬、埃及、科特迪瓦、尼日利亚和赤道几内亚拥有以非洲为重点的多元化资产组合，并在加拿大生产物业。

这些未经审计的简明综合财务报表（“财务报表”）反映了管理层的意见以及公允列报中期业绩所需的所有调整。除非另有披露，所有调整均属正常重复性质。中期业绩不一定代表全年的预期业绩。

这些财务报表是根据美国证券交易委员会（“SEC”）的规则编制的，不包括美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）要求的完整财务报表的所有信息和披露。它们应与公司截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的经审计的综合财务报表及其附注一并阅读，其中包括重要会计政策的摘要。

信贷损失准备金和其他–公司主要使用账龄分析或贴现现金流方法估计当前预期信用损失，其中考虑了可能影响交易对手信用质量和流动性的当前和未来情况。无法收回的应收款项在达成结算的金额低于未偿还的历史余额或公司确定余额将无法收回时予以注销。

下表对合计信用损失准备和其他准备的变动情况进行了分析。


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的九个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）

期初余额	$	( 2,556 )	$	( 12,604 )	$	( 2,554 )	$	( 6,029 )
信贷损失和其他	( 288 )		( 69 )		( 925 )		( 5,222 )
信贷回收和其他	( 196 )		—		439		—
因结清有关应收款项而产生的备抵转回	—		11,200		—		11,200
外汇损失	—		( 425 )		—		( 1,847 )
期末余额	$	( 3,040 )	$	( 1,898 )	$	( 3,040 )	$	( 1,898 )

衍生工具公允价值– 下表按公允价值层级内的级别列出，显示了公司截至2025年9月30日和2024年12月31日以公允价值入账的衍生工具。


		截至2025年9月30日
	资产负债表行	1级		2级		3级		合计
		（单位：千）
物业、厂房及设备
衍生资产	预付款项及其他	$	—	$	89	$	—	$	89

		$	—	$	89	$	—	$	89
负债
衍生负债	应计负债和其他	$	—	$	613	$	—	$	613
		$	—	$	613	$	—	$	613


		截至2024年12月31日
	资产负债表行	1级		2级		3级		合计
		（单位：千）
物业、厂房及设备
衍生资产	预付款项及其他	$	—	$	119	$	—	$	119
衍生资产，非流动	其他长期资产	$	—	$	1,209	$	—	$	1,209
		$	—	$	1,328	$	—	$	1,328
负债
衍生负债	应计负债和其他	$	—	$	17	$	—	$	17
		$	—	$	17	$	—	$	17

该公司的商品价格衍生品主要代表原油领口合约和固定价格掉期合约和差别掉期合约。公司商品价格衍生品合约的资产和负债计量采用第2级输入值确定。归属于公司商品价格衍生工具的资产和负债价值是根据包括但不限于标的头寸的合同价格、当前市场价格、原油远期曲线、贴现率和波动性因素的输入值确定的。

2. 新会计准则

不是尚未通过

2023年12月,财务会计准则委员会（“FASB”）发布了改进所得税披露的新指南，以提供信息来评估实体的运营和相关的税务风险以及税务规划和运营机会如何影响其税率和未来现金流的前景。该规则对之后开始的年度期间生效 2024年12月15日。该标准修改了所需的所得税披露。除了增加披露要求外，预计这一ASU不会对我们的合并财务报表产生重大影响。

2024年11月，FASB发布了ASU 2024-03，会计准则更新2024-03，损益表-报告综合收入-费用分类披露（子主题220-40）：通过要求公共企业实体在中期和年度报告期间的财务报表附注中披露有关特定费用类别的额外信息，对损益表费用进行分类以改进财务报告。本ASU对2026年12月15日之后开始的年度报告期间和2027年12月15日之后开始的中期报告期间有效。允许提前收养。公司目前正在评估在合并财务报表和流程的附注中采用此ASU的影响。

2025年7月，FASB发布ASU 2025-05，金融工具—信用损失（主题326）：应收账款和合同资产信用损失的计量。ASU引入了一种实用的权宜之计，并为非公有制企业实体引入了一种会计政策选择，通过允许考虑资产负债表后的收款，简化了对短期应收款和合同资产的信用损失指导的应用。本ASU对2026年12月15日之后开始的年度报告期以及这些年度报告期内的中期报告期有效。早

允许收养。公司目前正在评估在合并财务报表和流程的附注中采用此ASU的影响。

3. 收购

收购CI-705 Block权益

2025年3月，该公司在科特迪瓦近海的CI-705区块进行了耕作。该公司是CI-705区块的运营商，拥有一 70 %工作兴趣和a 100 %通过商业套利安排支付利息，并与其他两方合作。CI-705区块位于塔诺盆地，位于公司CI-40 Block以西，Baobab和Kossipo油田就位于此。这笔交易的购置费用总额约为$ 3.0 百万。

FPSO收购

2025年2月，公司通过联合运营协议运营商，完成了对科特迪瓦Baobab浮式、生产、储存和卸载船（“Baobab FPSO”）的收购，收购总价为$ 20.0 百万，约合$ 5.5 百万净成本给公司。

Svenska收购

于2024年4月30日，公司完成收购Svenska Petroleum Exploration Aktiebolag（一家于瑞典注册成立的公司）的全部已发行股份（“Svenska收购”）。总购买价格对价为$ 40.2 万，并由VaAlco的手头现金提供资金。企业合并中获得的现金包括$ 31.8 百万现金和现金等价物以及限制性现金$ 8.8 百万，净赚$ 0.4 收购价款分配范围内企业合并收到的百万现金。

由于将购买价格与获得的资产和承担的负债的公允价值进行比较，初始$ 19.9 截至收盘确认了百万元的议价购买收益。收购价格分配在2024年第四季度完成，公司根据获得的关于截至Svenska收购日期存在的事实和情况的新信息，对所收购净资产的分配金额进行了调整。结果，便宜的购买收益减少了$ 6.4 百万。讨价还价的购买收益主要是由于在收购完成之日，石油和天然气储备的远期定价曲线比用于谈判为Svenska支付的购买价格的目的更强。Svenska收购符合企业合并的条件，并采用收购会计法入账。

4. 分部信息

该公司的业务位于加蓬、埃及、科特迪瓦、加拿大、尼日利亚和赤道几内亚。每个可报告的经营分部均根据地理位置进行组织和管理。公司首席执行官，即首席运营决策者（“CODM”），主要根据营业收入（亏损）分别根据每个地理分部的运营情况评估分部业绩，并主要在年度预算和预测过程中为每个分部分配财务和资本资源。主要经营决策者在作出有关向分部分配资本和人员的决策时，也会考虑按季度进行业绩计量的预算与实际差异。

所有分部的业务包括勘探和生产已发现和开发商业储量的碳氢化合物。收入基于碳氢化合物生产的地点。公司和其他主要是未分配给可报告经营分部的公司和运营支持成本，并在表格中显示，以将业务分部与合并总数进行核对。经营分部之间未发生交易。下文“其他营业收入（费用）”为计入净收益（亏损）但未定期向主要经营决策者提供的项目，或向主要经营决策者报告但不被视为重大分部费用的项目。

截至2025年9月30日止三个月及九个月的持续经营业务分部活动和2024年，以及2025年9月30日和2024年12月31日的长期资产和分部资产如下：


	截至2025年9月30日止三个月
（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	21,271	$	35,696	$	4,040	$	—	$	—	$	—	$	61,007
运营成本和费用：
生产费用	12,092		13,767		1,922		587		1,504		—		29,872
勘探费用	167		—		—		—		186		—		353
折旧、损耗和摊销	7,145		9,308		2,832		—		861		409		20,555
一般和行政费用	779		296		46		63		572		7,089		8,845
信贷损失和其他	196		—		—		288		—		—		484
总运营成本和费用	20,379		23,371		4,800		938		3,123		7,498		60,109

营业收入（亏损）	892		12,325		( 760 )		( 938 )		( 3,123 )		( 7,498 )		898
其他收入（费用）：
衍生工具损失，净额	—		—		—		—		—		( 1,093 )		( 1,093 )
利息支出，净额	( 809 )		( 184 )		—		—		( 1,085 )		( 255 )		( 2,333 )

其他收入（费用），净额	( 154 )		80		( 60 )		3		242		( 78 )		33
其他收入（费用）总额，净额	( 963 )		( 104 )		( 60 )		3		( 843 )		( 1,426 )		( 3,393 )
所得税前收入（亏损）	( 71 )		12,221		( 820 )		( 935 )		( 3,966 )		( 8,924 )		( 2,495 )
所得税（福利）费用	( 3,902 )		5,671		—		—		( 5,077 )		( 288 )		( 3,596 )
净收入（亏损）	3,831		6,550		( 820 )		( 935 )		1,111		( 8,636 )		1,101
合并资本支出	$	14,074	$	7,113	$	490	$	( 61 )	$	33,484	$	309	$	55,409


	截至2025年9月30日止九个月
（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	132,026	$	102,873	$	14,935	$	—	$	18,396	$	—	$	268,230
运营成本和费用：
生产费用	59,746		38,898		6,533		1,274		8,618		1		115,070
勘探费用	167		—		—		—		2,706		—		2,873
折旧、损耗和摊销	33,239		26,579		9,382		—		9,249		684		79,133
一般和行政费用	1,224		399		77		212		1,435		23,046		26,393
信用（追偿）损失和其他	( 440 )		—		—		925		—		—		485
总运营成本和费用	93,936		65,876		15,992		2,411		22,008		23,731		223,954

营业收入（亏损）	38,090		36,997		( 1,057 )		( 2,411 )		( 3,612 )		( 23,731 )		44,276
其他收入（费用）：
衍生工具损失，净额	—		—		—		—		—		( 767 )		( 767 )
利息支出，净额	( 2,680 )		( 608 )		—		—		( 2,373 )		( 538 )		( 6,199 )

其他收入（费用），净额	( 917 )		141		338		( 2 )		181		( 369 )		( 628 )
其他收入（费用）总额，净额	( 3,597 )		( 467 )		338		( 2 )		( 2,192 )		( 1,674 )		( 7,594 )
所得税前收入（亏损）	34,493		36,530		( 719 )		( 2,413 )		( 5,804 )		( 25,405 )		36,682
所得税（福利）费用	10,341		14,201		—		—		( 15,312 )		10,240		19,470
净收入（亏损）	$	24,152	$	22,329	$	( 719 )	$	( 2,413 )	$	9,508	$	( 35,645 )	$	17,212
合并资本支出	$	30,379	$	20,954	$	2,006	$	499	$	93,425	$	326	$	147,589


	截至2024年9月30日止三个月
（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	47,608	$	34,544	$	8,387	$	—	$	49,795	$	—	$	140,334
运营成本和费用：
生产费用	13,932		12,477		3,015		195		12,701		4		42,324
勘探费用	—		—		—		—		—		—		—
折旧、损耗和摊销	12,796		8,729		6,106		—		19,184		216		47,031
一般和行政费用	241		( 79 )		( 4 )		62		1,061		5,648		6,929
信贷损失和其他	—		—		—		69		—		—		69
总运营成本和费用	26,969		21,127		9,117		326		32,946		5,868		96,353
其他营业收入，净额	—		—		102		—		—		—		102
营业收入（亏损）	20,639		13,417		( 628 )		( 326 )		16,849		( 5,868 )		44,083
其他收入（费用）：
衍生工具收益（亏损），净额	—		—		—		—		( 169 )		379		210
利息（费用）收入，净额	( 964 )		( 360 )		—		—		2,029		( 1,293 )		( 588 )
逢低买入收益	—		—		—		—		—		—		—
其他收入（费用），净额	( 72 )		( 101 )		669		( 4 )		( 37 )		( 597 )		( 141 )
其他收入（费用）总额，净额	( 1,036 )		( 461 )		670		( 4 )		1,823		( 1,511 )		( 519 )
所得税前收入（亏损）	19,603		12,956		42		( 330 )		18,672		( 7,379 )		43,564
所得税费用	12,932		3,613		—		—		8,454		7,575		32,574
净收入（亏损）	$	6,671	$	9,343	$	42	$	( 330 )	$	10,218	$	( 14,953 )	$	10,990
合并资本支出	$	8,859	$	1,698	$	3,014	$	38	$	11,158	$	1,839	26,606


