附件 99.1
VAALCO Energy, Inc.公布2025年第四季度和全年业绩
休斯顿– 2026年3月12日-瓦可能源，Inc.（纽约证券交易所代码：EGY，伦敦证券交易所代码：EGY）（“VaAlco”或“公司”）今天公布了2025年第四季度和全年的运营和财务业绩，其中包括2025年底的储备。此外，该公司还提供了2026年第一季度和全年的运营和财务指导。
2025年全年亮点：
•卖出17,452净营收利息（“NRI”)(1)桶油当量/天（“BOEPD”），高于公司增加指引的高端，同时交付16,556 NRI的产量(1)BOEPD或21,160工作利息（“WI”)(2)BOEPD，均高于VaAlco上调指引的中点；
•报告的2025年全年（“FY”）净亏损4140万美元（每股摊薄收益0.40美元）和调整后净亏损(3)400万美元（稀释后每股0.04美元）；
•产生的调整后EBITDA(3)2025财年1.734亿美元，经营活动产生的现金净额2.127亿美元；
•报告的2025年年底SEC探明储量为43.0百万桶油当量（“MMBOE”），其中包括4个MMBOE的正向修正、有机添加和扩展，取代了2025年产量的三分之二；
•签订了新的基于储备的贷款工具，目前的承诺水平为2.55亿美元，并有能力增长到3亿美元；
•埃及持续强劲的应收账款回收，到2025年底，这一余额已降至3100万美元；
•收购70% WI(3)在并将运营位于科特迪瓦近海的CI-705区块，该区块占地约2,300平方公里（“km2”）位于多产的Tano盆地，位于VaAlco的CI-40 Block以西约70公里；及
•2025年通过股息向股东返还2650万美元，自2021年第四季度以来通过股息和股票回购向股东返还超过1.15亿美元。
2025年第四季度亮点：
•卖出18,566 NRI BOEPD，高于指引高端10%，而产量为16,128 NRI(2)BOEPD或20,729 WI(2)BOEPD；
•报告净亏损5860万美元（稀释后每股亏损0.56美元），调整后净亏损(3)230万美元（0.02美元 每股摊薄收益)和调整后的EBITDA(3)4290万美元；和
•投资1.001亿美元用于资本支出，其中包括成功启动加蓬第三阶段钻探计划、继续科特迪瓦浮式生产储卸船（“FPSO”）干
即将在科特迪瓦进行的2026年钻探活动的码头翻新和关键长引线以及在
埃及。
2026年近期重点项目和展望：
•被确认为位于Baobab油田西南部的CI-40 Block上Kossipo油田WI为60%的运营商，油田开发计划（“FDP”）预计将于2026年下半年完成；
◦有关Kossipo油田的更多信息，请参见VaAlco网站上发布的2025年Q4补充套牌；
•以2550万美元的价格出售了所有加拿大房产，截止日期为2026年2月19日；
•Etame 15H-ST开发井顺利钻完井并投产，从ET-15P中试井结果证实预期；
•规划2026年资本预算2.9亿至3.6亿美元，包括在Etame开展钻探活动、预计完成FPSO翻新/再连接项目、在Baobab开展初步的第5阶段钻探计划以及在埃及继续开展实地活动；和
•宣布季度现金股息每股普通股0.0625美元，将于2026年3月27日支付。
1
(1)如适用，所有NRI销售和生产率均为VaAlco的工作权益数量减去特许权使用费数量。
(2)在适用的情况下，所有WI产率和产量均为VaAlco的工作权益数量。
(3)调整后的EBITDA、调整后的净收入（亏损）、调整后的营运资本、自由现金流和净债务是非GAAP财务指标，在附表“非GAAP财务指标”下进行了描述并与最接近的GAAP指标进行了核对。
VaAlco首席执行官乔治·麦克斯韦（George Maxwell）评论道：“2025年，我们成功完成了又一年，我们交付了符合或超过我们指引的持续季度业绩。我们多次上调2025年的产销指引，并继续兑现那些增加的指引区间。在运营方面，我们在2025年Q4启动了加蓬第三阶段钻探活动，我们继续推进猴面包树的FPSO项目，并成功地在埃及继续钻探。在财务方面，我们签订了一项新的基于准备金的贷款工具，该工具有能力增长到3亿美元。与上一季度末相比，我们在2025年结束时手头现金增加了3500万美元，并在年底时净债务头寸约为100万美元。我们还产生了1.73亿美元的调整后EBITDA，这得益于强劲的销售，并继续增加应收账款的收款，我们所有的账龄应收账款现在基本上都是流动的。我们对我们的团队在2025年埃及应收账款方面取得的进展感到特别高兴。在2025年初，我们对埃及的未偿应收账款为1.13亿美元，而在2025年底，这一余额已降至3100万美元，即使在为当年超过1.29亿美元的收入开具发票后也是如此。我们很高兴与强大的合作伙伴和东道国合作，这些国家继续对石油和天然气项目的资本投资持非常积极的态度。”
“在2026年，我们开始了这一年，剥离了我们在加拿大的所有资产，并通过被确认为Kossipo油田拥有60% WI的运营商，增加了我们在科特迪瓦未来的增长潜力。Kossipo油田是一个物质油到位的发现，位于我们位于CI-40 Block上的高产Baobab油田附近。我们在ET-15H-ST井的加蓬钻探活动中也有了一个积极的开端。尽管在West Etame勘探前景中有非商业性的Gamba砂岩，但我们现在正在使用井筒来侧钻另一口Gamba开发井，然后再转移到SEENT和Ebouri平台，在那里我们计划进行几口井和修井，以提高产量、降低成本并可能增加储量。Baobab的FPSO目前在南非沿海，预计将于3月下旬返回科特迪瓦近海，预计该油田将于2026年第二季度重启。此后不久，我们计划在Baobab开始第5阶段钻探计划。正如我们的2026年指引所表明的那样，我们正顺利迈向又一个成功的一年，并相信我们已做好准备，到2030年实现我们预测的225%的有机产量增长。”
麦克斯韦先生总结道：“我为我们在过去五年中取得的一切成就感到自豪，并要感谢我们辛勤工作的员工帮助我们实现了如此多的里程碑。在我们实现50,000 BOEPD目标的道路上，我们已经成功地将VaAlco从提供约5,000 BOPD的单一资产发展成为一家多元化、多国运营商。我相信，我们有能力继续在运营和财务上执行，以实现我们所有的增长目标，并在这十年的剩余时间里继续为我们的股东创造和回报价值。我们在交付成果方面的成功记录应该为我们的投资者提供保证，即我们能够执行我们扩大的机会组合。”
运营更新
加蓬
该公司在加蓬的第三阶段钻探计划于2025年第四季度开始，在Etame油田钻探了两口试验井。根据中试井结果，公司于2025年12月在ETAME 1V区块进行了ETAME 15H-ST1开发井的钻探工作。该井于2026年1月建成投产，证实了ET-15P中试井结果的预期。公司近期公告称，虽然West Etame探井（ET-14P）遇到10米优质砂层，但目标带含水。井下部分封堵弃井但利用井筒，在井上部分侧钻ETAME主断层Block ET-14H开发井。预计将于4月完成运营。
在Etame平台完成该项目后，公司预计将把钻机移至SEENT和Ebouri平台，公司计划在那里进行几口井和修井，以提高产量、降低成本并潜在地增加储量。
在Niosi和Guduma区块，合作伙伴于2025年11月启动了3D地震活动，并于2026年1月完成。执行地震采集是为了满足Niosi PSC条款下的最低承诺，并告知是否进入Guduma Block第二个勘探期的决定。
2
埃及
VaAlco在埃及进行了一次钻探活动，该活动于2024年12月开始，并于2025年第四季度结束。2025年第四季度期间，在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2026年1月完成。成功的2025年2025年埃及钻探计划包括在东部沙漠H油田的一口勘探井，这打开了一个新的开发区域，初始流量约为450 BOEPD。此外，在整个2025年第四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。
科特迪瓦
与计划中的干船坞翻修有关，Baobab FPSO于2025年1月31日停止碳氢化合物生产，最终原油提升期为2025年2月。该船于2025年3月下旬离开油田前往迪拜进行翻修工作，该工作已于2026年2月完成。猴面包树FPSO已开始调集返回科特迪瓦，预计将于2026年3月下旬返回科特迪瓦近海。已为Baobab计划中的开发钻探计划获得了一台钻机，预计将在FPSO恢复服务后于2026年第四季度开始。预计此次钻探活动将为CI-40中主要的Baobab油田的产量带来有意义的增加。
2026年2月，该公司被确认为CI-40 Block上Kossipo油田WI为60%的运营商，油田开发计划（“FDP”）将于2026年下半年完成。该油田于2002年在Kossipo-1X井中发现，随后于2019年在Kossipo-2A井中进行了评估，测试的BOPD超过7,000。VaAlco正在继续分析最近获得的洋底节点（“OBN”）地震数据，这些数据有助于推动和降低该公司更新评估和协助FDP的风险。
赤道几内亚
该公司拥有赤道几内亚近海Block P未开发部分60%的WI，并担任该地区的指定运营商。公司已有关于Block P上Venus油田发现的开发计划，该开发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。VaAlco已完成初步的前端工程和设计研究，该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。
加拿大
2026年2月5日，VaAlco宣布达成协议，以约2550万美元的价格将其在加拿大的所有生产物业出售给第三方，交易截止日期为2026年2月19日。出售时，这些加拿大房产的产量约为1,850 BOEPD。VaAlco2026年第一季度业绩将包括1月份和按比例分配的2月份加拿大产量和财务业绩。
2025年底储备金
VaAlco于2025年12月31日的SEC探明储量减少5%至43.0 MMBOE。2025年末储量包括已探明已开发储量17.5 MMBOE和已探明未开发储量25.5 MMBOE。该公司的SEC储备是由其第三方独立储备工程师Netherland，Sewell & Associates，Inc.（“NSAI”）准备的，该公司提供了VaAlco超过16年的年终SEC储备的年度独立估计。2025年，公司通过正向修正新增SEC探明储量2.8 MMBOE，通过展期和追加新增SEC探明储量1.2 MMBOE。这些增加被2025年全年产量的6.0MMBOE所抵消。与2025年产量的6.0 MMBOE相比，VaAlco的储量替代率为66%。
VaAlco的SEC探明储量的标准化计量，利用SEC定价从2024年12月31日的3.794亿美元增加到2025年12月31日的4.10亿美元。这主要是由积极的修正推动的，但被加蓬不断扩大的差异和SEC价格的同比下降所抵消，这些因素被用于计算，可以在公司的10-K表格披露年度报告中找到，该报告预计将不迟于2026年3月16日向SEC提交。
| MMBOE | ||||||||
3
| 2024年12月31日SEC探明储量 | 45.0 | |||||||
| 2025年产量 | (6.0) | |||||||
| 先前估计数的修订 | 2.8 | |||||||
| 扩展和增加 | 1.2 | |||||||
| 2025年12月31日SEC探明储量 | 43.0 | |||||||
