埃及-20251231

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

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表格 10-K

（标记一）


x			根据《1934年证券交易法》第13或15（d）条提交的年度报告

截至本财政年度 12月31日 , 2025

或


o			根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

对于从到的过渡期

委托档案号： 1-32167

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瓦可能源，公司。

（其章程上载明的注册人的确切名称）

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特拉华州			76-0274813
（国家或其他司法公司或组织）			（I.R.S.雇主识别号）

西城大道2500号。

套房400

休斯顿 , 德州 77042

（主要行政办公地址）（邮编）

（注册人’s电话，含区号）：（ 713 ) 623-0801

根据《交易法》第12（b）条注册的证券：


各类名称	交易代码（s）	注册的各交易所名称
普通股，面值0.10美元	EGY	纽约证券交易所
普通股，面值0.10美元	EGY	伦敦证券交易所

根据第《交易法》第12（g）条：无

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如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。有o 无 x

如果根据该法案第13条或第15d条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。有o 无 x

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个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。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。参见《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”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速披露公司

加速披露公司

非加速披露公司

较小的报告公司

新兴成长型公司 o

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已就编制或出具审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明 x

如果证券是根据该法第12（b）节登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。 o

用复选标记表明这些错误更正中是否有任何重述，需要对注册人的任何执行官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。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6月30日，非关联公司持有的注册人有表决权和无表决权的普通股合计市值约为$ 366.0 百万，基于2025年6月30日收盘价3.61美元。

截至2026年3月10日 104,258,253 普通股股份，每股面值0.10美元，注册人。

以引用方式并入的文件：将在本10-K表格涵盖的财政年度结束后120天内提交的瓦可能源，公司与年度股东大会有关的最终委托书的部分内容，这些内容并入本10-K表格的第三部分。

VAALCO Energy, Inc.


			页
某些原油、天然气和天然气液体术语词汇表			3
第一部分			11
项目1。商业			11
项目1a。风险因素			29
项目1b。未解决员工意见			49
项目1c。网络安全			49
项目2。物业			50
项目3。法律程序			51
项目4。矿山安全披露			51
第二部分			51
项目5。市场为注册人的普通股权益、相关股东事项及发行人购买股本证券			51
项目6。保留			52
项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析			53
项目7a。关于市场风险的定量和定性披露			67
项目8。合并财务报表和补充数据			70
项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧			70
项目9a。控制和程序			70
项目9b。其他信息			71
项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露			71
第三部分			71
项目10。董事、执行官和公司治理			71
项目11。高管薪酬			71
项目12。若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项			71
项目13。若干关系及关联交易、董事独立性			72
项目14。首席会计师费用和服务			72
第四部分			73
项目15。展品和财务报表附表			73
综合财务信息指数			73
项目16。表格10-K摘要			76

某些原油、天然气和液化天然气（“NGL”）术语表

用于描述原油、天然气和NGLs数量的术语

•英国石油公司—一个库存罐桶，或42美国（“美国”）加仑的液体体积，原油或其他液态碳氢化合物。

•桶/天—桶/天。

•BCF—十亿立方英尺。

•京东方—桶油当量。使用6000立方英尺天然气到一桶石油的转换系数将天然气体积转换为石油桶。

•BOEPD—每天一个英国央行

•BOPD—每日一桶。

•公里2—平方公里。

•M3—立方米。

•MBBL—一千桶。

•MMBbl—一百万桶。

•MBOE—一千个波音。

•MMBOE— 100万桶油。

•MBOPD—每天一千桶。

•MBOEPD—每天一千桶油。

•MCF—一千立方英尺。

•MCFD—每天一千立方英尺。

•MMTU–百万英热单位。

•MMF—一百万立方英尺。

•NGLs—天然气液体。

•NRI—在适用的情况下，工作兴趣卷减去版税卷。

•WI—工作兴趣卷

用于描述原油、天然气和NGLS资产的合法所有权的术语，以及适用于我们运营的其他术语

•2025RBL Facility（或“2025 Facility”）—我们的现有基于储备的贷款工具。

•BWE财团—公司与BW Energy和Panoro Energy组成的联合体在加蓬第12轮海上许可中临时授予两个区块Niosi Marin Block（先前为G12-13）和Guduma Marin Block（先前为H12-13）。

•C $—指加元。

•心房—横跨艾伯塔省西南部至不列颠哥伦比亚省东北部大片地区的Cardium地层，产地集中在卡尔加里西北部的落基山脉东坡。

•附带权益—工作权益（定义见下文），其中附带权益所有者的成本份额由非附带权益所有者支付。附带成本从附带工作权益所有者的收入中偿还给非附带工作权益所有者。

•埃及—阿拉伯埃及共和国。

•Etame财团— 由四家公司组成的财团根据Etame PSC授予加蓬近海Etame Marin区块的权利和义务。

•FPSO— 浮式、生产、储存、卸载船舶。

•FSO— 浮式储卸船。

•加蓬—加蓬共和国。

•合并特许权—合并了West Bakr、West Gharib和NW Gharib特许权的现代化特许权。

•合并特许协议—埃及石油部于2022年1月19日在官方签字仪式上签署的与埃及通用石油公司（简称“EGPC”）合并特许权协议。

•西北加里布—埃及西北加里布租界地区。

•参与权益—调整后归属于非附带权益所有者的工作权益（定义见下文），以包括其在归属于附带权益所有者的利益和义务中的相对份额。

•PSC— 生产分成合同。

•版税利息—不动产权益，使所有者有权获得销售原油、天然气和NGLS生产的总收益的特定部分，或者，如果创建该权益的转易提供了所生产的原油、天然气和NGLS的特定部分，而不扣除勘探、开发或生产原油和天然气和NGLS的成本。

•TransGlobe收购—收购环球能源公司（“TransGlobe”）2022年10月13日完成。

•西贝克尔—埃及西巴克尔租界地区。

•西加里布—埃及西加里布租界地区。

•工作兴趣—不动产权益，使所有者有权获得销售原油、天然气和NGLs生产的收益的特定百分比或产量的一定百分比，但要求工作权益的所有者承担勘探、开发和生产此类原油、天然气和NGLs的成本。拥有部分工作权益的工作权益所有者可以作为经营者参与或通过投票表决其百分比权益来批准或不批准与物业的开发和运营有关的经营者和钻井及其他重大活动的任命。

•$—指美元。

用于描述对油井和面积的兴趣的术语

•总原油、天然气和NGLs井或英亩—毛井或毛英亩是指在考虑所有权百分比之前，拥有工作权益的井或英亩总数。

•净原油、天然气和NGLS井或英亩—由“总”井或亩乘以自有工作权益确定。

用于对储备数量进行分类的术语

•探明已开发原油、天然气和NGLS储量—已开发的原油、天然气和NGLS储量是可以预期回收的任何类别的储量：

（一）通过具有现有设备和作业方法的现有井或所需设备的成本与新井的成本相比相对较小的现有井；和

（二）通过已安装的开采设备和基础设施在储量估算时运行，如果开采是通过不涉及一口井的方式。

•探明原油、天然气和NGLs储量—已探明的原油、天然气和NGLS储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出在经济上可生产的原油、天然气和NGLS的数量（从某一特定日期开始，从已知的储层开始，并在现有的经济条件、作业方法和政府规定下），除非有证据表明展期是合理确定的，无论是否使用确定性或概率性方法进行估计。提取碳氢化合物的项目必须已经开始，或者作业者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

（一）被视为已探明的水库面积包括：

(A)通过钻探确定并受到流体接触限制的区域（如果有的话），以及

(b)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储层的相邻未钻探部分与其具有连续性并含有经济上可生产的原油或天然气。

（二）在缺乏流体接触数据的情况下，除非地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性建立较低的接触，否则储层中的探明数量将受到井穿透中所见最低已知碳氢化合物的限制。

（三）如果从钻井直接观测已经确定了最高的已知原油高程，并且存在伴生天然气顶的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性建立较高接触的情况下，才能在储层结构较高的部分分配已探明的原油储量。

（四）通过应用改良采收技术（包括但不限于注液）可经济生产的储量，在以下情况下纳入探明分类：

(A)在性质不比水库整体更有利的水库区域进行试点项目的成功测试，在水库或类似水库中运行已安装程序，或使用可靠技术的其他证据，确立了该项目或程序所依据的工程分析的合理确定性；和

(b)该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的开发批准。

（五）现有的经济条件包括确定水库经济产量的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间结束日期前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。

•探明未开发原油、天然气储量和NGLS储量（“PUD”）—已探明的未开发原油、天然气和NGLS储量是指预期从未钻探面积的新井中回收的储量，或从需要较大支出重新完井的现有井中回收的储量。