	截至2024年9月30日止九个月
（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	158,786	$	106,986	$	24,460	$	—	$	67,035	$	—	$	357,267
运营成本和费用：
生产费用	49,131		38,652		8,753		712		29,606		5		126,859
勘探费用	—		48		—		—		—		—		48
折旧、损耗和摊销	39,591		25,481		15,297		—		25,233		385		105,987
一般和行政费用	1,194		297		( 119 )		233		1,185		18,440		21,230
信贷损失和其他	20		4,812		—		390		—		—		5,222
总运营成本和费用	89,936		69,290		23,931		1,335		56,024		18,830		259,346
其他营业收入（费用），净额	( 34 )		—		102		—		—		—		68
营业收入（亏损）	68,816		37,696		631		( 1,335 )		11,011		( 18,830 )		97,989
其他收入（费用）：
衍生工具损失，净额	—		—		—		—		( 169 )		( 211 )		( 380 )
利息（费用）收入，净额	( 3,439 )		( 1,120 )		38		—		489		1,392		( 2,640 )
议价购买收益	—		—		—		—		—		19,898		19,898
其他收入（费用），净额	( 303 )		( 101 )		674		( 2 )		( 338 )		( 3,856 )		( 3,925 )
其他收入（费用）总额，净额	( 3,742 )		( 1,221 )		713		( 2 )		( 18 )		17,223		12,953
所得税前收入（亏损）	65,074		36,475		1,344		( 1,337 )		10,993		( 1,608 )		110,942
所得税费用	38,956		19,395		—		—		5,404		360		64,115
净收入（亏损）	$	26,118	$	17,080	$	1,344	$	( 1,337 )	$	5,589	$	( 1,967 )	$	46,827
合并资本支出	$	20,248	$	7,894	$	22,728	$	38	$	18,310	$	3,840	$	73,058


（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
长期资产：
截至2025年9月30日	$	158,534	$	143,504	$	101,256	$	11,140	$	204,546	$	4,756	$	623,736
截至2024年12月31日	$	153,576	$	149,129	$	104,891	$	10,641	$	114,756	$	5,110	$	538,103


（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
总资产：
截至2025年9月30日	$	290,380	$	258,128	$	105,756	$	13,547	$	237,578	$	45,044	$	950,433
截至2024年12月31日	$	300,568	$	269,905	$	113,310	$	12,331	$	187,264	$	71,572	$	954,950

5. 每股收益

基本每股收益（“EPS”）是使用每期已发行普通股的平均股数计算得出的。对于稀释股份的计算，公司假设限制性股票在归属日流通在外，公司假设股票期权行权产生的发行股份采用库存股法。

报告的净收入与计算每股收益时使用的净收入的对账以及基本股份与稀释股份的对账如下：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的九个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
净收入（分子）：
净收入	$	1,101	$	10,990	$	17,212	$	46,827
归属于未归属股份的收益	7		( 145 )		( 319 )		( 491 )
基本的分子	1,108		10,845		16,893		46,336
未归属股份应占亏损	—		—		—		—
用于稀释剂的分子	$	1,108	$	10,845	$	16,893	$	46,336

加权平均份额（分母）：
基本加权平均流通股	104,258		103,743		103,986		103,644
稀释性证券的影响	25		99		24		84
稀释加权平均流通股	104,283		103,842		104,010		103,728
股票期权和未归属的限制性股票授予被排除在稀释性计算之外，因为它们将具有反稀释性	1,030		734		1,049		437

6. 收入

生产分成合同

我们在加蓬、埃及、科特迪瓦和赤道几内亚的资产的勘探和生产活动一般由PSC管理。

我们在PSC下的石油权利一般是成本石油、利润石油和超额成本石油的总和（如适用）。根据PSC条款，公司通常是承包商合作伙伴（“承包商”），并承担风险和成本

勘探、开发、生产活动。作为回报，如果勘探成功，承包者将获得可变物理量碳氢化合物的权利，即所产生成本的回收（“成本石油”）和成本回收后规定的产量份额（“利润石油”）。

承包者可能有义务使用基于每日总产量水平的可变百分比向每个国家的东道国政府支付特许权使用费。剩余的石油产量，在扣除总特许权使用费后，如果有的话，将在成本石油和利润石油之间分配。成本石油最高百分比，分配用于回收用于特定项目的经批准的运营和资本成本。超额成本石油，即成本石油减去实际成本回收，由东道国政府和承包商进一步分摊。除另有披露外，所有原油销售均按销售时的现行市场价格定价。

我们的特许权使用费份额是从政府的生产份额中支付的。此外，承包者须缴纳的所得税（“Profit Oil Tax”）被视为已作为Profit Oil支付的一部分支付给东道国政府，或在以实物形式支付给东道国政府的Profit Oil生产的有权份额中获得，因此无需承担额外的税收负担。在这种安排下，税收是根据日均生产量的设定百分比。

加蓬

下表列出了与客户签订的合同的收入以及与ETame PSC下的义务相关的收入。


	三个月结束 9月30日，				九个月结束 9月30日，
	2025		2024		2025		2024
客户合同收入：	（单位：千）
COSPA或COSMA下的销售(1)	$	24,287	$	54,933	$	121,722	$	182,048
加蓬政府在Profit石油实物中所占份额	—		—		30,394		—
附带权益补偿	495		652		561		1,826
版税	( 3,511 )		( 7,977 )		( 20,651 )		( 25,088 )
净收入	$	21,271	$	47,608	$	132,026	$	158,786

(1) 原油买卖协议（“COSPA”）或原油买卖协议（“COSMA或COSMA”）。

关于政府对Profit Oil的份额，ETame PSC规定，企业所得税通过支付Profit Oil来满足。在未经审计的简明综合经营和综合收益报表中，政府从Profit Oil获得的收入份额在收入中列报，相应金额反映在当期所得税费用拨备中。所得税费用的支付是在政府以实物形式收取其利润石油的期间报告的，这是它解除原油的期间。截至 2025年9月30日和2024年12月31日，公司有$ 23.4 百万美元 40.0 百万,分别应缴纳的外国所得税。

埃及

下表列出了埃及与客户签订合同的收入：


	三个月结束 9月30日，				九个月结束 9月30日，
	2025		2024		2025		2024
客户合同收入：	（单位：千）
总销售额	$	58,271	$	63,432	$	171,115	$	191,938
版税	( 22,392 )		( 28,714 )		( 67,731 )		( 84,550 )
销售成本	( 183 )		( 174 )		( 511 )		( 402 )
净收入	$	35,696	$	34,544	$	102,873	$	106,986

加拿大

下表列出了与客户签订的合同在加拿大的收入：


	三个月结束 9月30日，				九个月结束 9月30日，
	2025		2024		2025		2024
客户合同收入：	（单位：千）
石油收入	$	3,278	$	8,039	$	12,354	$	21,739
燃气收入	196		224		1,404		1,429
NGL收入	1,386		1,984		4,405		5,835
其他收入	32		24		119		70
版税	( 666 )		( 1,533 )		( 2,688 )		( 3,801 )
销售成本	( 186 )		( 351 )		( 659 )		( 812 )
净收入	$	4,040	$	8,387	$	14,935	$	24,460

科特迪瓦

与客户签订的合同产生的收入是根据原油销售和购买协议在科特迪瓦的销售产生的，收入在解除任务完成时确认。

下表列出与客户签订的合同在科特迪瓦的收入：


	三个月结束 9月30日，				九个月结束 9月30日，
	2025		2024		2025		2024
客户合同收入：	（单位：千）
买卖协议项下的销售	$	—	$	49,795	$	16,527	$	67,035
科特迪瓦政府在Profit石油实物中所占份额	—		—		1,869		—
净收入	$	—	$	49,795	$	18,396	$	67,035

与加蓬类似，政府应占Profit Oil归属于公司的股权在收入中列报，相应金额反映在当期所得税费用拨备中。此外，根据科特迪瓦PSC的条款，向科特迪瓦政府支付的税款被视为由其在Profit Oil中的份额支付。所得税费用的支付是在政府以实物形式获取其利润石油的期间报告的，这是它解除原油的期间。截至 2025年9月30日和2024年12月31日，公司有$ 0.4 百万美元 1.7 分别应缴纳的外国所得税百万。

关于公司最重要客户的信息

为三九截至2025年9月30日和2024年9月30日止的月份，我们按主要客户划分的收入集中度如下表所示。


	三个月结束 9月30日，		九个月结束 9月30日，
	2025	2024	2025	2024
加蓬	100 %	100 %	100 %	100 %
埃及	100 %	100 %	100 %	100 %
科特迪瓦	— %	100 %	100 %	100 %
加拿大	49 %, 18 %和 18 %	59 %, 22 %和 16 %	53 %, 20 %和 15 %	44 %, 30 %和 21 %

7. 原油、天然气和天然气液化石油气资产和设备、净

该公司的原油、天然气和NGLs资产和设备由以下部分组成：


	截至2025年9月30日		截至2024年12月31日
	（单位：千）
原油、天然气和NGLs属性和设备，净额
井、平台和其他生产设施	$	1,627,851	$	1,593,243
在制品	143,598		44,517
未经证实的属性	66,954		60,761
资本化设备、备件及其他	92,850		75,581
	1,931,253		1,774,102
累计折旧、损耗、摊销和减值	( 1,307,517 )		( 1,235,999 )
原油、天然气和NGLs属性和设备，净额	$	623,736	$	538,103

8. 衍生品

我们主要与同时也是2025年RBL融资（定义见下文）下的贷方的交易对手签订了衍生品合同，以对冲与我们的部分石油、天然气和NGLs生产相关的价格风险。这些衍生合约的定价是基于某些市场指数和我们主要销售点的价格。截至目前未完成合同清单见下表 2025年9月30日：


		结算期
仪器	指数	2025年10月至2025年12月		2026年1月至2026年3月		2026年4月至2026年6月		2026年7月至2026年9月
原油：




项圈	过时的布伦特
总量（BBLS）		480,000		400,000		360,000		75,000
加权平均地板价（美元/桶）		$	60.83	$	62.29	$	61.88	$	65.00
加权平均上限价格（美元/桶）		$	67.81	$	68.63	$	67.95	$	71.00

天然气：
掉期	AECO 7A
总成交量（GJ）(a)		214,000		150,000		—		—
加权平均固定价格（加元/吉焦）		$	2.48	$	2.86	$	—	$	—

（a）1千兆焦耳（GJ）等于10亿焦耳（J）。千兆焦耳的天然气大约是 25.5 立方米标准条件。

下表列出公司未经审核简明综合经营报表及综合收益的衍生工具收益（亏损）：


		三个月结束 9月30日，				九个月结束 9月30日，
衍生项目	运营项目报表	2025		2024		2025		2024
		（单位：千）				（单位：千）
商品衍生品	到期衍生品合约收到（支付）的现金结算，净额	$	( 355 )	$	18	$	( 141 )	$	( 15 )
	未实现收益（亏损）	( 738 )		192		( 626 )		( 365 )
	衍生工具收益（亏损），净额	$	( 1,093 )	$	210	$	( 767 )	$	( 380 )

9. 流动应计负债及其他

应计负债和其他余额包括以下各项：


	截至2025年9月30日		截至2024年12月31日
	（单位：千）
应计应付账款发票	$	39,395	$	48,913
国家石油责任	18,244		19,616
应计资本支出	17,759		8,923