2025年底，NSAI提供了2P WI CPR对探明储量和概略储量的估计，这些估计是根据截至2025年12月31日石油工程师协会批准的2018年石油资源管理系统中规定的定义和指南编制的，使用VaAlco对下文“WI CPR储量”下显示的未来商品定价和成本的管理假设。归属于VaAlco所有权的2P WI CPR储备在扣除政府特许权使用费之前以WI为基础报告。管理层对2025年底2P WI CPR的储量估计为90.7 MMBOE至VaAlco的WI，较2024年12月31日的96.1 MMBOE下降6%。利用管理层的时间假设以及升级的定价和成本假设，VaAlco 2025年底2P WI CPR储备按10%（“PV-10”）折现的现值为8.588亿美元，比2024年12月31日的6.841亿美元增长26%。
见“PV-10值和概略储量”和“WI CPR储量”，以获取与2P WI CPR储备和2P PV-10。
财务更新–2025年第四季度
VaAlco报告称，2025年第四季度净亏损5860万美元（稀释后每股0.56美元），与2025年第三季度的净收入110万美元（稀释后每股0.01美元）和2024年第四季度的净收入1170万美元（稀释后每股0.11美元）相比有所下降。与2025年第三季度和2024年第四季度相比，收益下降的主要原因是，VaAlco报告为持有待售的加拿大资产的已探明和未探明油气资产的账面价值产生了6720万美元的非现金减值费用。
2025年第四季度调整后的EBITDA总额为4290万美元，而2025年第三季度为2370万美元。这一增长主要是由于销量增加和实际定价略高。调整后的EBITDA低于2024年第四季度产生的7620万美元，这主要是由于较低的实现定价和较低的销量。
4
| 季度摘要-销售额和净收入 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 以千美元计 | 截至2025年12月31日止三个月 | 截至2025年9月30日止三个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加蓬 | 埃及 | 加拿大 | 科特迪瓦 | 合计 | 加蓬 | 埃及 | 加拿大 | 科特迪瓦 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 石油销售 | $ | 56,238 | $ | 54,842 | $ | 2,966 | $ | — | $ | 114,046 | $ | 24,287 | $ | 58,271 | $ | 3,278 | $ | — | $ | 85,836 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| NGL销售 | — | — | 1,444 | — | 1,444 | — | — | 1,418 | — | 1,418 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃气销售 | — | — | 648 | — | 648 | — | — | 196 | — | 196 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 56,238 | 54,842 | 5,058 | — | 116,138 | 24,287 | 58,271 | 4,892 | — | 87,450 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本&附带权益 | 1,305 | (232) | (177) | — | 896 | 495 | (183) | (187) | — | 125 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费和税收 | (7,830) | (17,520) | (642) | — | (25,992) | (3,511) | (22,392) | (665) | — | (26,568) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ | 49,713 | $ | 37,090 | $ | 4,239 | $ | — | $ | 91,042 | $ | 21,271 | $ | 35,696 | $ | 4,040 | $ | — | $ | 61,007 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 石油销售MMB（工作利息） | 970 | 1,009 | 56 | — | 2,035 | 383 | 995 | 52 | — | 1,430 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收到的平均油价 | $ | 57.97 | $ | 54.14 | $ | 53.23 | $ | — | $ | 56.05 | $ | 63.46 | $ | 58.40 | $ | 62.75 | $ | — | $60.04 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | (7) | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 平均布伦特价格 | $ | 63.65 | $69.04 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | (8) | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Gas Sales MMCF（Working Interest） | — | — | 402 | — | 402 | — | — | 429 | — | 429 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 平均收到的天然气价格 | — | — | $ | 1.62 | — | $ | 1.61 | — | — | $ | 0.46 | — | $0.46 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | 250 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Aeco平均价格（$ USD） | — | — | $ | 2.12 | — | $ | 2.12 | — | — | $ | 0.69 | — | $0.69 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | 208 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| NGL销售MMB（工作兴趣） | — | — | 63 | — | 63 | — | — | 56 | — | 56 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收到的平均液体价格 | — | — | $ | 22.78 | — | $ | 22.78 | — | — | $ | 25.17 | — | $25.17 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | (9) | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入和销售 | 2025年第四季度 | 2024年第四季度 | 2025年第四季度与2024年第四季度相比变化百分比 | 2025年第三季度 | 2025年第四季度与2025年第三季度的变化百分比 | ||||||||||||||||||||||||
| 产量（NRI BOEPD） | 16,128 | 20,775 | (22) | % | 15,405 | 5 | % | ||||||||||||||||||||||
| 销售额（NRI BOE） | 1,708,000 | 1,872,000 | (9) | % | 1,180,000 | 45 | % | ||||||||||||||||||||||
| 已实现商品价格（美元/BOE） | $ | 52.54 | $ | 64.77 | (19) | % | $ | 51.26 | 2 | % | |||||||||||||||||||
| 商品（每BOE包括已实现 商品衍生品） |
$ | 52.59 | $ | 64.48 | (18) | % | $ | 50.96 | 3 | % | |||||||||||||||||||
| 商品销售总额（$ mm） | $ | 91.0 | $ | 121.7 | (25) | % | $ | 61.0 | 49 | % | |||||||||||||||||||
与2025年第三季度相比，VaAlco在2025年第四季度的净收入增加了3000万美元或49%，这主要是由于NRI总销量增加了1,708 MBOE，比2025年第三季度增加了45% 销量为1,180 MBOE，低于2024年第四季度的1,872 MBOE，2025年第四季度的平均实现价格为每BOE 52.54美元，高于2025年第三季度的每BOE 51.26美元。2025年Q4 NRI销售额比VaAlco指引的高端高出10%。与2025年第三季度相比，2025年第四季度的销量和产量增加主要是由于2025年7月在加蓬有计划地成功进行了全面现场维护停工。
5
| 成本和费用 | 2025年第四季度 | 2024年第四季度 | 2025年第四季度与2024年第四季度相比变化百分比 | 2025年第三季度 | 2025年第四季度与2025年第三季度的变化百分比 | ||||||||||||||||||||||||
| 生产费用，不包括海上修井和股票补偿（$ mm） | $ | 43.0 | $ | 36.5 | 18 | % | $ | 29.8 | 44 | % | |||||||||||||||||||
| 生产费用，不含海上修井（$/BOE） | $ | 25.21 | $ | 19.52 | 29 | % | $ | 25.24 | — | % | |||||||||||||||||||
| 海上修井费用（$ mm） | $ | 0.1 | $ | 0.1 | — | % | $ | 0.1 | — | % | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销（百万美元） | $ | 30.8 | $ | 37.0 | (17) | % | $ | 20.6 | 50 | % | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销（美元/BOE） | $ | 18.06 | $ | 19.79 | (9) | % | $ | 17.41 | 4 | % | |||||||||||||||||||
| 一般和管理费用，不包括基于股票的薪酬（$ mm） | $ | 5.2 | $ | 7.1 | (27) | % | $ | 7.2 | (28) | % | |||||||||||||||||||