（一）未钻探面积上的储量应限于钻探时合理确定产量的直接抵消开发间距的区域，除非存在使用可靠技术的证据，在更远的距离上确立了经济可生产性的合理确定性。

（二）只有在已通过开发计划表明计划在五年内钻探的情况下，未钻探位置才能被归类为已探明未开发储量，除非具体情况证明有更长的时间。

（三）在任何情况下，对已探明未开发储量的估计不得归因于考虑应用流体注入或其他改良采收技术的任何面积，除非此类技术已被同一储层或类似储层的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。

•储备金—储量是通过将开发项目应用于已知储集层，估计在特定日期预计可经济生产的原油、天然气、NGLs和相关物质的剩余量。此外，必须存在，或必须有一个合理的预期将存在，生产的合法权利或生产的收益权益，已安装的将原油、天然气、NGLs或相关物质输送到市场的手段，以及实施项目所需的所有许可和融资。

•未经证实的属性—无探明储量的物业。

用于赋予储备现值的术语

•标准化措施—贴现未来净现金流的标准化计量（“标准化计量”）是根据美国证券交易委员会（“SEC”）的规则和规定，使用根据历史营销差异调整的布伦特原油首日价的12个月未加权平均值（“12个月平均值”）确定的、按年率10%折现的估计未来探明储量生产净收入的现值，不影响某些一般和管理费用、偿债、衍生工具或折旧、损耗和摊销等与非财产相关的费用。

用于描述地震作业的术语

•抗震数据—原油、天然气和NGLS公司使用地震数据作为其主要信息来源，以定位原油、天然气和NGLS矿床，以帮助勘探新的矿床，并管理或提高已知储层的产量。为了收集地震数据，使用一种能源将声波送入地下地层。这些波被地下地层反射回地表，在那里它们被数字化并记录反射波的地震检波器探测到。然后使用计算机处理原始数据，以开发地下地层的图像。

•三维地震数据— 3D地震数据是使用能源网格收集的，通常分布在几英里内。3D勘测通过沿平行线收集地震数据并创建可划分为不同平面的信息立方体，从而产生地下地质的三维图像，从而提高了可视化水平。因此，三维地震数据是评估该地区潜在原油、天然气和NGLs储层的更可靠指标。

本年报中使用的“我们”、“我们”、“我们的”、“公司”及“VAALCO”等词语均指瓦可能源 Energy，Inc.及其合并子公司，除非文意另有所指。

关于前瞻性陈述的警示性陈述

本10-K表格年度报告（本“年度报告”）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，本年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”等词语或此类术语的否定或类似表述时，我们是在做出前瞻性陈述。许多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、在需要时获得额外流动性的潜在困难、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；

•美国政府长期停摆的宏观经济、监管或其他潜在影响；

•原油、天然气和NGLS价格的波动性、下跌和疲软，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；

•我们有能力保持充足的流动性，以全面实施我们的业务计划；

•我们产生现金流的能力，连同我们手头的现金和2025年的RBL贷款，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；

•最终解决我们与加蓬政府的放弃资助义务以及加蓬政府目前正在进行的对我们在加蓬业务的审计；

•我们对我们不经营的资产的有限控制；

•科特迪瓦FPSO在预期时间框架内恢复服务的能力；

•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；

•总体经济状况，包括未来任何经济下滑、通货膨胀或关税的影响、金融信贷中断以及俄罗斯入侵乌克兰等地缘政治事件导致的其他中断、中东冲突，包括美以伊战争、美中贸易紧张局势以及美国在委内瑞拉的军事行动；

•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；

•我们的合资伙伴的行动；

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

•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。

本年度报告所载的信息，包括标题“第1A项。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。鉴于本年度报告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年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，都明确受此限制

“关于前瞻性陈述的警示性声明”，构成警示性声明。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，以反映本年度报告日期之后发生的事件或情况。

风险因素汇总

以下是我们的风险因素汇总。以下风险是我们认为是我们目前面临的重大风险，但不是我们和我们的业务面临的唯一风险。如果任何这些风险实际发生，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。见“项目1A.风险因素”页面开头29以及其他地方包含或以引用方式并入本年度报告的其他信息，以讨论您在决定投资我们的普通股之前应仔细考虑的因素。

•我们的业务需要大量资本支出，我们可能无法以令人满意的条件或根本无法获得所需的资本或融资来为我们的勘探和开发活动或潜在收购提供资金。

•我们的协议条款可能会阻止第三方对我们的收购。

•除非我们能够取代我们通过获取或开发额外储量而产生的探明储量数量，否则我们的现金流和产量将随着时间的推移而减少。

•公司并不总是控制根据共同经营协议作出的决策，此类协议下的各方可能无法履行其义务。此外，我们对不经营的资产控制有限。

•我们的离岸业务涉及可能对我们的经营业绩产生不利影响的特殊风险。

•收购和剥离物业和业务可能会使我们面临额外的风险和不确定性，包括收购的资产可能无法按预期生产，可能会使我们承担额外的负债，并且可能无法与我们的业务成功整合。此外，我们进行的任何出售或剥离物业可能会导致我们根据此类出售或剥离条款被要求保留的某些负债。

•我们的储备信息代表的估计，如果这些估计所依据的假设不准确，可能会被证明是不正确的。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。

•如果我们对废弃和退役成本的应计费用的基本假设过低，我们可能会被要求支出比预期更多的金额。

•如果我们不履行产量分成合同下的承诺，我们可能会失去对赤道几内亚Block P的兴趣。

•科特迪瓦FPSO于2025年1月31日停止碳氢化合物生产，进行定期维护。我们的业绩将受到不利影响，直到FPSO恢复服务，这可能比我们预期的晚一个时间。

•我们进行的商品衍生品交易可能无法保护我们免受商品价格下跌的影响，并可能导致财务损失或减少我们的收入。

•我们面临与我们签约的第三方的信用风险。

•我们的业务可能会受到安全威胁（包括网络安全威胁）和其他中断的重大不利影响。

•我们无法控制的当前和未来地缘政治事件可能会对我们的业务、经营业绩、现金流、财务状况和流动性产生不利影响。

•欧佩克成员国加蓬政府强制要求的减产可能会对我们的收入、现金流和经营业绩产生不利影响。

•与对国内投资相比，我们对外国房地产投资的控制权更少。

•我们的业务可能会受到我们业务所在国家的政治和经济情况的不利影响。

•通货膨胀可能会对我们控制成本的能力产生不利影响，包括运营费用和资本成本。

•我们的经营业绩、财务状况和现金流量可能会受到货币汇率变化的不利影响。

•我们在国际司法管辖区开展业务，我们可能会因违反美国《反海外腐败法》和类似的全球反腐败法律而受到不利影响。

•如果我们失去关键人员的服务或未能吸引到关键人员，我们的业务可能会受到影响。

•我们的经营业绩、财务状况和现金流可能会受到货币法规变化的不利影响。

•我们的经营业绩、财务状况和现金流可能会受到利率变化的不利影响。

•我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要更长的时间，并且可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们估算的探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。

•原油、天然气和NGLS价格高度波动，价格低迷的局面如果持续下去，可能会对我们的财务业绩产生负面影响。

•勘探、开发或获取储量是资本密集和不确定的。

•竞争性行业条件可能会对我们开展业务的能力产生负面影响。

•天气、意外的地下条件和其他不可预见的操作危险可能会对我们的原油、天然气和NGLs活动产生不利影响。

•社会和政府更加关注环境、社会和治理（“ESG”）事项，包括气候变化问题，可能会对我们的业务产生不利影响，阻碍我们获得投资者和融资，并减少对我们产品的需求。

•我们面临着与原油、天然气和NGLs勘探和开发活动的反对和激进主义增加相关的各种风险。

•我们的运营受到与气候变化相关的风险以及旨在应对气候变化的潜在监管计划的影响；这些计划可能会影响或限制我们的业务计划，导致大量支出或减少对我们产品的需求。

•遵守适用的环境法和其他政府法规可能代价高昂，并可能对生产产生负面影响。

•2025年融资机制下产生的大量债务可能会限制我们未来借入额外资金或利用收购或其他商业机会的能力。此外，2025年融资协议中的契约以及任何后续债务协议可能施加的限制可能会限制我们的能力以及我们的子公司采取某些行动的能力。我们未能遵守这些契约可能会导致2025年融资或此类后续债务协议下任何未来未偿债务的加速。

•根据2025年融资协议（定义见下文）的条款，2025年融资机制下的借款基础可能会减少，这可能会限制我们用于勘探和开发的可用资金。我们可能难以获得额外信贷，这可能会对我们的运营和财务状况产生不利影响。

第一部分

项目 1.商业

概览和战略

我们是一家独立的能源公司，总部位于德克萨斯州休斯顿，从事原油、天然气和NGLs的收购、勘探、开发和生产。我们拥有多元化、以非洲为重点的生产、开发和勘探资产组合，位于埃及加蓬、科特迪瓦、赤道几内亚、尼日利亚，以及在加拿大资产剥离（定义见下文）之前，在加拿大生产资产。