埃及现代化应付款项	9,742		9,933
加蓬合同义务	8,193		6,977
应计工资和其他补偿	6,014		4,956
地震数据	2,485		2,455
资产报废义务，流动部分	92		1,174
其他	5,393		4,763
应计负债和其他合计	$	107,317	$	107,710

10. 承诺与或有事项

放弃资助

根据Etame PSC的条款，公司有一项现金融资安排，用于最终放弃Etame Marin区块的所有海上油井、平台和设施。截至2025年9月30日，$ 10.7 百万（$ 6.3 百万，净额至VaAlco）的弃置基金已按未贴现基准提供资金。年度付款将根据放弃估计数的修正进行调整。这笔现金资金反映在未经审计简明综合资产负债表“放弃资金”项目的“其他非流动资产”项下。未来对预期放弃成本估计的变化可能会改变资产报废义务和未来放弃资金支付的金额。

股份回购计划

2022年11月1日，公司公告称，公司董事会正式批准并批准了股份回购计划。董事会还指示管理层实施一项规则10b5-1交易计划（“10b5-1计划”），以促进通过公开市场购买、私下协商交易或以符合1934年《证券交易法》规则10b-18的其他方式进行的股份购买。10b5-1计划规定，可合计购买目前未偿还的普通股，最高可达$ 30 万元，最长期限为 20 几个月。根据股份回购计划回购股份的付款使用公司手头现金和经营活动现金流提供资金。股票回购计划已于2024年3月12日完成。根据股票回购计划，我们总共购买了 6,797,711 股票，平均价格为$ 4.41 每股。

合并特许协议

公司是与埃及通用石油公司（“EGPC”）合并特许权协议的一方。根据合并特许权协议，公司须作出$ 10.0 截至2026年2月1日，每年向EGPC支付百万元的年度现代化付款。 $ 10.0 百万现代化付款到期 2025年2月1日全部抵销EGPC欠公司的应收款项。截至2025年9月30日未经审计的简明合并资产负债表上，剩余现代化支付负债$ 9.7 万元记入“应计负债及其他”项目。

公司还有最低财务工作承诺$ 50 百万/每五年初级开发期限的期限，开始于 2020年2月1日共计$ 150 超过百万 15年许可合同期限。截至2025年9月30日，公司财务工作承诺超额完成五年最低$ 50 百万门槛和任何超额结转以抵消后续五年承诺。

此外，截至2020年2月1日（“合并特许权生效日期”），就历史商业条款的差异以及自合并特许权生效日期以来适用于生产的经修订商业条款（“生效日期调整”）欠公司一项生效日期调整。公司确认了与生效日期调整有关的应收款项$ 67.5 百万截至2022年10月，基于历史实现价格（“回溯应收款项”）。截至2025年3月31日，已全部结清追溯应收款项。

钻机承诺

该公司于2024年第四季度签订了光船租赁协议（“光船租赁”），为其在加蓬的钻探计划租用一台钻机，预计将于2025年第四季度开始。根据光船租约，公司亦与第三方订立服务协议，以代其维护及操作钻机。光船租船合同预计将在向公司第一口井的钻机调动开始后开始，并且有300天的不可撤销期限，外加5口单井选项。光船宪章规定了固定的日费率和其他可变支付。

11. 债务

2025年4月，该公司提取了$ 60.0 2025年RBL融资下的百万。借款应计利息的利率为 10.8 年度%，这是基于期限SOFR加上适用的保证金 6.5 年度%。此外，借款将在提款日起三个月内到期偿还，并在特定条件下提供债务到期展期的选择权。

截至 2025年9月30日，有$ 60.0 2025年RBL融资下的未偿还借款百万。有无截至2024年12月31日的未偿还借款。

此外，截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们遵守了所有债务契约。

2025年RBL设施

于2025年3月4日，公司及其若干附属公司（“VaAlco Energy Group”）与南非标准银行有限公司（通过其公司和投资银行部门行事）作为代理和担保代理人、南非标准银行有限公司、马恩岛分行和2025年融资协议中指定的其他金融机构（“贷款人”）订立了一份基于储备的融资协议（“2025年融资协议”），规定了2025年RBL融资。

2025年RBL融资机制的初始承诺总额为$ 190.0 截至2025年3月4日的百万美元（“初始承付款项总额”），初始借款基数为$ 182.0 百万。根据订立2025年融资协议后满足的条件，初始借款基数增加到$ 184.0 2025年4月百万。最初的承诺总额原本将每半年减少$ 19.0 2026年9月30日起百万。借款基础金额根据2025年融资协议计算，并于2025年6月30日开始的每年3月31日和9月30日重新确定，在某些情况下，2025年融资协议中规定的其他临时触发因素。公司可在2025年融资协议日期起计30个月的日期之前的任何时间，并在符合2025年融资协议规定的条件和程序的情况下，向代理人发出增加初始承诺总额的通知，最高可达$ 300.0 百万。2025年6月30日，根据RBL融资协议的条款完成了初始借款基础的重新确定，这导致借款基础从$ 184.0 百万至$ 186.6 百万。截至2025年9月30日，我们有$ 190.0 百万的融资承诺总额和$ 126.6 2025年RBL融资下的百万可用借贷能力。

自2025年10月17日起，贷款人一致批准将公司在2025年RBL融资下的借款基数从$ 186.6 百万至$ 190.0 万元，此前公司完成了半年度借款基数重新确定流程。此外，批准的贷款人（i）将初始承付款项总额减少的第一个日期从2026年9月30日延长至2027年3月31日，以及（ii）将半年度承付款项减少额从$ 19.0 百万至$ 10.0 2027年3月31日的百万，以及$ 22.5 2027年9月30日起百万。

此外，2025年11月7日，在符合某些先决条件的情况下，2025年RBL融资下的某些现有贷款人同意增加其初始承诺，自2026年1月23日（“有效增加日期”）起生效，以便截至有效增加日期的2025年RBL融资下的总借款基数将从

$ 190.0 百万至$ 240.0 百万。增加承诺是在2025年RBL融资机制中包含的现有手风琴功能的情况下进行的。

2025年RBL融资下的每笔贷款的利率将等于定期担保隔夜融资利率（“SOFR”）加上（i）的适用保证金（“适用保证金”） 6.50 %，自2025年设施协议之日起，直至用于开发Baobab油田的名为Baobab科特迪瓦MV10 FPSO的浮式生产储卸油油轮设施的翻新和维修（“Baobab FPSO改造”）满足2025年设施协议中规定的某些完工测试之日止，以及（ii）此后， 6.00 %直到最后到期日（定义如下）。我们将在每个适用的利息期的最后一天支付应计利息，我们可以选择该利息期为一个月、三个月或六个月，或我们与贷款人约定的其他期限。

2025年RBL融资将于（i）2031年3月4日（即2025年融资协议日期的六周年和（ii）储备尾期（“最终到期日”）中较早者到期。准备金截止日期是紧接第一个计算期之前的计算期的最后一天，在该计算期内，所有借款基础资产的剩余准备金总额在当时的银行情况下预计将低于 25 初步核定储备的百分比。

2025年RBL融资以公司及2025年融资协议项下其他承付人的若干资产作抵押。担保包包括对债务人（公司除外）的股份、对冲协议、公司间贷款、保险、与借款基础资产和项目账户有关的承购协议的担保。

2025年融资协议包含某些财务契约，包括自2025年6月30日开始，然后截至每年3月31日和9月30日直至最终到期日，过去12个月的总净债务与EBITDA（各自在2025年融资协议中定义）的比率不得超过 3.0 x.此外，在Baobab FPSO改造完成日期之后，从每年3月31日和9月30日（以及任何临时重新确定日期）紧接其后的一天开始的过去12个月的偿债覆盖率应至少 1.2 :1.公司还提供了VaAlco能源集团的流动性预测，该预测应证明企业总来源等于或超过企业总用途。流动性预测在Baobab FPSO翻修期间每季度交付一次，否则将在每次重新确定银行案例和任何拟议分配时交付。

公司须按季支付相当于（i）的承诺费 35 借款基础金额超过当时未偿还贷款金额的每日差额（如有）的适用保证金的年度%，加上（ii） 20 当时承诺总额超过未偿还贷款总额和借款基数两者中较高者的每日金额的适用保证金的年率%。该公司还需支付惯常的技术和建模银行费用、代理费用和安全代理费用。2025年融资协议还包含习惯信息契约以及受习惯门槛和重要性约束的肯定和否定契约，其中包括，除其他外，遵守法律（包括环境法、制裁和反腐败法）、交付季度和年度财务报表和合规证书、不改变业务、不合并和维持公司存在、实地保存和与借款基础资产有关的相关合同、维持保险、订立受2025年融资协议和对冲政策监管的某些衍生品合同、对产生留置权的限制、债务、资产处置、收购，限制付款、订立承购协议及其他习惯契约。如果借款总额超过 35 （a）可用的承诺总额和（b）适用的借款基础金额两者中较低者的百分比，我们还需要建立涵盖银行案例中规定的某些数量的预期未来产量的商品价格对冲头寸。另有其他契诺规定，公司支付股息及进行若干收购及处置交易的能力须受若干条件所规限。这些盟约受到若干限制和例外的约束。

此外，2025年融资协议包含惯常的违约事件，包括不付款和借款基础不足、受某些流动性补救权约束的资金短缺、违反财务契约、虚假陈述、无力偿债、所有权或业务变更、诉讼、交叉违约、没收任何借款基础资产、政治事件、停产和发生重大不利影响。2025年设施协议还包含与2025年设施协议中确定的Baobab FPSO改造长停止日期未能完成Baobab FPSO改造相关的违约事件，以及未能在此类现场许可证到期前三个月以及如果发生运营商变更时以基本相同的条款续签任何现场许可证。违约事件包含这种性质的信贷便利惯常的阈值和补救期限。如果债务人不遵守2025年融资协议中有关不付款、制裁、反腐败、贷款和担保或税收的财务和其他契约，贷款人可能会要求立即支付2025年融资下的所有未偿金额

协议和任何尚未提供资金的承诺可能会被终止。另外，到期未支付任何应付本金的，逾期金额自到期日起至实际支付之日止，另加利息为 2 年息%，而该等利息须即时按要求支付。

公允价值计量

2025年RBL融资的公允价值接近其各自的账面金额，因为其利率是可变的并反映市场利率。2025年RBL融资的公允价值计量为第2级投入。

12. 所得税

VaAlco及其国内子公司提交合并的美国联邦所得税申报表。某些外国子公司还在各自的当地司法管辖区提交纳税申报表，包括加拿大、埃及、赤道几内亚、加蓬、科特迪瓦和尼日利亚。

应缴外国税款截至2025年9月30日和2024年归属于加蓬和科特迪瓦.