| 一般和管理费用，不包括基于股票的薪酬（美元/BOE） | $ | 3.04 | $ | 3.80 | (20) | % | $ | 6.07 | (50) | % | |||||||||||||||||||
| 基于股票的补偿费用（$ mm） | $ | 1.5 | $ | 1.4 | 8 | % | $ | 1.7 | (11 | %) | |||||||||||||||||||
| 当期所得税费用（收益）（$ mm） | $ | 5.2 | $ | 26.2 | (80) | % | $ | 8.6 | (39) | % | |||||||||||||||||||
| 递延所得税费用（收益）（$ mm） | $ | (9.8) | $ | (9.0) | 9 | % | $ | (12.2) | (19 | %) | |||||||||||||||||||
2025年第四季度的总生产费用（不包括海上修井和股票补偿）为43.0百万美元，与2025年第三季度相比增长了44%，与2024年第四季度相比增长了18%。与2025年第三季度相比，2025年第四季度的增长是由销量增长45%推动的，与2024年第四季度相比，是由加蓬生产费用的增加部分被科特迪瓦生产费用的减少所抵消。2025年Q4每BOE的生产费用处于VaAlco指引的低端。
2025年Q4的DD & A费用为3080万美元，约w为50%更高比2025年第三季度为2060万美元，比2024年第四季度的3700万美元低17%。与2025年第三季度相比，2025年第四季度DDD & A费用的增加主要是由于销量增长了45%。与2024年第四季度相比，2025年第四季度DDD & A费用的减少主要是由于科特迪瓦分部的DDD & A费用减少。
不包括股票薪酬的一般和行政（“G & A”）费用在2025年第四季度降至520万美元，而2025年第三季度为720万美元，2024年第四季度为710万美元，这主要是由于专业服务费以及工资和工资降低。2025年Q4现金G & A低于低端该公司的指导区间为700万美元至900万美元。
2025年第四季度非现金股票薪酬支出为150万美元，而2025年第三季度为170万美元，2024年第四季度为140万美元。
2025年第四季度的勘探费用为600万美元，而2025年第三季度为40万美元。第四季度的这一金额主要归因于加蓬Niosi和Guduma区块的地震采集成本以及与确定为非商业的埃及南加扎拉特勘探井相关的成本。2025年第三季度的金额是由于加蓬Niosi和Guduma区块的地震采集成本。2024年第四季度的勘探成本最低。
其他收入总额（费用）净额，2025年第四季度的收入为160万美元，而2025年第三季度的费用为340万美元，2024年第四季度的费用为970万美元。其他收入（费用）净额包括衍生品损益、利息支出和外汇损失。正如此前披露的那样，在2024年第四季度，收购Baobab的低价收购收益减少了640万美元。
VaAlco报告称，2025年第四季度的所得税优惠为460万美元，其中包括520万美元的当期税收费用，被980万美元的递延税收优惠所抵消。所得税优惠包括730万美元的有利油价调整，这是由于加蓬政府分配的Profit石油在生产时间和实物时间之间的价值变化。剔除这一影响后，该期间的所得税为270万美元。2024年第四季度的所得税费用为1720万美元，即由当期税费构成2620万美元和递延税收优惠900万美元.本季度税收受到不可抵扣项目的影响（例如科特迪瓦交易成本）和季度末加蓬州盯市导致的税桶市值变化。
6
按辖区缴纳的税款如下：
| （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 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金/实物缴税： | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止三个月 | $ | 1,451 | $ | 8,430 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 9,881 | ||||||||||||||||||||||||||||||
财务更新-2025年全年
截至2025年12月31日止年度的净销售额减少至6,370 MBOE，而截至2024年12月31日止年度的净销售额为7,262 MBOE。减少的主要原因是FPSO翻新导致来自科特迪瓦的销售量减少。
截至2025年12月31日止年度平均实现价格为每BOE 56.11美元，较65.64美元下降15% 截至2024年12月31日止年度实现。原油价格的这种下降反映了过去一年大宗商品价格的疲软。
该公司报告截至2025年12月31日止年度的净亏损为4140万美元，而截至2024年12月31日止年度的净收入为5850万美元。与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的净收入减少，主要是由于VaAlco加拿大资产报告为持有待售的已探明和未探明油气资产的账面价值产生了6720万美元的非现金减值费用。此外，净亏损是由于2025年实现的定价较低，以及2025年主要在公司科特迪瓦分部的销量减少。此外，如先前披露，截至2024年12月31日的年度包括与2024年4月完成的Baobab收购相关的1350万美元的议价购买收益。
7
| 年初至今摘要-销售额和净收入 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 以千美元计 | 截至2025年12月31日止年度 | 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加蓬 | 埃及 | 加拿大 | 科特迪瓦 | 合计 | 加蓬 | 埃及 | 加拿大 | 科特迪瓦 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 石油销售 | $ | 208,353 | $ | 225,957 | $ | 15,319 | $ | 18,396 | $ | 468,025 | $ | 236,221 | $ | 250,946 | $ | 28,418 | $ | 95,082 | $ | 610,667 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| NGL销售 | — | — | 5,968 | — | 5,968 | — | — | 7,859 | — | 7,859 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃气销售 | — | — | 2,052 | — | 2,052 | — | — | 1,849 | — | 1,849 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 208,353 | 225,957 | 23,339 | 18,396 | 476,045 | 236,221 | 250,946 | 38,126 | 95,082 | 620,375 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本&附带权益 | 1,865 | (743) | (835) | — | 287 | 2,276 | (531) | (1,131) | — | 614 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费和税收 | (28,480) | (85,250) | (3,330) | — | (117,060) | (32,543) | (104,449) | (5,009) | — | (142,001) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ | 181,738 | $ | 139,964 | $ | 19,174 | $ | 18,396 | $ | 359,272 | $ | 205,954 | $ | 145,966 | $ | 31,986 | $ | 95,082 | $ | 478,988 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 石油销售MMB（工作利息） | 3,144 | 3,918 | 250 | 238 | 7,550 | 2,971 | 3,791 | 402 | 1,223 | 8,387 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收到的平均油价 | $ | 66.27 | $ | 57.48 | $ | 61.16 | $ | 77.36 | $ | 61.99 | $ | 79.52 | $ | 66.20 | $ | 70.66 | 77.74 | $ | 72.81 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | (15) | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 平均布伦特价格 | $ | 69.14 | $ | 80.52 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | (14) | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Gas Sales MMCF（Working Interest） | — | — | 1,692 | — | 1,692 | — | — | 1,772 | — | 1,772 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 平均收到的天然气价格 | — | — | $ | 1.21 | — | $ | 1.21 | — | — | $ | 1.04 | — | $ | 1.04 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | 16 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Aeco平均价格（$ USD） | — | — | $ | 1.40 | — | $ | 1.40 | — | — | $ | 1.05 | — | $ | 1.05 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | 33 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| NGL销售MMB（工作兴趣） | — | — | 248 | — | 248 | — | — | 309 | — | 309 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收到的平均液体价格 | — | — | $ | 24.04 | — | $ | 24.04 | — | — | $ | 25.46 | — | $ | 25.46 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 改变 | (6) | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