我们的整体业务战略是最大化我们现有资源的价值，并在我们具有战略互补性的资产基础上扩展到新的发展机会。我们打算通过控制运营成本和资本支出、最大限度地回收储备以及进行符合我们战略和财务目标的有纪律的战略性增值收购来加速股东回报并增加股东价值。具体而言，我们寻求：

•专注于维持生产和降低成本以提高利润率并保留利用原油、天然气和NGLs价格上涨的可选性；

•管理与我们的钻井计划相关的资本支出，以便支出可以通过手头现金和运营现金提供资金；

•继续专注于安全运营和遵守国际公认的环境运营标准；

•通过精心管理水井和基础设施，优化生产；

•最大化我们的现金流和创收；

•继续规划我们物业的额外发展；

•通过保持保守的杠杆率和表现出财务纪律来保持强劲的资产负债表；

•机会性对冲原油、天然气或NGLS价格变化的风险敞口；以及

•积极寻求战略性、增值并购类似物业，以使我们的生产资产组合多样化。

我们相信，我们的优质投资组合、针对我们经营所在市场的强大管理和技术专长，以及我们持续关注保持具有竞争力的成本结构和纪律严明的资本分配框架，使我们能够实现我们的业务战略并驾驭各种商品价格环境。在过去的几年里，我们实现了我们的重点战略，并相信我们将在未来几年通过我们多元化投资组合中的有机增长计划继续这样做。

剥离非核心资产

2026年2月4日，公司订立资产购买协议（“加拿大APA”），将在加拿大的所有运营资产（“加拿大资产剥离”）出售给第三方购买者，购买价格约为2440万美元（3340万加元），但须按惯例进行调整。加拿大资产剥离于2026年2月19日结束，生效日期为2026年2月1日，调整后的购买价格为2550万美元（3490万加元），但须按惯例进行额外的交割后调整。加拿大资产剥离代表该公司完全退出其加拿大石油和天然气业务。请见第四部分，项目15.，注4。收购和资产剥离和注20。后续事件，转至合并财务报表，以进一步讨论加拿大资产剥离。

分部及地理资料

关于额外的经营分部和地域财务信息，见第四部分，项目15.，附注19。分段信息至合并财务报表。我们可报告的经营分部是加蓬、埃及、科特迪瓦、赤道几内亚，以及在加拿大资产剥离之前的加拿大。

下表列出公司各经营分部的若干关键数据的简要对比摘要。额外的数据和讨论在第II部分第7项——管理层对本年度报告的财务状况和运营结果的讨论和分析中提供，表格10-K。


	截至2025年12月31日止年度					截至2025年12月31日
	产量(1)	占总产量的百分比		收入		年终估计探明储量	占估计探明储量总额的百分比
	（以MBOE计）			（单位：千）		（以MBOE为单位）
加蓬	2,535	42	%	$	181,738	10,001	23	%
埃及	2,730	45	%	139,963		8,614	20	%
科特迪瓦	111	2	%	18,397		18,210	43	%
加拿大	667	11	%	19,174		6,158	14	%
赤道几内亚(2)	—	—	%	—		—	—	%
	6,043	100	%	$	359,272	42,983	100	%

(1)产量以NRI为基础报告。

(2)未开发物业。

加蓬段

截至2025年12月31日止年度，我们在加蓬的生产物业生产了约2,535 MBOE，占我们2025年总产量的42%。我们这一时期的加蓬产量为100%原油。

我们拥有Etame Marin区块58.8%的工作权益，我们是代表Etame财团的指定运营商。Etame Marin区块位于西非加蓬近海，占地面积约46,200总英亩，位于离岸20英里处，水深约250英尺。该区块受制于加蓬政府7.5%的回转附带权益，他们已将该权益分配给第三方。从2026年6月20日开始，我们的工作权益将减少到57.2%，届时回返的附带权益将增加到10%。

Etame PSC的条款包括向加蓬政府支付以下款项的条款：基于按公布价格生产的13%的特许权使用费和基于每日生产率确定的Profit Oil的共享部分，以及所有成本的7.5%的总附带工作权益（从2026年6月20日开始增加到10%）。Etame PSC的期限延长至2028年，有两个五年期延长PSC（“PSC延期”）的选择。PSC扩展为我们提供了必要的扩展时间范围，以继续开发我们在ETame上确定的资源。加蓬政府已选择在提交的所有年份中以实物形式获取其利润石油。

我们是BWE财团的成员，该财团获得了加蓬Niosi Marin和Guduma Marin勘探区块的许可证。这些许可证由与加蓬政府签订的PSC（“BWE Consortium PSC”）覆盖。覆盖Niosi区块的PSC的初始勘探期为五年，截至2029年，其工作承诺为获取新的三维地震数据并钻探一口井，而覆盖Guduma区块的PSC的初始勘探期为三年，截至2027年，其工作承诺为开展地质和地球物理研究。Niosi和Guduma区块的面积分别为2,989平方公里和1,929平方公里，毗邻我们的Etame PSC。公司在这些许可证中持有37.5%的非经营性工作权益。

埃及部分

截至2025年12月31日止年度，我们的埃及分部物业贡献了约2,730 MBOE，占我们2025年总产量的45%。我们这段时期的埃及产量是100%原油。

在埃及，我们的利益分布在两个区域：包含合并租界的东部沙漠和包含南加扎拉特租界的西部沙漠。合并后的特许权面积约为45,067英亩，南加扎拉特特许权面积约为7,340英亩。我们的两个埃及区块都受制于与EGPC、埃及政府和VAALCO的PSC。我们拥有平等的所有权权益，EGPC拥有另一部分，在

在这两家PSC中拥有100%工作权益的合资企业。合并特许权的PSC期限到2035年结束。南加扎拉特PSC的期限计划于2039年到期，但须定期进行评估，并视持续成功的钻探活动而定。根据最新评估和商定的承诺，南加扎拉特许可证目前定于2027年到期。

科特迪瓦部分

截至2025年12月31日止年度，科特迪瓦的物业生产了约111 MBOE，占我们2025年总产量的2%。我们科特迪瓦该期间的产量为100%原油。

公司持有西非科特迪瓦近海CI-40 Block深水生产Baobab油田CI-40 27.4%的非经营性工作权益（30.4%的支付权益）。Baobab油田的原油被生产到专用的FPSO，伴生天然气通过海底管道输送到陆上。科特迪瓦的PSC许可证期限将于2038年4月到期。该油田已开发了24口海底生产井和5口注水机井，与FPSO相连。年底，由于FPSO在干船坞下站，所有生产井都被关闭。在关闭油田之前，这些油井中有7口正在生产，2口正在注入，另外20口已关闭。我们还拥有OML 145 21.05%的非经营性工作权益，这是一个位于尼日利亚近海的非生产性发现，预计目前不会开发。

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。Baobab 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，油田生产预计将于2026年第二季度重启。已为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主要Baobab油田的产量带来有意义的增加。

2026年2月，该公司成为CI-40 Block Kossipo油田60%工作权益的运营商，油田开发计划将于2026年下半年完成。

2025年3月，该公司通过与其他两方的商业套利安排，以70%的工作权益和100%的支付权益作为作业者，进入科特迪瓦近海的CI-705区块。CI-705区块位于科特迪瓦盆地，位于该公司CI-40 Block以西，Baobab和Kossipo油田就坐落于此。该区块的首个勘探期将于2026年5月结束。进入该区块的第二个勘探期将需要承诺重新处理地震数据并打一口井。

加拿大分部

截至2025年12月31日止年度，位于加拿大的物业生产了约667 MBOE，占我们2025年总产量的11%。我们这一时期的加拿大产量为32%的原油、36%的天然气和32%的NGLs。

在加拿大资产剥离之前，我们在Harmattan拥有Cardium轻质油和Mannville富含液体的天然气资产的生产和工作权益，这是加拿大西部沉积基础的核心业务，位于艾伯塔省卡尔加里以北约80公里处。在加拿大资产剥离之前，我们还拥有一个大型机油电池和一个压缩机站的100%工作权益，其中大部分机油量被处理。所有气体均交付第三方非营运气体厂处理。

继加拿大资产剥离后，该公司计划结束其在加拿大的子公司。

赤道几内亚段

我们目前拥有赤道几内亚近海Block P未开发部分60%的工作权益，我们是该地区的指定运营商。如果Block P区块有商业生产，公司有义务向赤道几内亚国家石油公司一次性潜在的未来付款680万美元，该公司是Block P PSC的一方。Block P PSC规定的开发和生产期为25年，从Block P的第一次石油生产开始。我们已经完成了对Block P区块上Venus油田发现的独立生产开发机会的可行性研究，并向赤道几内亚矿业和碳氢化合物部（“EG MMH”）提交了开发计划（“Venus开发计划”），该计划于2022年9月获得批准。