公司截至2025年9月30日止三个月的实际税率、2024,不包括离散项目的影响，是（ 81.21 ）%和 64.85 %，分别。公司截至2025年9月30日及2024年9月30日止九个月的实际税率,不包括离散项目的影响，是 59.48 %和 59.10 %，分别。截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月,公司的整体有效税率主要受到外国司法管辖区高于美国法定税率的税率以及与运营相关的不可扣除项目的影响。

截至2025年9月30日止三个月的所得税优惠$ 3.6 百万包括$ 3.9 百万有利油价调整加蓬政府分配利润石油的价值在生产时间和实物时间之间的变化。剔除这一影响后，所得税为$ 0.3 期的百万。截至2025年9月30日止9个月，所得税开支$ 19.5 百万包括$ 6.4 百万有利油价调整加蓬政府分配利润石油的价值在生产时间和实物时间之间的变化。剔除这一影响后，所得税为$ 25.9 期的百万。

截至2025年9月30日，公司已无重大不确定的税务状况。公司的政策是将与未确认的税收优惠相关的潜在利息和罚款确认为所得税费用的组成部分。

颁布2025年一大美法案法案

2025年7月4日，被称为2025年一大美丽法案法案（“OBBBA”）的预算和解法案签署成为法律，其中包括对联邦税法和其他可能影响公司的监管条款进行重大修改。除其他条款外，OBBBA将永久纳入2017年《减税和就业法案》的关键要素。该立法有多个生效日期，某些条款将于2025年生效，其他条款将实施至2027年。于2025年生效的拨备的影响并不重大，公司仍在评估尚未生效的拨备的影响。

13. 关联方交易

公司已与关联方订立多项协议。该公司支付了大约$ 0.1 百万美元 0.2 截至2025年9月30日止三个月及九个月分别向该等关联方支付百万。这些金额主要用于支付给公司一名高级管理人员的关联方拥有和控制的实体的合同工程服务。

14. 其他综合收入（损失）

我们加拿大分部的功能货币是加元。公司所有其他综合收益均产生于我们的加拿大分部的货币换算为美元。

累计其他综合收益构成部分如下：


	货币换算调整
	（单位：千）
2024年12月31日余额	$	( 4,962 )
从累计其他综合收益（亏损）中重分类的金额	117
2025年3月31日余额	( 4,845 )
从累计其他综合收益（亏损）中重分类的金额	4,759
2025年6月30日余额	( 86 )
从累计其他综合收益（亏损）中重分类的金额	( 1,799 )
2025年9月30日余额	$	( 1,885 )

项目2。管理’S财务状况与经营成果的讨论与分析

关于前瞻性陈述的警示性陈述

本10-Q表格季度报告（本“季度报告”）包括经修订的1933年《证券法》第27A条（“证券法”）和经修订的1934年《证券交易法》第21E条（“交易法”）含义内的“前瞻性陈述”，还可能包括适用的加拿大证券法（统称“前瞻性陈述”）定义的含义内的前瞻性信息，这些信息旨在涵盖在这些法律创建的安全港中。我们将这些前瞻性陈述建立在我们目前对未来事件的预期和预测的基础上。这些前瞻性陈述包括有关我们运营可能或假设的未来结果的信息。除历史事实陈述外，本季度报告中包含的所有涉及我们预期或预期未来可能发生的活动、事件或发展的陈述，包括但不限于关于我们的财务状况、经营业绩和结果、储备数量和净现值、市场价格、业务战略、衍生活动、资本支出的金额和性质、支付股息以及管理层未来运营的计划和目标的陈述均为前瞻性陈述。当我们使用“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“打算”、“预测”、“展望”、“目标”、“目标”、“将”、“可能”、“应该”、“可能”、“可能”、“计划”和“可能”等词语或此类词语或类似表述的否定时，我们是在做出前瞻性陈述。可能影响我们未来业绩并可能导致结果与我们前瞻性陈述中表达的结果存在重大差异的许多风险和不确定性包括但不限于：

•世界卫生事件的影响，包括对全球原油需求和原油价格的任何相关影响，获得额外流动性的潜在困难，在需要时和如果需要，全球供应链中断和我们的劳动力中断；

•加蓬作为石油输出国组织（“欧佩克”）成员国，由于欧佩克、俄罗斯和其他盟国生产国（统称“欧佩克+”）就原油产量水平达成协议，未来实施的任何产量配额的影响；

•美国现任总统政府就国际贸易、征收贸易关税、能源资源、企业税、全球气候变化倡议、就业实践、企业合规计划、环境法规等议题发布的广泛政策变化和众多行政行动的影响；

•我们补救物质弱点的能力；

•原油、天然气和液化天然气（“NGLs”）价格的波动性、下降和疲软，以及我们通过使用对冲交易抵消价格波动的能力；

•原油、天然气和NGLS储量的发现、获取、开发和置换；

•我们的原油、天然气和NGLS资产价值减值；

•未来资本要求；

•我们有能力维持充足的流动资金，以全面执行我们的业务计划；

•我们产生现金流的能力，连同我们手头的现金，将足以支持我们的运营和现金需求；

•BWE财团成功执行其商业计划的能力；

•我们吸引资本或获得债务融资安排的能力；

•我们有能力支付开发我们某些物业所需的支出；

•原油、天然气和天然气液化石油气勘探和生产过程中固有的作业危险；

•原油、天然气和天然气液化石油气勘探和生产过程中遇到的困难；

•竞争的影响；

•我们识别和完成互补性机会性收购的能力；

•我们有能力将我们收购的资产和财产有效地整合到我们的运营中；

•天气情况；

•原油、天然气和NGLS储量估计的不确定性；

•货币汇率和法规；

•因不遵守环境法规而产生的意外问题和责任；

•我们对我们不经营的资产的有限控制；

•科特迪瓦浮动、生产、储存和卸载（“FPSO”）船定期维护的影响和持续时间；

•最终解决我们与加蓬政府的放弃资助义务以及加蓬政府对我们在加蓬的业务进行的审计；

•地震、钻井和其他设备的可用性和成本；

•在测量、运输原油、天然气和天然气液化石油气并将其运送到商业市场时遇到的困难；

•原油、天然气和NGLs未来生产的时间和数量；

•套期保值决策，包括是否订立衍生金融工具；

•一般经济状况，包括未来任何经济下滑、通货膨胀的影响、金融信贷中断以及俄罗斯入侵乌克兰、中东冲突、美中贸易紧张局势等地缘政治事件导致的其他中断；

•我们签订新客户合同的能力；

•客户需求和生产者供给的变化；

•各国政府和其他重要行动者就我们开展业务的国家发生的事件采取的行动；

•我们的合资企业所有者的行动；

•遵守有关我们的勘探、生产和完井作业的政府法规，包括与气候变化相关的法规，或其变化的影响；

•任何政府审计的结果；

•OBBBA对我们业务和运营的预期影响；和

•我们的原油、天然气和NGLs资产的运营商的行动。

本季度报告所载的信息和“第1A项。我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2024年10-K表格”）中的“风险因素”确定了可能导致我们的结果或业绩与我们在前瞻性陈述中表达的结果或业绩存在重大差异的其他因素。尽管我们认为我们前瞻性陈述背后的假设是合理的，但这些假设中的任何一个，因此也包括基于这些假设的前瞻性陈述，本身都可能被证明是不准确的。鉴于本季度报告和2024年10-K表格中包含的前瞻性陈述中固有的重大不确定性，我们包含这些信息并不代表我们或任何其他人表示我们的目标和计划将会实现。当您考虑我们的前瞻性陈述时，您应该牢记这些风险因素以及本季度报告中的其他警示性陈述。

我们的前瞻性陈述仅在做出陈述之日发表，反映了我们根据目前可获得的信息对未来事件和趋势的最佳判断。我们的经营业绩可能会受到我们做出的不准确假设或我们已知或未知的风险和不确定性的影响。因此，我们无法保证前瞻性陈述的准确性。实际事件和运营结果可能与我们目前的预期和假设存在重大差异。我们的前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都受到这份“关于前瞻性陈述的警示性陈述”的明确限定，这份声明构成警示性陈述。这些警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明联系起来考虑。

除适用法律另有要求外，我们不承担更新任何前瞻性陈述的义务，所有这些陈述均受到本节陈述的明确限定，以反映本季度报告日期之后发生的事件或情况。

介绍

VaAlco是一家总部位于德克萨斯州休斯顿、专注于非洲的独立能源公司，在加蓬、埃及、赤道几内亚、尼日利亚、科特迪瓦以及加拿大拥有强大的生产和储备资产组合。我们目前从事原油、天然气和NGLs的收购、勘探、开发和生产。

最近的运营更新

加蓬

该公司在2024年12月获得了一台钻机，配合其2025/2026年钻探计划，一旦钻机完成目前的承诺，预计将在2025年第四季度开始。该计划包括钻探多口开发井，以及评估井或勘探井，并进行修井，可选择钻探更多的井。我们计划在Etame平台和Seent平台上打井，并在Ebouri油田进行重新钻探和一些修井，以获取先前因硫化氢的存在而从已探明储量中移除的产量和储量。

2025年7月，公司对加蓬平台进行了有计划、分阶段的停运，以进行安全检查和必要的维护，以增加资产的完整性和可靠性。这是自2022年新的浮式储卸船（“FSO”）上线以来，该公司进行的首次全面现场维护停工。所有领域都成功恢复上线，按预算完成了计划的周转，没有发生安全或环境事故。

埃及

埃及目前的钻探活动始于2024年12月，一直持续到2025年第三季度。2025年第三季度期间，东部沙漠钻探了四口开发井，其中三口在同一时期完成，第四口井于2025年10月完成。此外，在2025年第三季度，我们在西部沙漠钻了一口探井，于2025年10月完成。此外，在整个2025年第三季度开展了持续的油井干预、修井和优化活动，以提高生产水平。

加拿大

2025年，基于对整个投资组合资本分配优先事项的重新评估，公司决定推迟在加拿大钻探更多油井，并确保将投资导向预期回报率最高的项目。因此，加拿大分部正在寻找成本更低的优化项目，以在年底前提高生产力。

科特迪瓦

作为计划中的干船坞翻新工程的一部分，Baobab FPSO于2025年1月31日停止了碳氢化合物生产，并于2025年2月从FPSO进行了最后一次原油提升。该船于2025年3月下旬离场，并于2025年5月中旬提前抵达迪拜造船厂。FPSO翻新工程进展顺利，现已在造船厂进行了过去五个月。已获得用于重大开发钻探的钻机，预计将在FPSO恢复服务后于2026年开始，为CI-40中主要的Baobab油田的产量带来有意义的增加。该公司还在评估Kossipo油田未来潜在发展的预期影响，该油田也在CI-40许可证上。

赤道几内亚

我们拥有赤道几内亚近海Block P未开发部分60%的工作权益，我们是该区域的指定运营商。我们已有关于Block P上Venus油田发现的开发计划，该计划侧重于钻井评估、设施设计、市场询价和MetOcean审查等关键领域。公司已完成初步的前端工程和设计研究，证实了开发理念的可行性，目前正在评估可能带来更高经济价值的替代技术解决方案。

资本资源和流动性

现金流

我们截至2025年9月30日和2024年9月的现金流量如下：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024		2025年较2024年的变化
	（单位：千）
经营性资产负债变动前经营活动提供的现金净额	$	86,969	$	134,521	$	(47,552)
经营资产和负债净变动	(19,475)		(65,336)		45,861
经营活动所产生的现金净额	67,494		69,185		$	(1,691)

投资活动所用现金净额	(155,762)		(61,118)		(94,644)

筹资活动提供（使用）的现金净额	22,603		(32,264)		54,867
汇率变动对现金的影响	53		(4)		57
现金、现金等价物和限制性现金净变动	$	(65,612)	$	(24,201)	$	(41,411)

与截至2024年9月30日的九个月相比，截至2025年9月30日的九个月经营活动提供的净现金减少170万美元，主要是由于该期间经营资产和负债的变化。与2024年同期相比，截至2025年9月30日止九个月的经营资产和负债提供的变动净增加4590万美元，主要是由于应计负债和应付账款总体减少，贸易应收账款减少，原因是埃及追溯应收款的结算以及贸易应收账款、增值税和其他应收款的改善。经营活动产生的现金流量的有利变化主要被外国应缴税款的减少所抵消。

与截至2024年9月30日的九个月相比，截至2025年9月30日的九个月内用于投资活动的现金净额发生9460万美元的变化，原因是与埃及的开发钻探计划相关的成本，以及加蓬和科特迪瓦的维护、项目成本和长铅项目。截至2024年9月30日的九个月，用于投资活动的现金是由于与埃及和加拿大的开发钻探计划相关的资本支出成本不超过上一年的支出以及加蓬本年度支出的减少。此外，VaAlco为收购Svenska使用了4020万美元现金，被从Svenska收到的4060万美元现金所抵消。