资本投资/资产负债表
2025年第四季度，以现金为基础的净资本支出总额为1.001亿美元，以权责发生制为基础的净资本支出总额为8880万美元，在其第四季度7000万至9000万美元的指导范围内。这些支出主要与埃及和加蓬钻探计划的项目成本和长引线项目、持续的FPSO翻新以及即将在科特迪瓦进行的2026年钻探活动的关键长引线有关。
截至2025年12月31日，VaAlco的非限制性现金余额为5890万美元。截至2025年12月31日，该公司的营运资金赤字为5900万美元，而2024年12月31日的营运资金赤字为5620万美元。此外，截至2025年12月31日，VaAlco的调整后营运资本赤字为4120万美元，而截至2024年12月31日，调整后营运资本为7310万美元。
2025年3月，VaAlco与其他参与银行和金融合作伙伴签订了一项新的基于储备的贷款工具（“2025 RBL工具”），该工具的初始承诺总额为1.90亿美元，并有能力增长到3亿美元，由南非标准银行有限公司、马恩岛分行牵头。新贷款受制于惯常的行政条件先例，取代了公司以前未提取的基于准备金的贷款贷款贷款。该公司安排新设施的主要目的是提供可能不时需要的短期资金，以补充其内部产生的现金流和现金余额，因为它将在未来几年在其多元化资产基础上执行其计划的投资计划。截至 2025年12月31日，该公司有6000万美元的未偿还借款。
8
2026年2月4日，公司在2025年RBL融资下额外借款6500万美元。借款按年利率10.2%计息，利率基于期限SOFR加上适用的年利率6.5%的保证金。此外，借款将在提款日起一个月内到期偿还，并在特定条件下提供债务到期展期的选择权。
自2025年10月17日起，在公司完成半年度借款基础重新确定程序后，贷款人一致批准将公司在新贷款下的借款基础从1.866亿美元增加到1.90亿美元。此外，贷款人还批准（i）将初始承诺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）在2027年3月31日将半年度承诺减少金额从1900万美元更新为1000万美元，并从2027年9月30日开始更新为2250万美元。
此外，在2025年11月7日，在符合某些先决条件的情况下，新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融资下的总借款基础将从1.90亿美元增加到2.550亿美元。增加承诺是在新设施中包含的现有手风琴功能的情况下进行的。
季度现金股息
VaAlco于2025年12月24日支付了2025年第四季度每股普通股0.0625美元的季度现金股息。该公司最近还宣布了2026年第一季度每股普通股0.0625美元（年化0.25美元）的下一个季度现金股息，将于2026年3月27日支付给在2026年2月27日营业结束时登记在册的股东。未来宣布季度股息以及建立未来记录和支付日期取决于VaAlco董事会的批准。
套期保值
该公司继续对未来预期产量的一部分进行对冲，以锁定现金流的产生，以协助为其资本和股东回报计划提供资金。
以下包括截至2025年第四季度末仍在进行的对冲：
| 结算期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 仪器 | 指数 | 2026年1月-2026年3月 | 2026年4月-2026年6月 | 2026年7月-2026年9月 | 2026年10月-2026年12月 | |||||||||||||||||||||||||||
| 原油： | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 项圈 | 过时的布伦特 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 总量（BBLS） | 400,000 | 360,000 | 75,000 | — | ||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均地板价（美元/桶） | $ | 62.29 | $ | 61.88 | $ | 65.00 | $ | — | ||||||||||||||||||||||||
| 加权平均上限价格（美元/桶） | $ | 68.63 | $ | 67.95 | $ | 71.00 | $ | — | ||||||||||||||||||||||||
| 天然气（a）： | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | AECO 7A | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 总量（GJ）（b） | 225,000 | 150,000 | 150,000 | 50,000 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均固定价格（加元/吉焦） | $ | 2.99 | $ | 2.80 | $ | 2.80 | $ | 2.80 | ||||||||||||||||||||||||
（a）天然气对冲合同由第三方购买者根据加拿大APA在销售结束时承担。
（b）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。
9
于2025年12月31日后，公司订立以下额外衍生合约，以涵盖其未来预期产量：
| 结算期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 仪器 | 指数 | 2026年1月-2026年3月 | 2026年4月-2026年6月 | 2026年7月-2026年9月 | 2026年10月-2026年12月 | 2027年1月-2027年3月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 原油： | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 项圈 | 过时的布伦特 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总量（BBLS） | 260,000 | 338,000 | 702,000 | 692,000 | 673,000 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均地板价（美元/桶） | $ | 62.00 | $ | 64.22 | $ | 63.72 | $ | 64.96 | $ | 64.68 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均上限价格（美元/桶） | $ | 67.80 | $ | 70.14 | $ | 68.49 | $ | 68.33 | $ | 72.63 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | 过时的布伦特 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总量（BBLS） | 100,000 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加权平均固定价格（美元/桶） | $ | 65.10 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||||
作为滚动对冲计划的一部分，该公司继续增加更多对冲，以在大宗商品价格波动的背景下提供下行保护。利用2026年初油价上涨的机会，该公司进一步获得了上述额外对冲头寸。因此，约2,900 MBBLs的2026年石油产量以每桶约64.00美元的平均地板价进行对冲。此外，以每桶约65.00美元的平均地板价对冲约700 MBBLs的2027年预期石油产量。
2026年指导：
该公司提供了2026年第一季度指导和2026年全年指导。所有季度和年度指导详见下表。
| 2026财年 | 加蓬 | 埃及 | 加拿大 | 科特迪瓦 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 产量（BOEPD） | WI | 20100 - 22400 | 8300 - 9200 | 9500 - 10500 | 200 - 300 | 2100 - 2400 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 产量（BOEPD） | NRI | 16100 - 17950 | 7300 - 8000 | 6500 - 7300 | 200 - 250 | 2100 - 2400 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 销量（BOEPD） | WI | 18800 - 22600 | 7200 - 9800 | 9500 - 10500 | 200 - 300 | 1900 - 2000 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 销量（BOEPD） | NRI | 14900 - 18050 | 6300 - 8500 | 6500 - 7300 | 200 - 250 | 1900 - 2000 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 生产费用（百万） | WI & NRI | $150.50 - $178.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每BOE生产费用 | WI | $19.00 - $24.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每BOE生产费用 | NRI | $23.50 - $31.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用（百万） | WI & NRI | $ 30-$ 35mm | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 海上修井（百万） | WI & NRI | $ 0-$ 10mm | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金G & A（百万） | WI & NRI | $ 31.0-$ 37.0毫米 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 不包括收购的资本支出（百万） | WI & NRI | $ 290-$ 360毫米 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| DD & A（$/BOE） | NRI | $15.00 - $19.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