在进一步谈判并就与联合行动有关的某些条款达成协议后，EG MMH指示，与金星发展计划有关的活动将于2023年8月恢复。这些发展要求对联合运营协议（“JOA”）进行第三次修订，该协议获得了JOA各方的批准，并于2024年2月对EG MMH进行了修订。2024年底，前端工程和设计（“FEED”）的工作开始，以便就Venus开发计划做出最终投资决定（“FID”）。2025年第二季度，公司完成了初步FEED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。我们目前已有一份关于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。

生产分成合同

我们在加蓬、埃及、科特迪瓦、尼日利亚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。

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”），承担勘探、开发和生产活动的风险和成本。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。

在埃及，我们的特许权使用费份额是从政府的生产份额中支付的，而在加蓬，政府获得13%的固定特许权使用费率。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。

钻探活动

埃及的钻探活动于2024年底开始并持续到2025年，为产量持续增长做出了贡献。2025年第四季度，公司开始了在加蓬的第三阶段钻探计划，在Etame油田钻探了一口井。在Etame平台完成钻探后，我们预计将把钻机移至SEENT和Ebouri平台，在那里我们计划进行几口井和修井，以提高产量并可能增加储量。预计在FPSO完成钻机翻新后恢复服务后，科特迪瓦也将于2026年第四季度开始进行重大开发钻探。

下表列出最近三年净勘探开发井数量：


	2025			2024			2023
	富有成效	干	进行中	富有成效	干	进行中	富有成效	干	进行中
加蓬
探井	—	—	—	—	—	—	—	—	—
开发井	—	—	1	—	—	—	—	—	—
埃及
探井	1	1	—	—	—	—	—	2	—
开发井	16	—	1	2	—	—	16	—	—
科特迪瓦
探井	—	—	—	—	—	—	—	—	—
开发井	—	—	—	—	—	—	—	—	—
加拿大
探井	—	—	—	—	—	—	—	—	—
开发井	—	—	—	4	—	1	2	—	—

有关VaAlco在截至2025年12月31日止年度的钻探和完井活动的更多描述，请参见项目7，“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析，最近的运营更新”。

生产井

下表列出截至2025年12月31日有关截至该日我们拥有工作权益的生产井的信息。毛井是我们拥有权益的生产井的总数，净井是我们在毛井中拥有的部分工作权益的总和。


	生产性原油井		生产性天然气井
	毛额	净	毛额	净
加蓬	14	8.2	—	—
埃及	147	147	—	—
科特迪瓦	7	1.9	—	—
加拿大	70	68.3	54	51.1
生产原油油井总数	238	225.4	54	51.1

面积

下表列出截至2025年12月31日有关我们租赁土地面积的资料。


	发达		未开发		合计
面积以千为单位	毛额	净	毛额	净	毛额	净
加蓬	6.9	4.1	1,250.4	477.2	1,257.3	481.3
埃及	29.2	29.2	23.3	23.3	52.5	52.5
科特迪瓦	3.5	1.0	611.6	409.2	615.1	410.2
加拿大	48.5	44.5	26.6	22.6	75.1	67.1
赤道几内亚	—	—	57.3	34.4	57.3	34.4
总种植面积	88.1	78.8	1,969.2	966.7	2,057.3	1,045.5

种植面积条款摘要

我们与各经营区域相关的特许权期限到期日期如下：

任期

延期选择

加蓬

Etame Marin

2028

两个5年期期权

尼奥西·马林

2029

3年

古杜马·马林

2027

3年和2年期权

埃及

合并特许权

2035

5年

西部沙漠

2027

—

科特迪瓦

Block CI-40

2038

—

Block CI-705

2026

30个月和24个月期权

赤道几内亚

距首次采油25年

对加拿大来说，很大一部分未开发的土地通常由正在生产储备的地区的生产所持有。截至2025年12月31日，加拿大约67%的净未开发面积（15,102英亩）在未来五年内（2026年至2030年）没有到期风险。

储备信息

估计储备和估计未来净收入

储备数据

下表列出了我们截至2025年12月31日止年度的净探明储量估计数。我们的储量信息由独立石油工程公司Netherland，Sewell & Associates，Inc.（“NSAI”）评估。2025年之前，加拿大的储量信息由GLJ Ltd.（“GLJ”）独立评估。探明储量是根据我们的NRI计算得出的。


	截至2025年12月31日止年度
	原油（MBBLS）	天然气（MMcF）(1)	NGLs（MBBLs）	合计（MBOE）(1)
探明已开发储量
加蓬	5,287	—	—	5,287
埃及	8,177	—	—	8,177
科特迪瓦	—	—	—	—
加拿大(2)	1,179	9,059	1,329	4,018
探明已开发储量合计	14,643	9,059	1,329	17,482
探明未开发储量
加蓬	4,714	—	—	4,714
埃及	437	—	—	437
科特迪瓦	17,011	6,954	—	18,210
加拿大(2)	1,163	3,150	452	2,140
已探明未开发储量合计	23,325	10,104	452	25,501
总探明储量	37,968	19,163	1,781	42,983

(1)若要将天然气转换为MBOE，加拿大储备的MMCF除以6，科特迪瓦储备的MMCF除以5.8。

(2)截至2025年12月31日，归属于持有待售资产的加拿大已探明已开发和已探明未开发储量。

根据美国证券交易委员会当前的指导方针，对我们物业的未来净现金流及其现值的估计是使用一年中每个十二个月的第一天价格的平均值进行的，并根据质量、运输费和市场差异进行了调整。此类价格在物业的整个生命周期内保持不变，除非此类准则允许交替处理，包括使用固定和可确定的合同价格升级。

对于2025年和2024年，我们用于储量估算的调整后平均价格如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024

原油（美元/桶）
加蓬	$	66.60	$	81.08
埃及	$	57.66	$	65.48
科特迪瓦	$	68.95	$	79.70
加拿大	$	61.61	$	69.12
天然气（$/McF）
科特迪瓦	$	2.77	$	2.77
加拿大	$	1.07	$	0.95
天然气液体（美元/桶）
加拿大
乙烷	$	2.90	$	3.52
丙烷	$	19.67	$	19.46
丁烷	$	25.88	$	30.68
冷凝物	$	62.44	$	69.59

标准化计量

下表列出了折现未来净现金流的标准化计量：


	截至12月31日，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
加蓬	$	31,561	$	73,011	$	107,824
埃及	118,052		135,139		161,747
科特迪瓦	232,625		124,143		—
加拿大(1)	27,771		47,107		72,363
未来现金流量折现的标准化计量	$	410,009	$	379,400	$	341,934

(1)截至2025年12月31日，加拿大归属于持有待售资产的贴现未来净现金流。

表中列出的信息包括对前几年估计数中包括的可归属于已探明财产的某些储量估计数的修订。此类修订是由于所涉物业的后续竣工和生产历史提供的额外信息，或由于产品价格、估计运营成本和其他因素的变化导致此类物业的预计经济寿命增加或减少的结果。加蓬、埃及和科特迪瓦显示的原油量可根据各自的PSC进行回收，合同结束时到位的储量仍为每个东道国政府的财产。合同结束时的准备金，包括展期，不包括在上表中。

在我们的合资公司所有者和东道国政府（如适用）编制和批准开发计划之前，我们不会在我们的储量估计中反映已探明储量的发现。

在估算探明储量的数量以及预测未来的生产速度和开发支出的时间安排方面，存在许多固有的不确定性，包括我们无法控制的许多因素。储备工程是一个

无法以精确方式测量的原油、天然气和NGLs的地下积累估算的主观过程，任何储量估算的准确性是现有数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。最终回收的原油、天然气和NGLs的数量、生产和运营成本、未来开发支出的金额和时间以及未来原油、天然气和NGLs的销售价格都可能与这些估计中的假设有所不同。贴现未来净现金流的标准化计量不应被解释为归属于我们物业的估计原油、天然气和NGLS储量的当前市场价值。

探明未开发储量

从历史上看，我们每年都会审查我们所有已探明的未开发储量（“PUD”），以确保存在适当的开发计划。

下表披露了我们估计的PUD储备活动：


			探明未开发储量
			（MBOE）
2024年12月31日期初探明未开发储量			24,128
未开发储量转为已开发储量			(1,172)

修订			1,326
扩展和发现			1,219
2025年12月31日期末探明未开发储量			25,501

我们在2025年12月31日的PUD储备增加了1.4 MMBOE，主要是由于：

转换为Proved Developed— 1.2MMBOE的转换归因于我们的埃及部分，我们在该部分有四口井，这些井以前被归类为PUD，作为2025年钻探计划的一部分，已钻探并转换为已探明的已开发生产（“PDP”）。我们在加蓬部分也有一口井，之前被归类为PUD，由于运营优化，储量被确认可以通过现有基础设施获得，因此被转换为PDP。该公司在2025年花费了大约1900万美元将PUD转换为PDP。