截至2025年9月30日的九个月内，融资活动提供的现金净额主要包括2025年RBL融资下借款所得的6000万美元，被用于股息分配的1980万美元现金、710万美元的递延融资成本付款和980万美元的融资租赁本金付款所抵消。截至2024年9月30日的九个月，用于融资活动的现金包括1,960万美元用于股息分配，680万美元用于根据我们的股票回购计划进行的库存股票回购，或由于对已行使的期权和已归属的限制性股票预扣税款而进行的库存股票回购，以及630万美元的融资租赁本金支付，部分被已行使的期权收益0.4美元所抵消。

资本支出

截至2025年9月30日的九个月，我们的权责发生制资本支出为1.476亿美元，而2024年同期的权责发生制资本支出为7310万美元。截至2025年9月30日的九个月，我们的现金支出主要与作为在埃及钻探活动的一部分而钻探的新井以及与翻新科特迪瓦FPSO相关的支出有关。在2024年同期，我们的现金支出主要与收购Svenska以及支付2024年在埃及和加拿大的钻探活动有关。

见下文“资本资源、流动性和现金需求”了解更多信息。

商品价格套期保值

我们收到的原油价格显着影响我们的收入、盈利能力、流动性、获得资本的机会以及未来增长的前景。原油和天然气大宗商品，因此它们的价格，可能会因应相对较小的供需变化而出现宽幅波动。我们认为这些价格在未来很可能会继续波动。

由于原油价格固有的波动性，我们使用掉期、无成本项圈和看跌期权等商品衍生工具来对冲与我们预期的原油和天然气产量的一部分相关的价格风险。这些工具使我们能够减少但不能消除由于商品价格波动而产生的运营现金流的可变性的潜在影响。这些工具仅对原油和天然气价格下跌提供部分保护，并可能限制我们从未来价格上涨中获得的潜在收益。这些工具均不用于交易目的。我们不对商品价格进行投机，而是试图通过单个碳氢化合物产品对实物生产进行套期保值，以保护收益。我们衍生品掉期交易的对手方是一家大型石油公司的贸易子公司，我们的无成本项圈在嘉能可。我们没有将我们的任何衍生合约指定为公允价值或现金流量套期保值。合同的公允价值变动计入未经审核简明综合经营报表及其他全面收益。我们将这些衍生工具作为资产或负债记录在未经审计的简明综合资产负债表中。我们的2025年RBL工具要求我们进入商品价格对冲头寸，为预期的未来生产确定一定的最低固定价格。见第一部分第1项，注8。未经审核简明综合财务报表的衍生工具，以供进一步讨论。

手头现金

截至2025年9月30日，我们拥有2400万美元的非限制性现金。我们将不需要的现金投资于短期货币市场工具，主要是与我们确定我们的信用敞口可以忽略不计的金融机构。作为加蓬Etame Marin区块的运营商，我们代表我们的工作利益合资企业所有者开展与项目相关的活动。我们通常会在重大资金承诺之前从合资企业所有者获得预付款。我们手头的现金将与运营产生的现金一起用于为我们的运营和资本支出提供资金。

资本资源、流动性和现金需求

我们流动性的主要来源一直是来自运营的现金流，我们对现金的主要用途是为发展活动的资本支出提供资金。我们持续监控资本资源的可用性，包括可用于履行我们未来财务义务的股权和债务融资、计划的资本支出活动和流动性需求，包括为机会性收购提供资金的需求。我们未来在增加已探明储量、产量以及平衡我们资产的长期发展与专注于产生有吸引力的公司层面回报方面的成功将高度依赖于我们可用的资本资源。

基于目前的预期，我们认为，通过我们现有的现金余额、运营现金流和2025年RBL融资，我们有足够的流动性来支持我们在未来12个月及以后的当前现金需求，包括FPSO翻新、钻探计划、股息支付、合并特许权协议、放弃融资，以及与我们业务部门运营相关的交易费用以及资本和运营成本。然而，我们从运营中产生足够现金流或为任何潜在的未来收购、财团、合资企业提供资金或为其他类似交易支付股息的能力取决于运营和经济状况，其中一些情况超出了我们的控制范围。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条款获得债务或股权融资，或者根本无法获得。我们正在继续评估现金的所有用途，包括机会性收购，以及

是否追求增长机会，以及此类增长机会、额外的流动性来源，包括股权和/或债务融资，是否适合为任何此类增长机会提供资金。

合并特许协议

有关合并特许权协议的资料，见第一部分第1项，附注10。未经审核简明综合财务报表的承诺及或有事项。

2025年融资协议和可用信贷

有关我们的2025年融资协议和可用信贷的信息，请参见第一部分第1项，附注11。债务，至未经审核简明综合财务报表。

现金需求

我们的物质现金需求通常包括FPSO翻新、融资和经营租赁、资本项目、股息支付、合并特许权协议和放弃资金，每一项都将在下文进一步详细讨论。

放弃资助-根据Etame PSC的条款，我们有一项现金融资安排，用于最终放弃Etame Marin区块的所有海上油井、平台和设施。由于Etame PSC的延期，根据适用的放弃研究，每年的资金支付分布在2018年至2028年期间。支付的金额将通过成本账户报销，不予退还。截至2025年9月30日，在未贴现的基础上，放弃基金的余额为1070万美元（630万美元，VaAlco净额）。年度付款将根据放弃估计数的修正进行调整。这笔现金资金反映在未经审计简明综合资产负债表“放弃资金”项目的“其他非流动资产”项下。未来对预期放弃成本估计的变化可能会改变资产报废义务和未来放弃资金支付的金额。

基本建设项目-2024年12月，VaAlco为Etame的2025/26年度钻探活动获得了一台钻机，目前正在敲定地点并规划下一次钻探活动，预计将于2025年第四季度开始。在埃及，预计2025年最后一个季度将继续开展更多的钻探和完井活动。

租约-我们是多项经营和融资租赁安排的缔约方，包括公司办公室的经营租赁、一台钻机、租用海运船只和一架直升机、仓库和储存设施、用于FSO的设备和融资租赁协议、用于Etame Marin区块运营的发电机和涡轮机以及用于加拿大和埃及运营的设备、办公室和车辆。这些租约的年度成本对我们来说意义重大。

合并特许协议-2022年1月20日，与EGPC签署了合并特许权协议，该协议合并了现有的三个东部沙漠特许权，主要期限为15年，并提高了经济性。作为协议的一部分，该公司被要求在2026年2月之前每年向EGPC支付1000万美元的现代化费用。根据合并后的特许权协议，我们同意以2023、2024和2025年的付款作为替代，并针对EGPC所欠的应收账款发放三笔1000万美元的信贷。我们将在2026年2月1日再支付一笔1000万美元的年度现代化付款。有关合并特许权协议的资料，见第一部分第1项，附注10。未经审核简明综合财务报表的承诺及或有事项。

金融工作承诺-在埃及，我们也有财务工作承诺，即从2020年2月1日开始，在15年的许可合同期限内，每五年的主要开发期限为5000万美元。截至2025年9月30日，我们的财务工作承诺已超过五年最低5000万美元的门槛，任何超额结转以抵消随后的五年承诺。

FPSO维护– Baobab FPSO于5月中旬提前抵达迪拜造船厂，进行有计划的维护和升级。FPSO翻新工程目前正在船厂进行。FPSO预计将于2026年恢复服务。

钻机承诺-该公司于2024年第四季度签订了光船租赁协议（“光船租赁”），为其在加蓬的钻探计划租用一台钻机，预计将于2025年第四季度开始。根据光船租约，公司亦与第三方订立服务协议，以代其维护及操作钻机。光船租船合同预计将在向公司第一口井的钻机调动开始后开始，并有一个

不可撤销的期限为300天，外加五口单井选项。光船宪章规定了固定的日费率和其他可变支付。

趋势和不确定性

地缘政治冲突和其他市场力量–公司继续监测全球的地缘政治发展，特别是在欧洲、中东、非洲和北美，这些地区有可能影响运营连续性和市场动态。2025年10月9日，以色列、哈马斯、美国和该地区其他国家同意以色列和哈马斯在加沙的停火框架，如果持续下去，可以减少东地中海地区的地区不稳定，并改善影响埃及业务和相关能源供应链的安全状况。然而，停火是否会持续下去，或将导致该地区紧张局势的持久缓和，尚不得而知。此外，在西非部分地区，地缘政治紧张局势和局部干扰持续存在，我们在那里拥有重要的生产和发展利益，因此需要对政治、经济和安全风险保持持续警惕。

此外，包括通货膨胀在内的全球市场力量、因俄乌战争等冲突的挥之不去的影响而导致的供应链限制，以及包括对能源相关商品征收关税在内的美国贸易政策的转变，继续增加成本并延长钻探和生产活动所必需的设备和材料的交货时间。这些因素可能会影响项目时间安排、成本结构和整体运营效率。该公司还注意到，受动态供需基本面、能源转型政策以及更广泛的宏观经济不确定性驱动，大宗商品价格持续波动。VaAlco通过运营灵活性、多元化采购、审慎的财务规划，积极管理这些风险敞口，以保障长期增长和价值创造。

美国关税与全球贸易政策– 2025年，美国政府颁布了全面的贸易立法，包括对工业品、能源相关设备和某些关键矿物大幅提高关税，并明确表示有意优先考虑国内制造业和能源安全。尽管这些关税和任何进一步关税的持续时间以及这些关税和任何相应的报复性关税将对石油和天然气行业以及大宗商品价格产生的影响存在很大的不确定性，但这些关税以及预计受影响贸易伙伴将采取的报复性措施，给能源基础设施的全球供应链带来了新的波动。虽然我们没有维持以美国为基地的生产资产，但我们在加拿大和非洲大陆的业务依赖于设备、服务和材料，这些设备、服务和材料通常通过美国或通过与美国一致的贸易路线采购、设计或整合。因此，我们可能会遇到采购和交付钻井和生产设备的成本增加和更长的交货时间，特别是如果供应商为应对关税增加而调整定价，或者如果我们被要求使采购渠道多样化。这些影响可能会影响某些开发活动的时间安排、成本结构和执行风险，尤其是在前沿离岸环境中。

此外，不断变化的全球贸易环境可能会增加合规复杂性，并影响国际业务的成本效率。与美国贸易行动相关的文件文件要求和新的原产地规则的加强可能会影响我们通过国际物流枢纽（例如德克萨斯州休斯顿的物流枢纽）高效运输材料的能力，并可能需要额外的内部资源来维持合规。这些复杂性需要额外的内部资源，以确保持续合规和高效的物资流动。

更广泛的地缘政治贸易环境，包括报复性关税和与主要合作伙伴的持续贸易紧张局势，继续给全球供应网络注入波动，需要警惕风险管理和战略采购，以减轻运营中断和成本影响。

颁布2025年一大美法案法案– 2025年7月4日，被称为2025年一大美丽法案法案（“OBBBA”）的预算和解法案签署成为法律，其中包括对联邦税法和其他可能影响公司的监管条款进行重大修改。除其他条款外，OBBBA将永久纳入2017年《减税和就业法案》的关键要素。我们目前正在评估OBBBA法律的规定以及对我们的财务状况、经营业绩和现金流的潜在影响，但我们预计OBBBA的通过不会对财务产生任何重大影响。

此外，如果美国的政策转变在双边关系中造成不确定性或破坏传统的贸易伙伴关系，可能会对我们在东道国管理风险和维持有利经营条件的能力产生间接影响。尽管我们继续监测不断变化的监管和贸易格局，但我们无法预测当前或未来关税、贸易限制或报复性行动对我们的运营、财务状况或未来资本部署决策的全面影响。