10
| 2026年第一季度 | 加蓬 | 埃及 | 加拿大 | 科特迪瓦 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 产量（BOEPD） | WI | 18700 - 20600 | 7300 - 8000 | 10300 - 11400 | 1100 - 1200 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 产量（BOEPD） | NRI | 14200 - 16000 | 6300 - 7000 | 7000 - 8000 | 900 - 1000 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 销量（BOEPD） | WI | 15200 - 17000 | 3800 - 4400 | 10300 - 11400 | 1100 - 1200 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 销量（BOEPD） | NRI | 11200 - 12900 | 3300 - 3900 | 7000 - 8000 | 900 - 1000 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 生产费用（百万） | WI & NRI | $ 26.0-$ 32.5毫米 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每BOE生产费用 | WI | $18.00 - $22.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每BOE生产费用 | NRI | $24.00 - $29.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用（百万） | WI & NRI | $ 27-$ 32mm | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 海上修井（百万） | WI & NRI | $ 0-$ 0毫米 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金G & A（百万） | WI & NRI | $ 7.0-$ 9.0毫米 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 不包括收购的资本支出（百万） | WI & NRI | $ 90-$ 110mm | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| DD & A（$/BOE） | NRI | $16.00 - $19.00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
电话会议
正如之前宣布的那样，该公司将于美国中部时间2026年3月13日（星期五）上午9点（东部时间上午10点和伦敦时间下午2点）召开电话会议，讨论其2025年第四季度的财务和经营业绩。有意者可拨打（833）685-0907参加。英国各方可拨打08002799489免费电话参加，其他国际各方可拨打（412）317-5741。与会者应要求加入“VaAlco Energy 2025年第四季度电话会议”。此次电话会议还将在VaAlco的网站上进行网络直播，网址为www.vaalco.com.VaAlco的网站上将提供存档的音频重播。
一份“2025年Q4补充信息”投资者套牌将在2026年3月13日的电话会议之前发布到VaAlco的网站上 其中包括额外的财务和运营信息。
关于VaAlco
VaAlco成立于1985年，根据特拉华州法律注册成立，是一家总部位于美国德克萨斯州休斯顿的独立能源公司，在加蓬、埃及、科特迪瓦、赤道几内亚和尼日利亚拥有多元化的生产、开发和勘探资产组合。
VaAlco的法人实体标识符（LEI）为549300CFHFVIWB8M6T24
欲了解更多信息
| VAALCO Energy, Inc.（一般及投资者查询） | +00 1 713 543 3422 | ||||
| 网站： | www.vaalco.com | ||||
| Al Petrie Advisors（美国投资者关系） | +00 1 713 543 3422 | ||||
| Al Petrie/Chris Delange | |||||
| Burson Buchanan（英国金融公关） | +44 (0) 207 466 5000 | ||||
| 巴里·阿彻 | VAALCO@buchanan.uk.com | ||||
前瞻性陈述
11
本新闻稿包含经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》第21E条含义内的“前瞻性陈述”，旨在涵盖这些法律和其他适用法律创建的安全港以及适用的加拿大证券法含义内的“前瞻性信息”（统称为“前瞻性陈述”）。当前瞻性陈述表达或暗示对未来事件或结果的预期或信念时，这种预期或信念是善意表达的，并被认为有合理的基础。除历史事实陈述之外的所有陈述都可能是前瞻性陈述。“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”等词语或类似词语可识别前瞻性陈述，但没有这些词语并不意味着一份陈述不具有前瞻性。本新闻稿中的前瞻性陈述包括但不限于与（i）对未来钻探、生产、销售和获取原油、天然气和天然气液体的成本的估计；（ii）对未来勘探和VaAlco运营、项目管道和投资的发展、增长和潜力的预期，以及由此产生的时间表和预期收益有关的陈述；（iii）对未来收购、投资或资产剥离的预期；（iv）对未来股息的预期；（v）对未来资产负债表实力的预期；（vi）对未来股权和企业价值的预期。
此类前瞻性陈述受风险、不确定性和其他因素的影响，可能导致实际结果与前瞻性陈述所表达、预测或暗示的未来结果存在重大差异。这些风险和不确定性包括但不限于：与VaAlco的任何不可预见的负债有关的风险；产生现金流的能力，连同手头现金，将足以支持运营和现金需求；与为Baobab油田提供服务的FPSO的定期维护完成的时间和成本有关的风险；以及VaAlco最近提交给SEC的10-K表格年度报告和随后提交的10-Q表格季度报告中“风险因素”标题下描述的风险。
VaAlco董事会尚未批准或宣布2026年第一季度之后的股息。未来股息的宣布和支付仍由董事会酌情决定，并将根据VaAlco的财务业绩、资产负债表实力、现金和流动性需求、未来前景、原油和天然气价格以及董事会认为相关的其他因素来确定。董事会保留与宣派及派付股息有关的所有权力。因此，在确定VaAlco普通股将宣布和支付的股息时，董事会可以随时修改或终止支付水平，而无需事先通知。
VaAlco在本新闻稿中所作的任何前瞻性陈述仅基于VaAlco目前可获得的信息，并且仅在其发表之日发表。除适用的证券法可能要求的情况外，VaAlco不承担因新信息、未来发展或其他原因而不时公开更新任何书面或口头前瞻性陈述的义务。
其他石油和天然气咨询
投资者在孤立看待英国央行时需谨慎。BOE转换比率基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。鉴于与天然气相比，基于原油当前价格的价值比率与上述能源当量存在显着差异，使用此类当量作为价值指示可能是不完整的。
内幕消息
本公告载有关于市场滥用的条例（EU）第596/2014号所界定的内幕消息，该条例是根据《2018年欧盟（退出）法案》（“MAR”）构成英国国内法的一部分，并根据公司在MAR第17条下的义务作出。代表VaAlco负责安排发布本公告的人员为VaAlco公司秘书Matthew Powers。
PV-10值和概略储量
PV-10是一种非GAAP财务指标，代表VAALCO储备的估计未来现金流入的期末现值，减去未来开发和生产成本，按每年10%折现，以反映未来现金流的时间。2P WI CPR储量的PV-10值已使用VAALCO管理层对2P WI CPR储量情况下的时间、升级的原油价格和成本的假设进行了计算。PV-10通常不同于标准化计量，这是最直接可比的GAAP财务计量，因为它通常不包括所得税的影响；然而，VAALCO的PV-10确实包括所得税的影响。PV-10是行业内广泛使用的量度指标，是证券分析师、银行和信用评级机构常用来评估未来探明储量净现金流估计值的量度指标。
12
跨公司或特定物业的比较基础。VAALCO的PV-10包括所得税的影响。PV-10和标准化计量均不旨在代表公司原油和天然气储量的公允价值。
VAALCO在本新闻稿中提供了其PV-10在2P WI CPR基础上的探明储量和概略储量的总和。由于与每个储备类别相关的不同程度的确定性，SEC严格禁止公司在向SEC提交的文件中汇总已证实、可能和可能的储备。GAAP没有提供除探明储量之外的储量的估计未来净现金流的衡量标准，因此将2P WI CPR储量的PV-10值与标准化计量等GAAP衡量标准进行核对是不切实际的。应提醒投资者注意的是，对可能储量的PV-10估计，以及潜在的体积估计，本质上比对探明储量的可比测量更不确定是否被回收和实现。此外，由于对可能储量的估计并未因这种恢复的不确定性而针对风险进行调整，因此它们的总和可能用处有限。尽管如此，VAALCO认为，在缺乏标准化计量等可比的GAAP衡量标准的情况下，对可能储量的PV-10估计为投资者提供了关于其储量未来净现金流的有用信息。
WI CPR储备
WI CPR储量代表由NSAI报告并根据石油工程师协会批准的2018年石油资源管理系统中规定的定义和指南编制的已探明（“1P”）和已探明加概略（“2P”）估计。SEC对探明储量和概略储量的定义与石油工程师协会批准的2018年石油资源管理系统中包含的定义不同。因此，1P和2P WI CPR储备可能无法与美国标准进行比较。SEC要求美国石油和天然气报告公司在向SEC提交的文件中，仅披露扣除特许权使用费和其他应占产量后的探明储量，但允许根据SEC的定义选择性披露可能和可能的储量。
如本文所披露的，1P和2P WI CPR储量可能与SEC对探明储量和概略储量的定义不同，因为：
•SEC的定价是上一年每月第一个交易日的平均收盘价，然后在未来持平，而1P和2P WI CPR定价假设从2026年开始为每桶石油65.00美元，2027年为70.00美元，此后膨胀2%；和
•根据SEC的规定，租赁运营费用通常不会增加，而对于WI CPR储备估计，从2027年开始，每年增加2%。
管理层使用1P和2P WI CPR储备作为经营业绩的衡量标准，因为它协助管理层进行战略规划、预算编制和经济评估，并将公司的经营业绩与其他公司进行比较。管理层认为，1P和2P WI CPR储备的列报对其国际投资者有用，特别是那些投资于在伦敦证券交易所交易的公司的投资者，以便更好地将储备信息与报告类似措施的其他伦敦证券交易所交易公司进行比较。然而，1P和2P WI CPR储量不应被用来替代按照SEC规定的定义计算的探明储量。在评估VaAlco的业务时，投资者应依赖VaAlco的SEC探明储量，仅补充考虑1P和2P WI CPR储量。