对先前估计的修订 —我们在2025年的净正向修正总额为1.3 MMBOE。我们的科特迪瓦部分增加了1.9 MMBOE，其中包括由额外技术分析支持的即将到来的第5阶段钻探计划带来的恢复预期增加。由于对埃及未来油井性能的预期以及加蓬天然气供应的更新，我们还额外上调了0.4 MMBOE的总量。这些积极的修正被加拿大1.0 MMBOE的负面修正所抵消，原因是根据SEC的指导，没有合理预期在五年时间范围内开发油井。

扩展和发现— 1.2 MMBOE的扩展和发现与加蓬的钻探计划有关，该计划扩展了Etame油田，并在该公司Etame区块的现有面积上增加了新的、已探明的未开发位置。

截至2025年12月31日，我们计划在未来五年内以及在初步披露PUD为探明储量后的五年内钻探所有预定的PUD位置。所有PUD都被跟踪到储备最初入账的年份，以验证合规性。公司的PUD时间表由管理层审查和批准，作为我们储量控制过程的一部分，该时间表也由我们的独立石油工程师审查。

对储备估计的控制

我们有关记录储量的内部控制的政策和做法旨在根据SEC法规和美国公认会计原则（“GAAP”）客观、准确地估计我们的原油、天然气和NGLs储量数量和现值。董事会技术与储备委员会（“技术与储备委员会”）和我们的油藏工程师，即我们的首席工程师，有责任遵守我们的储备方面的这些规则和规定。我们的首席工程师在原油和天然气行业拥有超过25年的经验，其中包括超过五年的储量评估师和培训师，并且是石油工程师协会标准定义的合格储量估算师。进修专业资格包括地质工程和石油工程学位，具有硕士

石油工程专业学位，广泛的内外部储备培训，资产评估与管理。此外，首席工程师是行业储备研讨会、专业行业团体的积极参与者，是石油工程师学会会员。技术与储备委员会定期与高级管理层举行会议，讨论与储备相关的事项和政策。

我们的储量估算过程涉及业内普遍接受的评估我们已探明储量的方法，包括产量衰减曲线分析方法，可能包括体积方法、物料平衡方法和储层模拟方法，或这些方法的组合，以及酌情在完成这些评估时考虑到经济参数和考虑因素。我们用来评估我们的探明储量估算的技术信息可能包括地质、地球物理、工程和财务数据以及其他相关的静态和动态数据。为满足建立探明储量合理确定性的要求，包括探明储量估算的实质性增加，我们采用经过现场测试的可重复和一致的可靠技术，其中可能包括（其中包括）测井、3D和4D地震数据、岩芯分析、静态或动态压力测试以及生产井测试。如果有合适的类似储层，我们将使用类似的储层参数来提高我们储量评估结果的质量，以便与适用的SEC规则中规定的探明储量评估所要求的可靠结果保持一致。

我们对储量估算的控制包括就储量信息聘请和保留合格的独立石油和地质公司。我们向我们的独立储备工程师提供有关我们在加蓬、埃及、科特迪瓦和加拿大的原油、天然气和NGLS资产的信息，其中包括但不限于生产概况、所有权和生产分享权、价格、成本和未来的钻探计划。我们的独立储备工程师准备他们自己对归属于我们物业的储备的估计。此处显示的我们的加蓬、埃及、科特迪瓦和加拿大资产的储量估计已由NSAI和我们的技术与储量委员会独立评估。GLJ对2025年之前加拿大资产的储量估计进行了独立评估。

净销售量、价格和生产成本

我们2025、2024和2023年业务的净销售量、单位平均销售价格和单位生产成本如下表所示。


	产量(2)			销量(2)			平均销售价格(2)						平均产量成本(2)
	原油（MBBL）	天然气（MMcF）	NGLs（MBBL）	原油（MBBL）	天然气（MMcF）	NGLs（MBBL）	原油（每桶）		天然气（每千立方英尺）		NGLs（Per BBL）		合计（按英国央行）
截至2025年12月31日止年度
加蓬	2,535	—	—	2,735	—	—	$	65.76	$	—	$	—	$	30.96
埃及	2,730	—	—	2,730	—	—	51.27		—		—		19.61
科特迪瓦	111	—	—	238	—	—	77.36		—		—		41.80
加拿大	214	1,449	212	214	1,449	212	61.65		1.78		20.12		12.68
合计	5,590	1,449	212	5,917	1,449	212	$	56.11	$	1.78	$	20.12	$	24.83

截至2024年12月31日止年度
加蓬	2,783	—	—	2,584	—	—	$	78.81	$	—	$	—	$	24.08
埃及	2,585	—	—	2,585	—	—	56.47		—		—		19.64
科特迪瓦(1)	1,058	—	—	1,223	—	—	77.74		—		—		31.08
加拿大	350	1,542	269	350	1,542	269	70.69		1.04		25.43		12.99
合计	6,776	1,542	269	6,742	1,542	269	$	65.64	$	1.04	$	25.43	$	22.51

截至2023年12月31日止年度
加蓬	3,197	—	—	3,196	—	—	$	79.80	$	—	$	—	$	27.26
埃及	2,771	—	—	2,771	—	—	58.11		—		—		19.77
加拿大	334	1,528	270	334	1,528	270	71.88		1.93		26.58		11.02
合计	6,302	1,528	270	6,301	1,528	270	$	69.84	$	1.93	$	26.58	$	22.16

(1)反映2024年4月30日至2024年12月31日期间与Svenska收购相关的销售和生产成本。

(2)产量、平均销售价格、销量和每桶油当量信息以NRI为基础报告。

可用信息

瓦可能源，Inc.是一家特拉华州公司，于1985年注册成立，总部位于2500 CityWest Blvd.，Suite 400，Houston，Texas 77042。我们的电话号码是（713）623-0801，网址是www.vaalco.com。我们在以电子方式向SEC提交或向SEC提供此类报告后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及对这些报告的所有修订。这些报告和其他信息也可在SEC网站https://www.sec.gov上查阅。我们网站和SEC网站上包含的信息不以引用方式并入本年度报告。我们已在网站上放置了审计委员会、薪酬委员会以及环境、社会和治理委员会的章程副本，以及我们的商业行为和道德准则（“Code of Ethics准则”）、公司治理原则以及首席执行官和高级财务官的Code of Ethics准则。股东可通过写信给公司秘书索取这些治理材料的打印副本，公司地址为瓦可能源，地址为2500 CityWest Blvd.，Suite 400，Houston，Texas 77042。我们打算在此类更新、豁免或修订之日起四个营业日内，在我们的网站上披露对首席执行官和高级财务官的Code of Ethics和Code of Ethics的更新、豁免或修订。

客户

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们按客户划分的各经营分部收入集中度如下表所示。


	截至12月31日止年度，
	2025	2024(1)	2023
加蓬	100%	100%	100%
埃及	100%	100%	62%和38%
科特迪瓦	100%	87%和13%	—%
加拿大	51%、20%及15%	41%、32%及21%	52%、37%和7%

(1)对于科特迪瓦，反映了2024年4月30日至2024年12月31日期间与Svenska收购相关的销售额。

雇员和人力资本资源管理

我们运营的基本理念是，人是我们最宝贵的财富，因为每个为我们工作的人都有影响我们成功的潜力。识别优质人才是我们所做一切的核心，我们的成功取决于我们吸引、发展和留住高素质员工的能力。我们的核心价值观包括诚实/正直、公平待人、高绩效、高效有效的流程、开放的沟通和在我们当地社区受到尊重。这些价值观为我们的文化奠定了基础，并代表了我们对员工的关键期望。我们相信，我们的文化和对员工的承诺创造了一个环境，使我们能够吸引和留住我们合格的人才，同时通过帮助我们的员工达到最高水平的创造力和效率，为我们和我们的股东提供重要价值。

人口统计

截至2025年12月31日，我们有281名全时雇员，其中159名在加蓬，44名在埃及，11名在加拿大，1名在科特迪瓦，1名在赤道几内亚，61名在休斯顿，4名在英国的公司雇员。截至2025年12月31日，我们在加蓬也有44个承包商，在埃及有17个承包商，在赤道几内亚有2个承包商，在科特迪瓦有2个承包商，在英国有5个承包商，在加拿大有8个承包商，在休斯顿有24个承包商。我们不受任何集体谈判协议的约束，尽管加蓬的一些本国雇员是全国石油工人组织工会的成员。我们相信与员工的关系是令人满意的。

多样性和包容性

我们重视建立多样化的团队，拥抱不同的视角，并为我们的员工培养一个包容、赋权的工作环境。我们长期致力于平等就业机会，我们的平等就业机会政策就是证明。我们管理团队中大约19%是女性员工，我们加蓬劳动力的96%是加蓬人，埃及劳动力的85%是埃及人。