商品价格–从历史上看，石油、天然气和NGLs市场一直波动不定。石油、天然气和NGLs价格受制于供需的宽幅波动。我们的运营现金流可能会受到原油和天然气价格波动、原油、天然气或NGLs需求减少以及欧佩克未来减产的不利影响。此外，近期美国优先考虑国内生产和能源安全的能源政策变化，包括通过税收抵免和发展激励措施，可能会影响全球供应动态和资本流动，从而可能改变国际资产的竞争格局。

ESG与气候变化影响–可持续发展问题继续吸引公众、政治、监管和科学关注。

虽然2025年采用以可持续发展为导向的监管有所减速，尤其是在美国，并且由于感知到的政治或声誉敏感性，一些金融机构明显转向远离明确的“ESG”或“净零”品牌举措，但我们认为，关注可持续发展的基本趋势仍然是一致的。长期的结构性压力，包括利益相关者的期望、不断演变的全球市场标准以及与转型相关的投资优先事项，继续支持将可持续性考虑因素纳入公司战略和资本市场。

对气候变化和环境管理的关注，再加上围绕可再生能源的政府激励措施不断增加，可能会导致需求从原油和天然气产品转移、更高的监管和合规成本、额外的政府调查以及针对包括VaAlco在内的石油和天然气行业的私人诉讼。例如，国际、国家、区域和州各级政府已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制温室气体的排放。这些努力包括考虑总量控制与交易计划、碳税、自愿减少例行燃烧的努力、直接限制某些来源的GHG排放的GHG报告和跟踪计划和法规。此外，机构投资者、代理咨询公司和其他行业参与者继续关注环境、社会和治理（“ESG”）事项，包括气候变化。我们预计，这种高度关注将继续推动我们整个行业的ESG努力，并影响投资和投票决策，这对一些投资者来说可能会导致对碳资产的不太有利的情绪，并将投资转移到其他行业。

气候相关披露– 2025年3月27日，SEC结束了对气候相关披露最终规则的辩护，实际上撤回了对该规定的支持。该规则于2024年3月通过，要求上市公司披露与气候相关的风险和温室气体排放。SEC结束辩护的决定是在政府更迭和政策转变之后做出的，代理主席Mark Uyeda对该规则的成本和侵入性表示担忧。尽管这些规则仍被搁置等待法律挑战，截至2025年9月，第八巡回上诉法院已将这些挑战搁置，直到SEC通过通知和评论规则制定重新考虑被质疑的规则或重新为规则辩护，但SEC撤回支持标志着气候披露法规的潜在方向转变。尽管美国出现了这种监管转变，但我们仍然致力于保持透明度，并与处境类似的公司的行业标准保持一致。

尽管有美国的活动，但在过去三年中，该公司根据气候相关披露工作组（“TCFD”）的建议完善了其报告，该工作组被公认为气候相关报告的全球标准，并被VaAlco要求通过其在伦敦证券交易所上市进行报告。完整的TCFD报告包含在公司的2024年可持续发展报告中（而不是包含在10-K表格的年度报告中或与年会相关发布的年度报告中），因为可持续发展报告详细说明了TCFD报告构成重要组成部分的环境、社会和治理事项。2024年可持续发展报告可在公司网站上查阅。

该公司认为自己与TCFD的治理和战略支柱以及其中的建议保持一致。在2025年期间，该公司针对TCFD治理和战略支柱的某些基本建议取得了有意义的进展，并提供了解决这些建议的意向声明，包括从其运营资产开始传达其减排的短期、中期和长期目标。

2025年6月，英国政府通过发布源自国际财务报告准则（“IFRS”）S1和S2框架的英国可持续发展报告准则（“UK SRS”）S1和S2的征求意见稿，推进了可持续发展报告准则的认可进程，并启动了计划于2025年秋季结束的公众咨询。在等待政府的最终批准和随后的金融行为监管局（FCA）规则制定之前，英国上市企业将受到从气候相关披露开始的分阶段实施，不包括第一阶段的范围3温室气体排放，在随后几年过渡到全覆盖。英国的做法取消了固定的开始日期，并提供了监管灵活性，过渡性减免支持发行人合规，并为首次报告采用“气候优先”方法，确保从现有的TCFD有节制地转变

对新的英国SRS/IFRS一致的披露制度的要求。建议英国上市实体根据IFRS S1和S2准备强制性报告，预计从2026年开始的会计期间开始，但须视磋商结果和政府最终指示而定。

关键会计政策和估计

在2024年12月31日之后，我们的关键会计政策和估计没有重大变化。有关公司截至2024年12月31日的财政年度的关键会计政策的讨论，请参阅我们的2024年10-K表格。

新会计准则

见第一部分第1项，注2。新会计准则至未经审核简明综合财务报表。

经营成果

截至2025年9月30日止三个月对比截至2024年9月30日止三个月

截至2025年9月30日止三个月的净收入为110万美元，而2024年同期的净收入为1100万美元。有关收入和支出的变化，请参见下面的讨论。

原油、天然气和NGLS收入在截至2025年9月30日的三个月中，从2024年同期的1.403亿美元减少7930万美元，或约57%，至6100万美元。收入减少这主要是由于我们的科特迪瓦和加拿大分部的收入减少。


	截至9月30日的三个月，				增加/（减少）
	2025		2024
	（单位：千）



原油、天然气、NGLs净营收	$	61,007	$	140,334	$	(79,327)

运营成本和费用：
生产费用	29,872		42,324		(12,452)
勘探费用	353		—		353
折旧、损耗和摊销	20,555		47,031		(26,476)
一般和行政费用	8,845		6,929		1,916
信贷损失和其他	484		69		415
总运营成本和费用	60,109		96,353		(36,244)
其他营业收入，净额	—		102		(102)
营业收入	898		44,083		(43,185)
其他费用，净额	(3,393)		(519)		(2,874)
所得税前收入	(2,495)		43,564		(46,059)
所得税费用	(3,596)		32,574		(36,170)
净收入	$	1,101	$	10,990	$	(9,889)

截至2025年9月30日止三个月与2024年同期相比的收入变化被确定为与价格或数量变化有关，如下表所示：


（单位：千）
价格	$	(16,704)
成交量	(62,369)
其他(1)	(254)
	(79,327)

(1)上表中的其他包括归属于附带权益的收入。

下表显示了两个时期的净产量、销量和实现价格。


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024
原油、天然气和NGLs净产量（MBOE）	1,417		2,004
原油、天然气和NGLs净销售额（MBOE）	1,180		2,134

平均实现原油、天然气和NGLs价格（美元/桶油当量）	$	51.26	$	65.41
平均日期布伦特现货价格*（美元/桶）	$	69.04	$	80.01

*美国能源信息署网站上公布的每日有日期的布伦特现货平均价格。

原油、天然气和NGL收入：

加蓬

加蓬的原油销量取决于每年原油提货的数量和规模，因此原油销量并不总是与任何一年的产量重合。截至2025年9月30日止三个月，公司加蓬部门为公司总收入贡献了2130万美元的收入，比截至2024年9月30日止三个月报告的4760万美元的收入减少了2630万美元。收入减少的主要原因是加蓬的销量从2024年第三季度报告的617百万桶减少到截至2025年9月30日止三个月的333百万桶，以及截至2025年9月30日止三个月在加蓬收到的平均实现销售价格为62.40美元/桶，而2024年同期收到的平均实现销售价格为77.16美元/桶。销量和生产量下降主要是由于2025年7月发生了有计划且成功的全面现场维护停工。2025年9月30日和2024年9月30日，加蓬的原油库存份额（不包括特许权使用费桶）分别约为292 MBBBLs至217 MBBBLs。

埃及

埃及的原油销售要么通过货物吊运卖给第三方，要么通过EGPC直接卖给政府。截至2025年9月30日止三个月，在埃及销售的石油是通过直接销售给EGPC。截至2025年9月30日止三个月，公司埃及分部为公司总收入贡献了3570万美元的收入，高于截至2024年9月30日止三个月报告的3450万美元的收入。收入增加主要是由于截至2025年9月30日止三个月的销售量从截至2024年9月30日止三个月的657百万桶增加至693百万桶，部分被平均实现销售价格从截至2024年9月30日止三个月的每桶52.58美元下降至2025年同期的每桶51.51美元所抵消。

加拿大

加拿大的原油销售通常通过管道销售给第三方。截至2025年9月30日止三个月，公司加拿大分部为公司总收入贡献了400万美元的收入，与截至2024年9月30日止三个月报告的840万美元收入相比，减少了440万美元。收入减少的主要原因是，截至2020年12月31日，收到的平均实现销售价格为每桶油当量26.13美元，低于

截至2025年9月30日的三个月，而2024年同期收到的每桶油当量为36.95美元。截至2025年9月30日的三个月内，加拿大的销量下降至155 MBOE，而2024年同期为227 MBOE。

科特迪瓦

科特迪瓦的原油销售是通过与一家国际石油贸易公司的营销合同进行销售的，该公司将这批货物提供给世界各地的买家，主要是炼油厂。如前所述，FPSO已于2025年1月停产，目前船厂正在对其进行翻新。FPSO预计将于2026年恢复服务。因此，截至2025年9月30日止三个月，公司的科特迪瓦分部没有收入。截至2024年9月30日止三个月的收入为4980万美元，总销量为632百万桶，平均销售价格为每桶78.75美元。

生产费用s截至2025年9月30日止三个月减少1250万美元，或约29%，由上年同期的4230万美元减至2990万美元。减少的主要原因是我们科特迪瓦分部的生产费用减少。按每桶计算，截至2025年9月30日止三个月的生产费用（不包括修井费用和股票补偿费用）从截至2024年9月30日止三个月的每桶19.80美元增至25.23美元。

勘探费用截至2025年9月30日止三个月的收益为0.4百万美元，原因是购买了额外的地震数据，将用于科特迪瓦的Block 705区块，以及与加蓬的G和H区块相关的费用。2024年同期没有发生勘探费用。

折旧、损耗和摊销截至2025年9月30日止三个月，成本减少2650万美元，降幅约56%，从2024年同期的4700万美元降至2060万美元。由于科特迪瓦在截至2025年9月30日的三个月内没有生产，因此也没有记录消耗费用，因此导致该期间的总体消耗费用减少。

一般和行政费用截至2025年9月30日止三个月增加190万美元，增幅28%，由2024年同期的690万美元增至880万美元。一般及行政开支增加主要是由于专业服务费及薪金及工资增加。

信贷损失和其他与2024年同期相比，截至2025年9月30日止三个月增加约0.4百万美元。信贷损失及其他增加主要归因于与合营伙伴有关的备抵费用和应收增值税。2024年同期的信贷损失和其他数额不大，原因是合资企业合作伙伴的应收款项较少。

衍生工具收益（亏损），净额可归因于我们在第一部分第1项附注8中讨论的掉期和项圈。未经审核简明综合财务报表之衍生工具。衍生品亏损增加130万美元，截至2025年9月30日止三个月亏损110万美元，2024年同期收益为20万美元。截至2025年9月30日止三个月的衍生工具亏损是由于截至2025年9月30日止三个月，过时的布伦特原油价格低于每桶期权的初始行使价。目前，我们的衍生工具涵盖了截至2026年9月石油和截至2026年12月天然气生产的一部分。

利息支出，净额截至2025年9月30日止三个月的费用为230万美元，而2024年同期的费用为60万美元。截至2025年9月30日止三个月的净利息支出增加，主要是由于我们根据2025年RBL融资摊销债务发行成本、产生的承诺费和借款产生的利息增加，部分被利息收入所抵消。

其他收入（费用），净额截至2025年9月30日止三个月的收入从2024年同期的10万美元支出增加了20万美元，至不到10万美元。其他收入（费用）净额通常主要包括外币损益。