13
VAALCO ENERGY，INC及其子公司
简明合并资产负债表
（未经审计）
| 截至2025年12月31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 | $ | 58,900 | $ | 82,650 | |||||||
| 应收款项： | |||||||||||
|
贸易，扣除信贷损失准备金和其他准备金后分别为0.0百万美元和0.2百万美元
|
39,924 | 94,778 | |||||||||
|
与合资企业所有者的账户，分别扣除270万美元和150万美元的信贷损失准备金
|
5,420 | 179 | |||||||||
| 埃及应收款和其他 | 2,277 | 35,763 | |||||||||
| 其他流动资产 | 26,280 | 24,557 | |||||||||
| 持有待售流动资产 | 179 | — | |||||||||
| 流动资产总额 | 132,980 | 237,927 | |||||||||
| 原油、天然气和NGLs属性和设备，净额 | 586,095 | 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，分别扣除信贷损失备抵和其他备抵0.0百万美元和0.8百万美元
|
7,149 | 10,094 | |||||||||
| 使用权经营租赁资产 | 16,596 | 17,254 | |||||||||
| 使用权融资租赁资产 | 68,615 | 79,849 | |||||||||
| 递延所得税资产 | 54,825 | 55,581 | |||||||||
| 其他长期资产 | 13,630 | 7,477 | |||||||||
| 持有待售的非流动资产 | 31,826 | — | |||||||||
| 总资产 | $ | 913,375 | $ | 954,950 | |||||||
| 负债和股东权益 | |||||||||||
| 流动负债 | 191,817 | $ | 181,728 | ||||||||
| 持有待售流动负债 | 183 | — | |||||||||
| 资产报废义务 | 78,406 | 78,592 | |||||||||
| 经营租赁负债-流动部分净额 | 11,183 | 13,903 | |||||||||
| 融资租赁负债-流动部分净额 | 57,256 | 67,377 | |||||||||
| 递延所得税负债 | 63,630 | 93,904 | |||||||||
| 长期负债 | 60,000 | — | |||||||||
| 其他长期负债 | — | 17,863 | |||||||||
| 持有待售的非流动负债 | 7,403 | — | |||||||||
| 负债总额 | 469,878 | 453,367 | |||||||||
| 股东权益合计 | 443,497 | 501,583 | |||||||||
| 负债和股东权益合计 | $ | 913,375 | $ | 954,950 | |||||||
14
VAALCO ENERGY，INC及其子公司
综合业务报表
（未经审计）
| 三个月结束 | 年终 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | 2025年9月30日 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| （以千为单位，每股金额除外） | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体销售 | $ | 91,042 | $ | 121,721 | $ | 61,007 | $ | 359,272 | $ | 478,988 | |||||||||||||||||||
| 运营成本和费用： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 生产费用 | 43,107 | 36,641 | 29,872 | 158,177 | 163,500 | ||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 6,040 | — | 353 | 8,914 | 48 | ||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 30,845 | 37,047 | 20,555 | 109,978 | 143,034 | ||||||||||||||||||||||||
| 持有待售资产减值损失 | 67,224 | — | — | 67,224 | — | ||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 | 6,696 | 8,454 | 8,845 | 33,089 | 29,684 | ||||||||||||||||||||||||
| 信贷损失和其他 | (379) | 1,082 | 484 | 106 | 6,304 | ||||||||||||||||||||||||
| 总运营成本和费用 | 153,533 | 83,224 | 60,109 | 377,488 | 342,570 | ||||||||||||||||||||||||
| 其他营业收入（费用），净额 | (2,391) | 10 | — | (2,391) | 78 | ||||||||||||||||||||||||
| 营业收入（亏损） | (64,882) | 38,507 | 898 | (20,607) | 136,496 | ||||||||||||||||||||||||
| 其他收入（费用）： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 衍生工具收益（亏损），净额 | 3,643 | (365) | (1,093) | 2,876 | (745) | ||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (2,044) | (1,092) | (2,333) | (8,243) | (3,732) | ||||||||||||||||||||||||
| 议价购买收益 | — | (6,366) | — | — | 13,532 | ||||||||||||||||||||||||
| 其他收入（费用），净额 | 32 | (1,828) | 33 | (595) | (5,754) | ||||||||||||||||||||||||
| 其他收入（费用）总额，净额 | 1,631 | (9,651) | (3,393) | (5,962) | 3,301 | ||||||||||||||||||||||||
| 所得税前收入（亏损） | (63,251) | 28,856 | (2,495) | (26,569) | 139,797 | ||||||||||||||||||||||||
| 所得税费用（收益） | (4,648) | 17,192 | (3,596) | 14,822 | 81,307 | ||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ | (58,603) | $ | 11,664 | $ | 1,101 | $ | (41,391) | $ | 58,490 | |||||||||||||||||||
| 其他综合收益（亏损）： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 货币换算调整 | 1,387 | (5,975) | (1,799) | 4,464 | (7,842) | ||||||||||||||||||||||||
| 综合收益（亏损） | $ | (57,216) | $ | 5,689 | $ | (698) | $ | (36,927) | $ | 50,648 | |||||||||||||||||||
| 每股基本净收益（亏损）： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 每股净收益（亏损） | $ | (0.56) | $ | 0.11 | $ | 0.01 | $ | (0.40) | $ | 0.56 | |||||||||||||||||||
| 基本加权平均流通股 | 104,258 | 103,743 | 104,258 | 104,055 | 103,669 | ||||||||||||||||||||||||
| 稀释每股净收益（亏损）： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 每股净收益（亏损） | $ | (0.56) | $ | 0.11 | $ | 0.01 | $ | (0.40) | $ | 0.56 | |||||||||||||||||||
| 稀释加权平均流通股 | 104,258 | 103,812 | 104,283 | 104,055 | 103,747 | ||||||||||||||||||||||||
15
VAALCO ENERGY，INC及其子公司
简明合并现金流量表
（未经审计）
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| （单位：千） | |||||||||||
| 经营活动产生的现金流量： | |||||||||||
| 净收入（亏损） | $ | (41,391) | $ | 58,490 | |||||||
| 调整净收益（亏损）与经营活动提供的净现金： | |||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 109,978 | 143,034 | |||||||||
| 议价采购收益及计量期调整 | — | (13,532) | |||||||||
| 持有待售资产减值损失 | 67,224 | — | |||||||||
| 递延税款 | (29,427) | (16,785) | |||||||||
| 非现金勘探费用 | 2,409 | 48 | |||||||||
| 基于股票的补偿费用 | 6,211 | 4,281 | |||||||||
| 衍生工具损失，净额 | (2,876) | 745 | |||||||||
| 到期衍生品合约支付的现金结算，净额 | (48) | (453) | |||||||||
| 信贷损失和其他 | (389) | 5,979 | |||||||||
| 设备和其他业务费用化 | 5,572 | 2,505 | |||||||||
| 经营性资产负债变动 | 95,404 | (70,594) | |||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 | 212,667 | 113,718 | |||||||||
| 投资活动产生的现金流量： | |||||||||||
| 财产和设备支出，包括勘探费用 | (252,856) | (102,996) | |||||||||