薪酬和福利

我们成功的关键是确定、招聘、留住和激励我们现有和未来的员工。我们通过提供有竞争力的薪酬和福利，努力吸引和留住业内最有才华的员工。我们的绩效薪酬理念是基于对每个员工的个人贡献进行奖励，并努力实现不分性别、种族或民族的同工同酬。我们采用固定和浮动薪酬的组合，包括基本工资、奖金和绩效增长，这在不同的业务中有所不同。此外，作为我们对高管和某些员工的长期激励计划的一部分，我们提供基于股份的薪酬，以培养我们按绩效付费的文化，并吸引、留住和激励我们的关键领导者。

由于我们业务的成功从根本上与我们人民的福祉相关，我们提供的福利支持他们的身体、财务和情感福祉。我们为员工提供灵活便捷的医疗项目，旨在满足他们的需求和家人的需求。除此医疗保险外，我们还为符合条件的员工提供牙科和视力保险、健康储蓄和灵活支出账户、带薪休假、员工援助计划、自愿短期和长期残疾保险以及定期人寿保险。此外，我们向某些员工提供401（k）储蓄计划和递延薪酬计划。某些雇员因在外国司法管辖区工作而获得额外补偿。

工作场所环境在吸引和留住关键人才方面也至关重要。我们的大多数办公室都提供一定程度的灵活性（即在家工作的日子和/或灵活的核心工作时间），以帮助满足多代劳动力的需求和企业的需求。我们的福利和补偿方案因地点而异，旨在满足或超过当地法律，并在市场上具有竞争力。

对价值观和道德的承诺

除了我们的核心价值观外，我们还按照我们的Code of Ethics行事，该准则为员工做出适当决策提出了期望和指导。我们的Code of Ethics涵盖反腐败、歧视、骚扰、隐私、适当使用公司资产、保护机密信息、举报违反Code of Ethics等主题。该Code of Ethics反映了我们对以公平、诚实、负责和合乎道德的方式运营的承诺，也为在发生涉嫌违反我们的政策（包括通过匿名热线）的投诉时进行举报提供了方向。我们的执行官和主管人员保持“门户开放”政策，严禁任何形式的报复行为。

专业发展、安全和培训

我们认为，员工保留的关键因素是专业发展、安全和培训。我们在各级都有培训计划，以满足整个公司各种角色、专门技能组合和部门的需求。我们为员工提供合规教育以及一般工作场所安全培训，并为关键员工提供职业安全和健康管理培训。我们致力于员工个人信息的安全和保密，并采用软件工具和定期的员工培训计划来促进各级的安全和信息保护。我们利用某些员工流失率和生产力指标来评估我们的员工计划，以确保它们的结构能够灌输高水平的内部员工任期、低水平的自愿更替率以及在我们整个员工队伍中优化生产力和绩效。此外，我们有一个绩效评估计划，该计划采用现代方法，通过与既定目标和目标相关的持续互动进度评估，评估和加强个人绩效。

沟通和参与

我们坚信，我们的成功取决于员工理解他们的工作如何为我们的整体战略做出贡献。为此，我们通过多种渠道与员工沟通，并鼓励公开和直接的沟通，包括：（i）每季度全公司CEO更新；（ii）与管理层定期进行全公司范围的通话，以及（iii）频繁的公司电子邮件沟通。

竞争

原油、天然气和NGLs行业竞争激烈。其他独立运营商以及主要原油、天然气和NGLs公司在收购和

开发理想的原油、天然气和NGLs资产和许可证，并承包钻井设备。招聘有经验的人员也存在竞争。此外，原油、天然气和NGLs的钻探、生产、加工和销售受到我们无法控制的多项因素的影响，可能导致钻探延迟、价格上涨和其他不利影响，这些都无法准确预测。

我们在收购、勘探、开发和生产方面的竞争，除了众多独立的原油公司、个人业主、投资者等之外，还包括主要的原油、天然气和NGLs公司。我们还与开发石油基产品替代品的公司竞争，包括那些正在开发可再生燃料的公司。其中许多竞争对手的财力和技术资源以及人员规模都比我们大得多。因此，我们的竞争对手可能能够为理想的原油、天然气和NGLS资产支付更多的费用，或者评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源所允许的数量更多的物业和许可证。此外，这些公司还可能能够更好地承受大宗商品价格下跌、钻井不成功、金融市场波动以及普遍不利的全球和全行业经济状况带来的财务压力。这些公司也可能能够更好地消化相关法律法规变化带来的负担，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来产生储量的能力将取决于我们选择和获得合适的生产资产和/或开发未来钻探和勘探前景的能力。

保险

为保障因各种操作危险而造成的经济损失，我们维持保险范围，包括某些物理损坏的保险范围、井喷/控制一口井、综合一般责任、工人赔偿和雇主责任。我们将保险维持在我们认为业内惯常的水平，以在某些违禁物质突然、意外和意外排放到环境中导致重大环境索赔的情况下限制我们的财务风险。此类保险可能无法涵盖全部索赔金额，也不会涵盖违反环境法的罚款或处罚。我们没有为与我们的业务相关的所有风险投保，要么是因为无法获得此类保险，要么是因为保费成本被认为不经济。保险未完全覆盖的重大损失可能会对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生不利影响。

监管

一般

我们的运营以及我们为我们的运营和增长提供资金和资金的能力受到我们运营所在地区的政治发展和法律法规的影响。特别是，原油、天然气和NGLs生产操作和经济性受到以下因素的影响：

•政府的变革；

•内乱；

•价格和货币管制；

•对原油、天然气和NGLs生产的限制；

•与石油行业有关的税收、环境、安全等法律；

•石油行业相关法律的变化；

•行政法规的变化和行政法规、规章的解释与适用；和

•合同解释和合同遵守政策的变化。

在我们可能开展业务的任何国家，出于各种政治、经济、环境和其他原因，原油、天然气和NGLS行业立法和机构法规会定期更改，有时会追溯更改，其影响可能会大幅增加我们的成本或影响我们的运营。众多政府部门和机构发布对原油、天然气和NGLs行业具有约束力的规章制度。不遵守这些法律法规可能会导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚。原油、天然气和NGLS行业的监管负担增加了我们的经商成本和经济损失的潜力。

加蓬

加蓬2019年《碳氢化合物法》包含适用于上游和下游领域的条款。不过，尽管2019年《碳氢化合物法》已经公布，但仍有多个问题和事项尚待实施条例充分制定。根据2019年《碳氢化合物法》中包含的临时条款，现有的PSC和其他石油合同、许可证和授权在到期之前仍然完全有效。然而，这些文书的任何更新或延期均须遵守2019年《碳氢化合物法》及其实施条例的规定。

2019年《碳氢化合物法》还规定了立即适用的义务，无论现有PSC或石油合同的签署日期和/或石油许可证和授权的授予日期如何。其中包括（i）要求申请独家开发和生产授权的外国生产商和勘探商通过在加蓬注册成立的公司而不是通过在其他法域注册成立的实体的分支机构在加蓬开展业务；（ii）所有从事碳氢化合物活动的公司有义务将其场地修复资金注册在中非国家银行，该银行是中非经济和货币共同体（“CEMAC”）或受中非银行委员会管辖的加蓬银行或金融机构，对经许可在CEMAC国家经营的银行和金融机构进行监管，自2019年《碳氢化合物法》生效后一年内。

自2019年《碳氢化合物法》实施以来，独立承包商与加蓬国（“加蓬国”）之间订立的PSC必须包括一项条款，规定国家参与的业务不得超过10%的参与权益，由承包商承担。

根据2019年《碳氢化合物法》，根据PSC将承包商的权利或义务直接或间接转让给第三方（非关联公司）须经石油部长批准。国家和国家经营者有优先购买权，国家必须在60天内行使，如果国家在60天内没有行使权利，国家经营者必须在45天内行使。国家和国家经营者的优先购买权也适用于控制权变更情形。2024年2月，国家/国家运营商在涉及2014年之前已经生效的若干PSC和特许权的股份交易中行使了优先购买权。

2019年《碳氢化合物法》还授权国家运营商以截至签署之日的市场价值收购所有PSC中最多15%的股份。此外，它还规定，加蓬国可以按市场价值收购申请或已经持有独家开发和生产授权的运营商最多10%的股权。

至关重要的是，加蓬政府于2025年10月宣布，打算以新的双重法律框架取代现行的2019年《碳氢化合物法》，其中包括单独的石油和天然气法规。这项新立法预计将于2026年第三季度实施，旨在提高透明度、改善财政条款，并为加蓬石油和天然气部门的投资者提供更大的法律明确性。虽然通常预计现有合同将根据过渡性条款得到履行，但未来的任何续签、延期或新协议都将受制于这一即将到来的框架的条款，这可能会对当前的运营条件、财政制度和监管要求带来变化。