所得税费用（收益）截至2025年9月30日止三个月的收益为360万美元，其中包括因加蓬政府分配的Profit Oil的价值在生产时间和实物时间之间发生变化而产生的390万美元的有利油价调整。剔除这一影响后，该期间的所得税为30万美元。截至2024年9月30日止三个月的所得税开支为3260万美元。这笔费用包括3370万美元的当期税费，其中包括180万美元的有利石油

由于加蓬政府分配的利润石油在生产时间和实物时间之间的价值变化而进行的价格调整。剔除这一影响后，当期所得税为3550万美元。

截至2025年9月30日止九个月对比截至2024年9月30日止九个月

截至2025年9月30日止九个月的净收入为1720万美元，而2024年同期的净收入为4680万美元。有关收入和支出的变化，请参见下面的讨论。

原油、天然气和NGLS收入截至2025年9月30日的九个月，从2024年同期的3.573亿美元减少89.0百万美元，或约25%，至2.682亿美元。收入减少主要是由于加蓬和科特迪瓦的收入减少。


	截至9月30日的九个月，				增加/（减少）
	2025		2024
	（单位：千）



原油、天然气、NGLs净营收	$	268,230	$	357,267	$	(89,037)

运营成本和费用：
生产费用	115,070		126,859		(11,789)
勘探费用	2,873		48		2,825
折旧、损耗和摊销	79,133		105,987		(26,854)
一般和行政费用	26,393		21,230		5,163
信贷损失和其他	485		5,222		(4,737)
总运营成本和费用	223,954		259,346		(35,392)
其他经营费用，净额	—		68		(68)
营业收入	44,276		97,989		(53,713)
其他收入（费用），净额	(7,594)		12,953		(20,547)
所得税前收入	36,682		110,942		(74,260)
所得税费用	19,470		64,115		(44,645)
净收入	$	17,212	$	46,827	$	(29,615)

截至2025年9月30日止九个月与2024年同期相比的收入变化被确定为与价格或数量变化有关，如下表所示：


（单位：千）
价格	$	(39,969)
成交量	(47,917)
其他(1)	(1,151)
	$	(89,037)

(1)上表中的其他包括归属于附带权益的收入。

下表显示了两个时期的净产量、销量和实现价格。


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
原油、天然气和NGLs净产量（MBOE）	4,559		5,410
原油、天然气和NGLs净销售额（MBOE）	4,662		5,388

平均实现原油、天然气和NGLs价格（美元/桶油当量）	$	57.42	$	65.99
平均日期布伦特现货价格*（美元/桶）	$	71.01	$	82.50

*美国能源信息署网站上公布的每日有日期的布伦特现货平均价格。

原油、天然气和NGL收入：

加蓬

加蓬的原油销售是每年原油提货数量和规模的函数，因此原油销售并不总是与任何一年的产量重合。截至2025年9月30日止九个月，公司加蓬部门为公司总收入贡献了1.32亿美元的收入，比截至2024年9月30日止九个月报告的1.588亿美元收入减少了2680万美元。收入减少的主要原因是，截至2025年9月30日的九个月，在加蓬收到的平均实现销售价格为69.52美元/桶，低于2024年同期收到的平均实现销售价格81.55美元/桶。此外，截至2025年9月30日止九个月，加蓬的销量从2024年同期的1,947百万桶下降至1,891百万桶。2025年9月30日和2024年9月30日，加蓬的原油库存份额（不包括特许权使用费桶）分别约为292 MBBBLs和217 MBBBLs。

埃及

埃及的原油销售要么通过货物吊运卖给第三方，要么通过EGPC直接卖给政府。截至2025年9月30日的九个月期间，在埃及销售的石油是通过直接销售给EGPC。截至2025年9月30日止九个月，公司埃及分部为公司总收入贡献了1.029亿美元的收入，比截至2024年9月30日止九个月报告的1.070亿美元收入低410万美元。收入减少主要是由于平均实现销售价格从截至2024年9月30日的九个月的每桶55.12美元下降到2025年同期的每桶50.74美元。截至2025年9月30日和2024年9月30日的九个月，埃及的销量保持相对稳定，分别为2,027 MBBLs和1,941 MBBLs。

加拿大

加拿大的原油销售通常通过管道销售给第三方。截至2025年9月30日止九个月，公司的加拿大分部为公司的总收入贡献了1490万美元的收入，即减少了960万美元，而截至2024年9月30日止九个月报告的收入为2450万美元。收入减少的主要原因是，截至2025年9月30日的九个月，收到的平均实现销售价格为每桶油当量29.54美元，低于2024年同期收到的每桶油当量37.29美元。截至2025年9月30日的九个月内，加拿大的销量下降至506 MBOE，而2024年同期为656 MBOE。

科特迪瓦

科特迪瓦的原油销售是通过与一家国际石油贸易公司的营销合同进行销售的，该公司将这批货物提供给世界各地的买家，主要是炼油厂。如前所述，FPSO已于2025年1月停产，目前船厂正在对其进行翻新。FPSO预计将于2026年恢复服务。截至2025年9月30日止九个月，公司的科特迪瓦分部为公司的总收入贡献了1840万美元的收入，即减少了4860万美元，而截至2024年9月30日止九个月报告的收入为6700万美元。收入减少主要是由于销量从截至2024年9月30日止九个月的844MBBLs减少至同期的238MBBLs

2025年期间。此外，截至2025年9月30日止九个月的平均实现销售价格为每桶77.36美元，低于2024年同期的每桶79.43美元。

生产费用s截至2025年9月30日止9个月减少1180万美元至1.151亿美元，上年同期为1.269亿美元。减少的主要原因是加蓬的费用增加，其中包括海关费用和为提高油井生产力而增加的维护费用，但被科特迪瓦分部的费用减少所抵消。按每桶计算，截至2025年9月30日止九个月的生产费用（不包括修井费用和股票补偿费用）从截至2024年9月30日止九个月的每桶23.51美元增至24.63美元。

勘探费用截至2025年9月30日止九个月的收益为290万美元，原因是购买了将用于科特迪瓦Block 705区块的地震数据以及与加蓬G和H区块相关的费用。2024年同期发生的勘探成本微乎其微。

折旧、损耗和摊销截至2025年9月30日的九个月，成本减少2690万美元，降幅约为25%，从2024年同期的1.060亿美元降至7910万美元。折旧、损耗和摊销费用的减少主要与加蓬和埃及的可消耗成本较低有关。此外，由于科特迪瓦自2025年1月以来没有生产，因此也没有记录消耗费用，因此导致该期间的总体消耗费用减少。

一般和行政费用截至2025年9月30日的九个月，该公司的净利润从2024年同期的2120万美元增至2640万美元，增幅为520万美元，增幅为24%。一般及行政开支增加主要是由于专业服务费、薪金及工资、会计及法律费用增加。

信贷损失和其他与2024年同期相比，截至2025年9月30日的九个月期间减少了约470万美元。截至2025年9月30日止九个月的信贷损失和其他减少，主要是由于在2024年前九个月计算的与第一部分第1项附注10中定义的回溯应收款项相关的备抵增加。未经审核简明综合财务报表的承诺及或有事项。回溯日期的应收款项已于2025年3月31日结清。

衍生工具收益（亏损），净额归因于我们在第一部分第1项附注8中讨论的掉期和项圈。未经审核简明综合财务报表之衍生工具。截至2025年9月30日止9个月，衍生工具亏损增加0.4百万美元至0.8百万美元，2024年同期亏损0.4百万美元。截至2025年9月30日止九个月的衍生产品亏损是由于截至2025年9月30日止九个月的过时布伦特原油价格低于每桶期权的初始行使价。我们的衍生工具目前涵盖了我们到2026年9月的石油和到2026年12月的天然气生产的一部分。

利息支出，净额截至2025年9月30日止九个月的费用为620万美元，而2024年同期的费用为260万美元。截至2025年9月30日止九个月的净利息支出增加，主要是由于我们在2025年RBL融资下的债务发行成本、产生的承诺费和借款产生的利息的摊销增加，部分被利息收入所抵消。

其他收入（费用），净额截至2025年9月30日止九个月的支出为60万美元，而2024年同期的支出为390万美元。其他收入（费用）的减少主要是由于在截至2024年9月30日的九个月内发生了与收购Svenska相关的交易成本340万美元。

所得税费用（收益）截至2025年9月30日的9个月，费用为1,950万美元，其中包括因加蓬政府分配的Profit石油在生产时间和实物时间之间的价值变化而产生的640万美元的有利油价调整。剔除这一影响后，该期间的所得税为2590万美元。截至2024年9月30日止9个月的所得税开支为6,410万美元。这笔费用包括7270万美元的当期税收费用，其中包括因加蓬政府分配的Profit Oil在生产时间和实物时间之间的价值变化而产生的120万美元的有利油价调整。剔除这一影响后，该期间的当期所得税为7390万美元。

项目 3. 关于市场风险的定量和定性披露

市场风险

我们面临市场风险，包括如下所述的商品价格、外汇汇率和利率不利变化的影响。

外汇风险

我们的经营业绩和财务状况受到货币汇率的影响。虽然原油销售以美元计价，但我们在加蓬的部分成本以当地货币（“中非CFA法郎”或“XAF”）计价，我们在加蓬的应收增值税以及某些负债也以XAF计价。美元走弱将产生增加成本的效果，而美元走强将产生降低成本的效果。对于我们在加蓬的应收增值税而言，美元走强将产生降低这笔应收款项价值的效果，从而导致外汇损失，反之亦然。加蓬本币与欧元挂钩。欧元对美元的汇率历来是随国际政治形势、一般经济形势和其他我们无法控制的因素而波动的。截至2025年9月30日，我们以XAF计价的净货币负债为8840万美元（XAF 494亿美元）。在2025年9月30日，我们估计CFA相对于美元贬值10%将使这些净负债的价值减少800万美元。对于截至2025年9月30日止九个月，我们有大约6100万美元net to Vaalco），以XAF计价。

与我们的加拿大业务相关，我们的货币兑换风险主要涉及某些现金和现金等价物、应收账款、租赁债务和应付账款以及以加元计价的应计负债。at2025年9月30日，we估计加元兑美元贬值10%将降低净货币资产价值截至2025年9月30日止三个月大约由0.2百万美元.反之，加元兑美元升值10%将增加净资产价值截至2025年9月30日止九个月大约由0.2百万美元.