| 收购原油和天然气资产 | (3,034) | 877 | |||||||||
| 投资活动所用现金净额 | (255,890) | (102,119) | |||||||||
| 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 | (26,480) | (26,216) | |||||||||
| 库存股 | (709) | (6,802) | |||||||||
| 递延融资成本 | (7,145) | — | |||||||||
| 融资租赁的付款 | (13,289) | (10,477) | |||||||||
| 筹资活动中提供（使用）的现金净额 | 12,377 | (43,048) | |||||||||
| 汇率变动对现金的影响 | 83 | (3) | |||||||||
| 现金、现金等价物和限制性现金的净变动 | (30,763) | (31,452) | |||||||||
| 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 | $ | 66,963 | $ | 97,726 | |||||||
16
VAALCO ENERGY，INC及其子公司
部分财务和运营统计数据
（未经审计）
| 三个月结束 | 年终 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | 2025年9月30日 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| NRI销售数据 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体销售（MBOE） | 1,708 | 1,872 | 1,180 | 6,370 | 7,262 | ||||||||||||||||||||||||
| 日均销量（BOE） | 18,566 | 20,352 | 12,831 | 17,452 | 19,843 | ||||||||||||||||||||||||
| WI生产数据 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Etame原油（MBBL） | 712 | 791 | 655 | 2,913 | 3,199 | ||||||||||||||||||||||||
| 加蓬日均生产量（BOEPD） | 7,743 | 8,598 | 7,118 | 7,982 | 8,741 | ||||||||||||||||||||||||
| 埃及原油（MBBL） | 1,009 | 923 | 995 | 3,918 | 3,791 | ||||||||||||||||||||||||
| 埃及日均生产量（BOEPD） | 10,963 | 10,035 | 10,812 | 10,735 | 10,357 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大原油（MBBL） | 56 | 99 | 52 | 250 | 402 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气（MMcF） | 402 | 431 | 429 | 1,692 | 1,772 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气液体（MBOE） | 63 | 75 | 56 | 248 | 309 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大原油、天然气和天然气液体（MBOE） | 186 | 246 | 180 | 781 | 1,006 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大日均生产量（BOEPD） | 2,023 | 2,669 | 1,957 | 2,139 | 2,749 | ||||||||||||||||||||||||
| 科特迪瓦原油（MBBL） | — | 368 | — | 111 | 1,058 | ||||||||||||||||||||||||
| 科特迪瓦日均生产量（BOEPD） | — | 3,997 | — | 305 | 2,891 | ||||||||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体总产量（MBOE） | 1,907 | 2,328 | 1,830 | 7,723 | 9,054 | ||||||||||||||||||||||||
| 日均生产量（BOEPD） | 20,729 | 25,300 | 19,887 | 21,160 | 24,738 | ||||||||||||||||||||||||
| NRI生产数据 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Etame原油（MBBL） | 620 | 688 | 570 | 2,535 | 2,783 | ||||||||||||||||||||||||
| 加蓬日均生产量（BOEPD） | 6,737 | 7,481 | 6,192 | 6,944 | 7,605 | ||||||||||||||||||||||||
| 埃及原油（MBBL） | 702 | 644 | 693 | 2,730 | 2,585 | ||||||||||||||||||||||||
| 埃及日均生产量（BOEPD） | 7,635 | 7,001 | 7,532 | 7,479 | 7,063 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大原油（MBBL） | 48 | 85 | 45 | 214 | 350 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气（MMcF） | 349 | 371 | 368 | 1,449 | 1,542 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气液体（MBOE） | 55 | 64 | 48 | 212 | 269 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大原油、天然气和天然气液体（MBOE） | 162 | 211 | 154 | 667 | 870 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大日均生产量（BOEPD） | 1,757 | 2,296 | 1,681 | 1,828 | 2,377 | ||||||||||||||||||||||||
| 科特迪瓦原油（MBBL） | — | 368 | — | 111 | 1,058 | ||||||||||||||||||||||||
| 科特迪瓦日均生产量（BOEPD） | — | 3,997 | — | 305 | 2,891 | ||||||||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体总产量（MBOE） | 1,484 | 1,911 | 1,417 | 6,043 | 7,296 | ||||||||||||||||||||||||
| 日均生产量（BOEPD） | 16,128 | 20,775 | 15,405 | 16,556 | 19,935 | ||||||||||||||||||||||||
17
| 平均销售价格： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体销售额（每BOE）-WI基础 | $ | 53.46 | $ | 65.69 | $ | 55.91 | $ | 58.72 | $ | 68.63 | |||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体销售额（每BOE）-NRI基础 | $ | 52.54 | $ | 64.77 | $ | 51.26 | $ | 56.11 | $ | 65.64 | |||||||||||||||||||
| 原油、天然气和天然气液体销售（每BOE包括已实现的商品衍生品）-NRI基础 | $ | 52.59 | $ | 64.48 | $ | 50.96 | $ | 56.10 | $ | 65.58 | |||||||||||||||||||
| 成本和费用（每BOE销售额）： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 生产费用 | $ | 25.24 | $ | 19.57 | $ | 25.30 | $ | 24.83 | $ | 22.51 | |||||||||||||||||||
| 生产费用，不包括海上修井和股票补偿* | $ | 25.20 | $ | 19.49 | $ | 25.23 | $ | 24.78 | $ | 22.48 | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | $ | 18.06 | $ | 19.79 | $ | 17.41 | $ | 17.27 | $ | 19.69 | |||||||||||||||||||
| 一般和行政费用** | $ | 3.92 | $ | 4.52 | $ | 7.49 | $ | 5.19 | $ | 4.09 | |||||||||||||||||||
| 财产和设备支出，收付实现制（单位：千） | $ | 100,128 | $ | 41,466 | $ | 48,302 | $ | 252,856 | $ | 102,996 | |||||||||||||||||||
*2025年第四季度、2024年第四季度和2025年第三季度排除的海上修井费用为0.1亿美元n，$0.1百万和$ 0.1 m分别为illion。
*与2025年第四季度、2024年第四季度和2025年第三季度排除的生产费用相关的股票补偿并不重要。
**一般和管理费用包括2025年第四季度、2024年第四季度和2025年第三季度与基于股票的补偿费用相关的每桶石油分别为0.88美元、0.72美元和1.42美元。
18
非公认会计原则财务措施
管理层使用调整后的净收入来评估经营和财务业绩，并认为该衡量标准对投资者有用，因为它消除了某些非现金和/或管理层认为不代表公司各期业绩的其他项目的影响。管理层还认为，这一非公认会计准则衡量标准有助于投资者评估和比较公司不同时期的运营和财务业绩，并有助于与公司所处行业的其他公司进行比较。调整后的净收入是一种非GAAP财务指标，此处使用的是净收入，加上递延所得税费用（收益）、未实现的衍生工具损失（收益）、收购Baobab的议价购买收益、FPSO复员、与收购Baobab相关的交易成本以及非现金和其他项目。