埃及

法律法规

埃及石油和矿产资源部（简称“MOP”）是负责监管和发展埃及石油和天然气行业的部级政府机构。某些政府实体已经成立，以帮助澳门议会实现其目标。

根据埃及宪法，所有石油和天然气资源都在埃及国的控制之下。据此，只有国家才能为有兴趣的投资者授予油气资源勘探和开采的权利。埃及宪法规定，开采这类资源的特许权应根据一项法律颁发，期限不超过30年。

特许权协议

授予承包者开展油气勘探开发活动权利的机制为特许权协议。特许协议在埃及具有法律效力和特权，这意味着每一项协议都是埃及议会法案。特许协议优先考虑任何相互矛盾的埃及法律，但不包括埃及宪法。在相关特许权协议下没有任何法律规则的情况下，勘探和开采作业将受制于经修订的第66/1953号燃料材料法的规则，以及经修订的第758/1972号工业部长法令（“燃料材料法”）发布的执行条例，以及相关的部级法令（如适用）。

特许协议通常遵循标准格式，MOP和相关政府实体可能会不时更新，略有变化。特许权协议的商业条款可供谈判，但每份特许权协议通常会规定某些因素，例如：（i）与每个勘探和开发计划相关的最低工作量和财务承诺；（ii）承包商在触发事件时向相关政府机构支付的任何奖金（通常与某些生产里程碑相关）；（iii）以现金或实物形式支付给政府的特许权使用费；（iv）勘探和开发期限以及各自的延期；（v）有关承包商收回其与勘探相关的成本和费用的规则，开发和相关运营；（vi）生产分成估价；（vii）相关政府实体为满足国内需求承购生产的优先权；（viii）放弃义务和相关触发事件；（ix）将一个区域转变为开发项目并获得开发租约、签订销售和承购协议以及处置承包商的生产份额的要求和程序。

成本回收和生产分配

特许权协议将详细列出承包商的成本回收分配情况，包括一份专门的附件，其中概述了根据特许权协议处理成本、费用和税收的会计程序。通常，承包商承担所有风险，直到做出商业发现，随后，联合运营委员会（“JOC”）成立。然后，承包商将有权按照其在特许权协议中的工作权益的比例，收回与其先前和正在进行的勘探和开发活动相关的一定百分比的成本。这些成本可按特许权协议规定的费率，按季度从石油总产量中收回。如果可收回的支出超过任何时期石油生产可收回的金额，支出的未收回部分通常可以结转到以后各期。计入成本回收的固定资产和动产的全部所有权通常会在其全部成本已根据特许权协议收回时，或在放弃特许权协议时就所有应计入运营的资产（无论是否收回），从承包者转移到相关政府机构，以较早发生者为准。

资产所有权

根据示范特许权协议，动产和不动产（土地除外，在购买时成为政府实体的财产）自动并逐步从承包者转移到政府实体，因为它们根据特许权的成本回收条款成为成本回收的对象。承包者（通过JOC）仅有权根据特许权协议将这些资产用于石油业务。

特许权的终止及撤销

特许权协议在其期限届满时终止，除非提前终止。此外，在特许权规定的若干情况下，政府有权提前终止特许权协议。除其他事项外，政府可在承包人作出虚假陈述、在未获得所需批准的情况下转让承包人的权利、或承包人被宣布破产、或根据特许权或《燃料材料法》犯下任何重大违约行为的情况下终止特许权。如果政府认为这些原因之一（不可抗力事件除外）存在，将给予承包商90天的书面通知，以补救和消除原因。如果在90天通知期结束时，原因没有得到补救和消除，特许权协议可以通过总统令终止。

科特迪瓦

《科特迪瓦石油法典》（“石油法典”）是管理该国石油和天然气部门的主要立法。由于《石油法典》的一般性质，管理石油勘探和生产的大多数具体条款都包含在石油合同（“石油合同”）中，这些合同执行采掘业透明度倡议的原则，这是一个全球披露框架和多方利益攸关方监督。科特迪瓦为其成员国的非洲统一商法组织（“OHDA”）通过的《统一法案》适用于在科特迪瓦开展石油和天然气活动的公司，特别是《OHDA公司法》。石油和天然气活动受适用于西非经济和货币联盟和西非国家经济共同体内部的外汇管制条例的约束，西非经济和货币联盟是为促进共享作为共同货币的CFA法郎的国家之间的经济一体化而建立的西非国家组织，西非国家经济共同体是为促进整个区域的经济一体化而创建的西非国家区域集团。科特迪瓦的主要监管机构包括，除其他外，矿业、石油和能源部、Direction G é n é rale des Hydrocarbures和国家石油和天然气业务公司Soci é t é Nationale d‘Op é rations P é trolly é res de la Cote d’Ivoire（PETROCI）。

《石油法》要求将放弃和恢复义务纳入石油合同。此外，《石油法》规定有义务在石油合同中列入环境条款，特别是环境管理计划。

加拿大

根据1867年《宪法法案》（加拿大），加拿大联邦政府对省际石油和天然气管道、石油和天然气进出口贸易以及近海石油和天然气勘探和生产拥有首要管辖权。拟议的跨省管道项目需要加拿大能源监管机构根据《加拿大能源监管机构法案》（加拿大）进行监管审查才能进行。根据《影响评估法案》（加拿大）（“IAA”），可能还需要由影响评估机构进行影响评估，并由内阁确定管道项目符合公共利益。2023年10月13日，加拿大最高法院裁定IAA中的“指定项目”部分在很大程度上违宪，裁定其超出联邦立法管辖范围。对此，联邦政府提出并通过了对IAA的立法修正案，其中一项修正案于2024年6月20日生效。修订后的IAA旨在通过将重点放在具有明确联邦管辖权的领域进行影响评估，使立法与最高法院的裁决保持一致。

艾伯塔省能源监管机构（“AER”）是艾伯塔省资源开发的主要监管机构。它的权威来自《负责任的能源发展法案》（艾伯塔省）和几个相关法规。艾伯塔省的所有石油和天然气项目或活动都需要获得AER监管机构的批准。

除了进行项目审批外，AER还对项目的生命周期进行监管，并对石油和天然气项目进行持续监测，以确保符合其颁发的许可证和批准以及AER指令和法规中规定的标准和条件。AER还对项目完成义务进行监督。

加拿大在联邦和省一级也有广泛的气候变化法规，要求石油和天然气生产商减少温室气体（“GHG”）排放。联邦政府颁布了《温室气体污染定价法案》（加拿大）（“GGPPA”），该法案于2019年1月1日生效。虽然GGPPA此前包括燃油费，但修订GGPPA附表2的条例和燃油费条例（SOR/2025-107）通过将适用的费率设定为零，有效地取消了燃油费，自2025年4月1日起生效。联邦政府打算永久废除GGPPA第1部分下的燃料收费框架，将联邦碳污染定价要求重新聚焦于工业排放。GGPPA制度保留的一个组成部分是大型工业的排放交易制度（基于产出的定价制度）。GGPPA允许各省制定符合最低联邦基准的自己的碳污染定价系统，否则联邦碳污染定价系统将适用。

艾伯塔省的技术创新和减排法规（“TIER”）根据联邦标准对重工业的排放进行监管。TIER于2025年12月3日通过第369/2025号理事会的命令进行了重大修订。关键变化包括引入投资信用作为新的履约途径，允许设施通过对现场减排的直接投资来履行高达90%的履约义务。这些修正案还为较小的排放者在2025年选择退出TIER系统提供了灵活性。TIER基金价格于2025年5月冻结在95加元/吨度，该规定的自动审核和到期日分别延长至2030年12月31日和2035年12月31日。

艾伯塔省政府还颁布了《甲烷减排条例》（艾伯塔省），该条例根据AER第060号指令：上游石油工业燃烧、焚烧和排气以及AER第017号指令：石油和天然气运营的测量要求，设定了每月甲烷的排放气体限值，并通过具有代表性的测量数据进行监测。此外，联邦政府于2025年12月16日宣布了新的增强型油气甲烷法规，预计将于2028年1月生效，目标是到2030年将甲烷排放量比2012年的水平减少至少75%。

在加拿大，有一种普遍的推定，反对在没有明确的相反法定声明的情况下追溯适用立法。影响现有项目的石油和天然气法规的重大变化也经常通过前瞻性的分阶段实施方法来实施。

赤道几内亚

存在于赤道几内亚陆上领土以及其主权和管辖水域的所有碳氢化合物都是赤道几内亚的财产，属于公共领域的一部分。此类碳氢化合物的货币化将完全由赤道几内亚根据其宪法进行，该宪法将矿物和碳氢化合物资源的开采完全保留给赤道几内亚和公共部门。然而，宪法还规定，赤道几内亚可以按照法律规定的方式和案例，为勘探和生产活动的目的，向私人当事人授权、授予特许权或与其联系。