我们还面临以埃及镑计价的现金余额的外汇兑换风险。埃及政府的一些应收账款收款是以埃及镑收到的，虽然我们一般能够将收到的埃及镑用于以埃及镑计价的应付账款，但埃及镑现金余额仍存在外汇风险敞口。在2025年9月30日，我们估计埃及镑兑美元升值10%将使截至2025年9月30日止九个月的净负债的现金价值减少580万美元。相反，埃及镑兑美元贬值10%将使我们截至2025年9月30日的九个月的美元现金价值减少480万美元。

在科特迪瓦，我们的货币兑换风险也主要涉及以瑞典克朗计价的某些现金和现金等价物、应收账款和应付账款以及应计负债。我们估计，瑞典克朗兑美元汇率上涨10%将降低净负债的价值。截至2025年9月30日止九个月大约由250万美元.相反，如果瑞典克朗兑美元汇率下跌10%，将会降低净负债的价值。截至2025年9月30日的九个月，减少约200万美元。

我们不利用衍生工具来管理外汇风险。

我们维持英镑的名义余额，以支付运营我们伦敦办事处所产生的国内成本。这些基金的外汇风险不被认为是重大的。

对手风险

我们面临与交易对手潜在不履约相关的开放式衍生工具的市场风险。为减轻这一风险，我们与被管理层视为有能力和有竞争力的做市商的信誉良好的金融机构签订了此类衍生品合同。

商品价格风险

我们的主要市场风险敞口仍然是我们的原油、天然气和NGLs生产收到的价格。销售价格主要受适用于我们生产的现行市场价格驱动。近年来，原油、天然气和NGL的市场价格波动较大，难以预测，这种波动可能会持续下去。原油、天然气和NGLS价格持续低迷或原油、天然气和NGLS价格恢复下跌可能对我们的财务状况、我们已探明储量的账面价值、我们未开发的租赁权益以及我们借入资金和以有吸引力的条款获得额外资本的能力产生重大不利影响。

截至2025年9月30日，公司的未平仓商品衍生品合约涵盖我们预计的未来产量如下：


		结算期
仪器	指数	2025年10月至2025年12月		2026年1月至2026年3月		2026年4月至2026年6月		2026年7月至2026年9月
原油：




项圈	过时的布伦特
总量（BBLS）		480,000		400,000		360,000		75,000
加权平均地板价（美元/桶）		$	60.83	$	62.29	$	61.88	$	65.00
加权平均上限价格（美元/桶）		$	67.81	$	68.63	$	67.95	$	71.00

天然气：
掉期	AECO 7A
总成交量（GJ）(a)		214,000		150,000		—		—
加权平均固定价格（加元/吉焦）		$	2.48	$	2.86	$	—	$	—

（a）1千兆焦耳（GJ）等于10亿焦耳（J）。千兆焦天然气约为25.5立方米的标准条件。

下表列出了2025年9月30日之后签订的商品互换。


		结算期
仪器	指数	2025年10月至2025年12月		2026年1月至2026年3月		2026年4月至2026年6月		2026年7月至2026年9月		2026年10月至2026年12月





天然气：
掉期	AECO 7A
总成交量（GJ）(a)		25,000		75,000		150,000		150,000		50,000
加权平均固定价格（加元/吉焦）		$	3.26	$	3.26	$	2.80	$	2.80	$	2.80

a）1千兆焦耳（GJ）等于10亿焦耳（J）。千兆焦天然气约为25.5立方米的标准条件。

石油和天然气资产每年以及每当有事件或情况变化表明资产的账面值可能无法收回时，都会进行减值评估。如果账面值超过估计未贴现未来现金流量，公司将估计其物业的公允价值，并就物业账面值超过估计物业公允价值的任何部分记录减值费用。用于估计公允价值的因素可能包括对探明储量和概略储量的估计、对未来商品价格的估计、对未来产量的估计以及对预期资本和运营支出的估计，采用相应的贴现率。任何这些假设的不利变化都可能导致未贴现的未来现金流减少，并可能表明财产减值。与主要假设相关的不确定性可能会影响减值发生的时间。在大多数情况下，对未贴现的未来净现金流产生最大可变性的假设是未来的石油和天然气价格。我们在截至2025年9月30日的三个月和九个月观察到大宗商品价格波动，然而，没有发现触发事件，因此在2025年9月30日没有记录减值。

该公司估计，油价下跌5美元（所有其他假设不变）可能导致某些资产组的非现金减值超过1亿美元。大宗商品价格大幅或长期下跌、负储量修正、公司为应对价格下降而进一步改变钻探计划或钻探或运营成本增加也有合理可能导致重大的未来减值费用。

如果原油销量保持在最近的年度销量不变，原油价格每桶下跌5美元将减少我们的收入和营业收入，或增加我们截至2025年9月30日止九个月的营业亏损，具体如下：


	2025年销量（MBLS）	减少收入（百万）		营业收入减少（营业亏损增加）（百万）
加蓬	1,891	$	9.5	$	8.5
埃及	2,027	$	10.1	$	6.0
科特迪瓦	238	$	1.2	$	0.6
加拿大	506	$	2.5	$	1.9
合并	4,662

关于我们在加蓬、埃及和科特迪瓦的原油销售，收到的价格是基于过时的布伦特价格加减差价。关于我们在加拿大的原油和NGLS销售，收到的价格是基于NYMEXWTI（西德克萨斯中质原油）价格加减差价得出的。天然气销售基于加拿大指数价格，其价格部分基于NYMEXHenry Hub天然气期货合约。埃及的生产基于过时的布伦特原油价格，较少质量差异，并与埃及政府共享。当石油价格上涨时，收回100%分配给公司的成本（成本石油或成本回收桶）所需的桶更少。

我们在加蓬、埃及、科特迪瓦和赤道几内亚的资产的勘探和生产活动一般由私营保安公司管理。PSC规定每季度收回成本，最高可达总产量的百分比。由于VaAlco按权责发生制核算成本，而成本回收则按收付实现制确定，因此VaAlco确认成本和收回成本之间往往存在时间差异。如果符合条件的成本回收量小于最大定义成本回收量，则差额定义为“超额”。在合同的整个期限内，每份合同中都设置了生产分成拆分。通常情况下，当产量超过相应合同中预先设定的产量水平时，政府对Profit Oil的份额就会增加。在高油价时期，公司可能会收到更少的成本石油，可能会收到更多的利润分享石油。在油价较低时期，公司收到更多的成本油，可能收到更少的利润油。

利率风险

截至2025年9月30日，我们面临的主要利率风险敞口是由于我们在2025年RBL融资下的6000万美元未偿还借款。借款按年利率10.8%计息，利率基于期限SOFR加上适用的年利率6.5%的保证金。我们目前没有对冲我们的利率敞口。我们估计，从提取债务之日起至2025年9月30日期间，适用的平均利率提高10%将导致利息支出增加0.2百万美元。截至2024年12月31日止年度并无未偿还借款。此外，市场利率的变化可能会影响与任何未来债务相关的利息成本。

项目 4. 控制和程序

对披露控制和程序的评估

我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已根据经修订的1934年证券交易法（“交易法”）下的规则13a-15（e）和15d-15（e）评估了截至本报告涵盖期间结束时我们的披露控制和程序的有效性。根据对我们的披露控制和程序的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，由于我们在编制和审计截至2024年12月31日止年度的合并财务报表时发现的财务报告内部控制存在重大缺陷，截至2025年9月30日，我们的披露控制和程序尚未生效。

财务报告内部控制的重大弱点

正如我们之前在截至2024年12月31日的财政年度的10-K表格年度报告第II部分第9A项中披露的那样，管理层之前发现了财务报告内部控制方面的以下重大缺陷：

•公司存在无效的一般信息技术控制（“GITC”），以支持公司信息技术（“IT”）系统的一致运行，具体到其采购到付款系统。因此，依赖于从该IT系统获得的信息的准确性和完整性的自动化流程级控制和手动控制也是无效的，因为它们本可以受到不利影响；和

•公司没有有效地设计、实施或操作与其财务报告流程相关的流程级控制活动，具体到其采购到付款流程。

在充分考虑了重大弱点，以及我们为确保本季度报告中包含的表格10-Q的未经审计简明综合财务报表是根据公认会计原则编制而执行的额外分析和其他程序后，我们的管理层得出结论，我们的未经审计简明综合财务报表在所有重大方面公平地反映了我们按照公认会计原则披露的期间的财务状况、经营业绩和现金流量。我们已经制定并正在实施针对材料弱点的补救计划，如下所述。

管理层对材料弱点的补救计划

正如我们在截至2024年12月31日的财政年度的10-K表格年度报告第II部分第9A项中所述，我们开始实施一项补救计划，以解决上述重大弱点。在适用的控制措施运行足够长的时间并且管理层通过测试得出结论，这些控制措施正在有效运行之前，不会将实质性弱点视为补救措施。

尽管我们打算尽快完成补救过程，但我们目前无法估计需要多长时间来补救上述实质性弱点。我们可能会发现需要额外时间和资源来补救的其他实质性弱点，我们可能会决定采取额外措施来解决实质性弱点或修改上述补救步骤。

此外，尽管上述某些活动继续加强了我们对财务报告的内部控制，但其中某些新设计的控制措施在足够的时间内没有有效运作，无法得出关于有效性的结论。随着我们努力进一步加强我们的控制环境，我们将继续投入大量时间和资源，并采取行动纠正我们在财务报告内部控制方面的重大弱点。在这些重大缺陷得到纠正之前，我们计划继续执行额外的分析和其他程序，以确保我们的合并财务报表是按照美国公认会计原则编制的。

财务报告内部控制的变化

除为补救上述重大弱点而采取的活动外，在截至2025年9月30日的三个月内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

第二部分。其他信息

项目 1. 法律程序

我们受制于日常业务过程中产生的诉讼索赔以及政府和监管程序。虽然我们无法确定地预测这些诉讼的发生或结果，但管理层认为，我们目前涉及的所有索赔和诉讼不太可能对我们未经审计的简明综合财务状况、现金流量或经营业绩产生重大不利影响。

项目 1A。风险因素

我们的业务面临许多风险。本季度报告和我们提交给SEC的其他文件中其他地方讨论的任何风险都可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务运营。

有关我们潜在风险和不确定性的讨论，请参阅第1A项中的信息。我们的2024年10-K表中的“风险因素”。除下文所述外，我们的风险因素与我们的2024年10-K表中所述的因素没有重大变化。

我们的协议条款可能会阻止第三方对我们的收购。

我们的生产分成合同、联合经营协议和其他协议的某些条款可能会使第三方收购我们或我们的资产变得更加困难或成本更高，甚至可能阻止第三方收购我们或我们的资产。例如，其中一些协议包含对我们资产转让的限制，包括获得适用交易对手同意的要求、优先购买权和支付奖金的要求。在某些情况下，这些限制适用于“间接转让”。通过阻止第三方对我们或我们资产的收购，这些规定可能会产生阻止其他感兴趣的第三方提出或完成这些收购的效果。这可能会剥夺我们普通股的持有者以高于现行市场价格的价格出售其普通股的机会。

项目2。未登记的股权证券销售和收益使用

未登记出售股本证券

截至2025年9月30日的三个月内，没有以前未在8-K表格当前报告中报告的未登记证券的销售。

项目 5. 其他信息

10b5-1交易安排

截至2025年9月30日止三个月期间，公司的董事或高级管理人员（定义见《交易法》第16a-1（f）条）无通过 , 终止或修改规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排（因为这些术语在《证券法》条例S-K第408项中定义）。

项目 6. 展览

(a)附件


3.1			经2014年5月7日修订的重述公司注册证书（作为公司于2014年11月10日提交的10-Q表格季度报告的附件 3.1提交，并以引用方式并入本文）。
3.1.1			VAALCO重述的公司注册证书的修订证书，日期为2022年10月13日（作为公司于2022年10月13日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 3.1提交，并以引用方式并入本文）。
3.2			第三次经修订和重述的章程，日期为2020年7月30日（作为公司于2020年8月4日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 3.1提交，并以引用方式并入本文）。
3.3			截至2015年12月22日，瓦可能源，Inc.的A系列初级参与优先股的淘汰证书（作为公司于2015年12月23日提交的8-K表格当前报告的附件 3.2提交，并以引用方式并入本文）。
31.1（a）			萨班斯-奥克斯利法案第302条首席执行官认证。
31.2（a）			萨班斯-奥克斯利法案第302条首席财务官认证。
32.1（b）			萨班斯-奥克斯利法案第906节首席执行官认证。
32.2（b）			Sarbanes-Oxley第906节首席财务官认证。
101.INS（a）			内联XBRL实例文档。
101.SCH（a）			内联XBRL分类架构文档。
101.CAL（a）			内联XBRL计算linkbase文档。
101.DEF（a）			内联XBRL定义linkbase文档。
101.LAB（a）			内联XBRL标签Linkbase文档。
101.PRE（a）			内联XBRL演示linkbase文档。
104			封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）。

___________________________________

(a)随函提交

(b)特此提供

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。

VAALCO Energy, Inc.

（注册人）


签名：						/s/罗纳德·贝恩
						罗纳德·贝恩首席财务官（正式授权人员及首席财务官）

日期：2025年11月10日