调整后的EBITDA是VaAlco管理层和公司财务报表的外部用户，例如行业分析师、贷方、评级机构、投资者和其他关注行业的人使用的补充性非GAAP财务指标。管理层认为，该措施对投资者有用，因为它是公司内部为勘探和开发活动提供资金以及偿还或产生额外债务的能力的一个指标。调整后的EBITDA是一种非公认会计准则财务指标，如本文所用，代表净收入，加上利息费用（收入）净额、所得税费用（收益）、折旧、损耗和摊销、勘探费用、FPSO复员、非现金和其他项目，包括股票补偿费用、对Baobab收购的议价购买收益、其他运营（收入）费用、净额、非现金购买价格调整、与收购相关的交易成本、信用损失以及其他和未实现的衍生工具损失（收益）。
管理层使用调整后的营运资金作为过渡工具，以评估公司持续经营业务（不包括租赁义务）的营运资金状况，因为它消除了终止经营业务的影响以及租赁负债的影响。根据适用的租赁会计准则，与共同经营中使用的资产相关的租赁负债既包括公司的支出份额，也包括其非经营者合营企业所有者根据共同经营协议将有义务支付的租赁支出份额。调整后的营运资本是一种非公认会计准则财务指标，此处使用的是营运资本，不包括归属于终止经营业务的营运资本和与租赁义务相关的流动负债。
管理层使用自由现金流来评估财务业绩，并确定特定时期内可用于向股东返还现金的现金总额，并认为该衡量标准对投资者有用，因为它提供了可用于向股东返还现金的净现金总额，方法是将经营活动产生的现金相加，减去融资和投资活动中使用的金额，汇率变动对现金的影响，并将用于支付股息和股票回购的金额相加。自由现金流是一种非公认会计准则财务指标，如本文所用，代表现金、现金等价物和限制性现金的净变化，并加上在特定时期内根据股息分配和股票回购支付的金额。
自由现金流有很大的局限性，包括它不代表可供酌情使用的剩余现金流，不应被用作根据公认会计原则编制的现金流量计量的替代品。自由现金流不应被视为替代终止经营前的经营活动现金流或根据公认会计原则提出的任何其他流动性衡量标准。其他公司的自由现金流可能有所不同。因此，该公司的自由现金流可能无法与其他公司使用的类似标题的衡量标准进行比较。
调整后的EBITDA和调整后的净收入有很大的局限性，包括它们没有反映公司用于资本支出、合同承诺、营运资金或偿债的现金需求。调整后的EBITDA、调整后的净收入、调整后的营运资本和自由现金流不应被视为净收入（亏损）、营业收入（亏损）、经营活动产生的现金流量或根据公认会计原则提出的任何其他财务业绩或流动性衡量标准的替代品。调整后的EBITDA和调整后的净收入不包括一些但不是全部影响净收入（亏损）和营业收入（亏损）的项目，这些衡量标准的计算可能因其他公司而异。因此，公司调整后的EBITDA、调整后的净收入、调整后的营运资本和自由现金流可能无法与其他公司使用的类似标题的衡量标准进行比较。
下表将最直接可比的GAAP财务指标与调整后的净收入、调整后的EBITDA、调整后的营运资本和自由现金流进行了核对。
19
VAALCO ENERGY，INC及其子公司
非公认会计原则财务措施的调节
（未经审计）
（单位：千）
| 三个月结束 | 年终 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损）与调整后净收入（亏损）的对账 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | 2025年9月30日 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ | (58,603) | $ | 11,664 | $ | 1,101 | $ | (41,391) | $ | 58,490 | |||||||||||||||||||
| 对离散项目的调整： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 未实现衍生工具（收益）损失 | (3,549) | 96 | 737 | (2,923) | 292 | ||||||||||||||||||||||||
| 持有待售资产减值损失 | 67,224 | — | — | 67,224 | — | ||||||||||||||||||||||||
| 议价采购收益及计量期调整 | — | 6,366 | — | — | (13,532) | ||||||||||||||||||||||||
| 递延所得税优惠 | (9,858) | (11,781) | (12,171) | (29,427) | (20,332) | ||||||||||||||||||||||||
| 非现金采购价格调整 | — | — | — | — | 14,981 | ||||||||||||||||||||||||
| 与购置有关的交易费用 | 53 | 508 | 17 | 126 | 3,910 | ||||||||||||||||||||||||
| 其他经营（收入）费用，净额 | 2,391 | (10) | — | 2,391 | (78) | ||||||||||||||||||||||||
| 调整后净收入（亏损） | $ | (2,342) | $ | 6,843 | $ | (10,316) | $ | (4,000) | $ | 43,731 | |||||||||||||||||||
| 稀释调整后每股净收益（亏损） | $ | (0.02) | $ | 0.07 | $ | (0.10) | $ | (0.04) | $ | 0.42 | |||||||||||||||||||
|
稀释加权平均流通股(1)
|
104,258 | 103,812 | 104,283 | 104,055 | 103,747 | ||||||||||||||||||||||||
(1)未对加权平均流通股进行调整
| 三个月结束 | 年终 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入与调整后EBITDA的对账 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | 2025年9月30日 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ | (58,603) | $ | 11,664 | $ | 1,101 | $ | (41,391) | $ | 58,490 | |||||||||||||||||||
| 加回： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | 2,044 | 1,092 | 2,333 | 8,243 | 3,732 | ||||||||||||||||||||||||
| 所得税费用 | (4,648) | 17,192 | (3,596) | 14,822 | 81,307 | ||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 30,845 | 37,047 | 20,555 | 109,978 | 143,034 | ||||||||||||||||||||||||
| 持有待售资产减值损失 | 67,224 | — | — | 67,224 | — | ||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 6,040 | — | 353 | 8,914 | 48 | ||||||||||||||||||||||||
| 非现金或异常项目： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 股票补偿 | 1,508 | 1,196 | 1,685 | 5,956 | 4,558 | ||||||||||||||||||||||||
| 未实现衍生工具（收益）损失 | (3,549) | 96 | 737 | (2,923) | 292 | ||||||||||||||||||||||||
| 议价采购收益及计量期调整 | — | 6,366 | — | — | (13,532) | ||||||||||||||||||||||||
| 其他经营（收入）费用，净额 | 2,391 | (10) | — | 2,391 | (78) | ||||||||||||||||||||||||
| 非现金采购价格调整 | — | — | — | — | 14,981 | ||||||||||||||||||||||||
| 与购置有关的交易费用 | 53 | 508 | 17 | 126 | 3,910 | ||||||||||||||||||||||||
| 信贷损失（追回）和其他 | (379) | 1,082 | 484 | 106 | 6,304 | ||||||||||||||||||||||||
| 调整后EBITDA | $ | 42,926 | $ | 76,233 | $ | 23,669 | $ | 173,446 | $ | 303,046 | |||||||||||||||||||
20
VAALCO ENERGY，INC及其子公司
非公认会计原则财务措施的调节
（未经审计）
（单位：千）
| 营运资金与调整后营运资金的对账 | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | 改变 | ||||||||||||||
| 流动资产 | $ | 132,980 | $ | 237,927 | $ | (104,947) | |||||||||||
| 流动负债 | (192,000) | (181,728) | (10,272) | ||||||||||||||
| 营运资金 | (59,020) | 56,199 | (115,219) | ||||||||||||||
| 加：租赁负债-流动部分 | 17,863 | 16,895 | 968 | ||||||||||||||
| 调整后营运资金 | $ | (41,157) | $ | 73,094 | $ | (114,251) | |||||||||||
| 截至2025年12月31日止年度 | |||||
| 自由现金流的调节 | （单位：千） | ||||
| 经营活动所产生的现金净额 | $ | 212,667 | |||
| 投资活动所用现金净额 | (255,890) | ||||
| 融资活动提供的现金净额 | 12,377 | ||||
| 汇率变动对现金的影响 | 83 | ||||
| 净现金变动合计 | (30,763) | ||||
| 加回股东套现： | |||||
| 支付的股息 | 26,480 | ||||
| 返还股东的现金总额 | 26,480 | ||||
| 自由现金流 | $ | (4,283) | |||
债务与净债务的调节
净债务，或未偿债务债务减去现金和现金等价物，是一种非公认会计准则财务指标。管理层使用净债务来衡量公司的未偿债务，而这些债务不会被手头的现金和现金等价物轻易满足。
|
债务与净债务的调节
|
2025年12月31日 | 2025年9月30日 | |||||||||
| 长期负债 | $ | 60,000 | $ | 60,000 | |||||||
| 减：现金及现金等价物 | (58,900) | (32,114) | |||||||||
| 净债务 | $ | 1,100 | $ | 27,886 | |||||||
21