与赤道几内亚国签署的所有勘探和生产碳氢化合物的合同都采取了PSC的形式。私营保安公司须经赤道几内亚共和国总统批准，并仅在通知承包者总统批准之日起生效。签署和修改PSC并监督其履行的权力属于负责石油业务的部门（“EG石油部”）。此外，赤道几内亚国家石油公司代表赤道几内亚持有、管理和参与石油活动。

赤道几内亚目前生效的2006年《碳氢化合物法》（“碳氢化合物法”）纳入了适用于碳氢化合物勘探、评估、开发和生产的制度，以及关于碳氢化合物运输、分配、储存、保存、退役、提炼、销售、销售和其他处置的规则。《碳氢化合物法》载有关于勘探和生产作业和合同的若干方面的规定，例如国家含量义务、单元化、转让和放弃。EG MHMD，目前是指定的EG石油部，一直在行使《碳氢化合物法》中包含的权力。

赤道几内亚执行根据其《碳氢化合物法》制定的国家含量法规，其首要目标是最大限度地提高当地的参与和其石油和天然气部门的经济利益。此外，它们旨在增加材料、设备和服务在国内的住所，促进技术转让和遏制资本外流。具体义务还包括所有部门公司在该部注册，以及在商业发现后由承包商建造享有声望的办公楼。

为了增强投资者信心和增加外国投资，赤道几内亚政府于2025年初通过了第100/2024号法令。这项法令对针对在境内经营的石油公司的司法裁决的执行作出了关键规定，旨在确保执行判决的程序一致性和公平性。这反映了政府致力于维护国家利益，同时保持对国际投资者有吸引力和可预测的环境。

环境条例

一般

我们的业务受各种联邦、州、地方和国际法律法规的约束，包括加蓬、埃及、科特迪瓦、加拿大（在加拿大资产剥离之前）、尼日利亚和赤道几内亚的法律法规，这些法律法规涉及向环境排放材料或与环境保护或污染控制有关的其他方面。合规成本可能很高。虽然我们目前在所有重大方面遵守所有环境法律法规，但不遵守这些法律法规可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估，施加补救和损害赔偿义务，或发布禁令救济（包括停止运营的命令）。环境法律法规复杂，随着时间的推移有变得更加严格的趋势。我们还受制于各种环境许可要求。一些环境

法律法规可能会规定严格的责任，这可能会使我们对发生时合法的行为承担责任或承担连带责任，这可能会使我们对先前的经营者或第三方造成的行为或条件承担责任。如果颁布法律或采取其他政府行动禁止或限制钻探或施加环保要求，从而导致原油、天然气和NGLs行业的总体成本增加，我们的业务和财务业绩可能会受到不利影响。尽管无法做出任何保证，但我们认为，在不发生非常事件的情况下，遵守规范向环境中释放材料或其他与环境保护有关的现有法律、规则和法规将不会对我们的资本支出、收益或与我们现有资产和运营相关的竞争地位产生重大影响。然而，我们无法预测未来的环境法规或立法、执法政策或对财产、雇员、其他人、环境或自然资源的损害索赔会对我们产生什么影响。

此外，为应对气候变化的潜在影响，一些政府机构已经采取、已经采取或正在考虑进行监管变革。有关气候变化的立法、加强监管和诉讼可能会给我们、我们的合资企业所有者和我们的供应商带来巨大成本，包括与能源需求增加、资本设备、环境监测和报告相关的成本，以及遵守此类法规的其他成本。例如，包括加蓬、埃及、科特迪瓦、加拿大和赤道几内亚在内的几个国家已经签署并正式签署了一项国际气候变化协定（《巴黎协定》）。《巴黎协定》呼吁签署国制定自己的GHG排放目标，随着时间的推移使这些排放目标变得更加严格，并在GHG排放报告以及每个国家为实现其GHG目标将采用的措施方面保持透明。《巴黎协定》的一个长期目标是将全球气温升幅限制在远低于前工业化时代气温2摄氏度Celsius的水平。《巴黎协定》实际上是《京都议定书》条约的继承性协议，该条约是一项旨在减少GHG排放的国际条约，各个国家和地区都是该条约的缔约方。2025年1月20日，美国总统签署行政命令，第二次让美国退出《巴黎协定》，退出于2026年1月生效。这样的行政命令可能会影响SEC通过的新规则，要求上市公司在提交给SEC的文件中披露广泛的气候相关信息。在向SEC提交的多份审查申请被美国第八巡回上诉法院合并后，SEC自愿保留了这些申请。

加蓬国和赤道几内亚共和国没有在COP28上签署全球可再生能源和能源效率承诺。然而，在加蓬运营的少数石油公司在COP28上签署了《石油和天然气脱碳宪章》。

美国此前宣布了一项目标，即到2030年，美国在整个经济体范围内的GHG排放量将比2005年的水平减少50-52 %。继《巴黎协定》在加拿大获得批准后，加拿大政府还承诺到2030年将其排放量在2005年的基础上减少40-45 %。2021年6月，加拿大联邦政府通过了《加拿大净零排放问责法》（Canada），该法案为加拿大到2050年实现GHG净零排放提供了法律基础和框架。2024年11月，加拿大政府发布了旨在限制石油和天然气部门GHG排放的法规草案。值得注意的是，拟议法规对行业内的GHG排放量设定了上限，相当于到2030年比2019年的水平低35%，并引入了总量控制与交易制度，旨在认可表现更好的公司，并激励污染程度更高的人投资于更清洁的生产工艺

鉴于气候变化的影响以及应该如何应对气候变化的影响具有政治意义和不确定性，我们无法预测立法和法规，包括《巴黎协定》和任何相关的GHG排放目标、碳排放的潜在价格、使用可再生能源形式的激励措施或其他要求，将如何影响我们的财务状况和经营业绩。除了任何新的法律发展外，全球市场对我们或我们行业的其他公司对气候变化的潜在影响的认识提高和任何负面宣传都可能损害我们的声誉，限制我们获得资本或影响原油、天然气和NGLs的适销性。此外，气候变化对我们业务的潜在物理影响是高度不确定的，并且将特别针对我们业务所在地区的地理环境。这些可能包括降雨量、风暴模式和风暴强度的变化、水资源短缺、海平面变化和气温变化。这些影响可能会对我们运营的成本、生产和财务业绩产生不利影响。

部分是因为它们是经济发展中国家，目前还不清楚加蓬、赤道几内亚或埃及未来会以多快的速度和多大程度加强对气候变化问题的监管。截至本年度报告之日，赤道几内亚尚未通过任何新的环境立法。加蓬通过了2021年9月13日关于气候变化的第019/2021号法令，该批准法已在官方公报上公布，目的是遵守《巴黎协定》（《气候变化条例》）。条例对

气候变化特别旨在：（a）为国家气候变化战略和适应和缓解气候变化国家计划中控制和减少排放以及增加GHG吸收所设定的目标提供框架；（b）定义和开发适应和缓解气候变化的工具和机制；（c）为适应、监测缓解和评估战略、行动计划、政策、方案以及适应和缓解措施提供框架并实施；（d）为适应和缓解措施提供框架并采取有效应对措施，以促进设定具体的可持续发展，安全和能效目标；（e）通过气候变化缓解和适应活动促进和管理可持续发展；（f）建立气候变化筹资机制；（g）补充应对气候变化的国际文书。它还规定了针对碳密集型运营商（包括石油公司）的气候适应和缓解措施，例如（a）制定以零燃烧目标减少气体燃烧的国家计划；（b）建立GHG排放数据库和配额制度，（c）碳抵消登记册，以及（d）对不遵守此类措施的处罚和制裁。埃及于1994年批准《联合国气候变化框架公约》（简称“《联合国气候变化框架公约》”），2016年签署《巴黎协定》，2017年批准。埃及是受气候变化影响最严重的国家之一。埃及已经在根据其“可持续发展战略：埃及愿景2030”、“综合可持续能源战略2035”和“国家气候变化战略2050”实施与能源资源多样化和加速减少碳排放有关的计划。埃及主办了联合国气候变化大会-COP27，期间石油和天然气部门的作用是其“脱碳日”的重头戏。埃及于2023年6月向联合国开发计划署提交了经修订的国家自主贡献（“NDC”），重点关注埃及承诺到2030年将石油和天然气部门的排放量减少65%（1.7公吨二氧化碳当量），增加可再生能源产能和替代能源（包括天然气）来源，到2035年产生42%的电力，并在包括石油和天然气部门在内的关键部门增加政策行动和措施。2023年12月，在COP28期间，埃及正式启动了第一个非洲自愿碳市场。

除了批准《巴黎协定》，科特迪瓦还实施了各种气候法规和政策，以应对气候变化的挑战。成立了负责应对气候变化的中央总局，以协调气候行动。2022年，科特迪瓦提交了经修订的2021-2030年NDC，承诺到2030年将GHG排放量减少30.41%。《2021-2025年国家发展规划》将气候变化列为六大优先领域之一。其他与气候相关的关键政策包括《国家性别与气候变化战略》，以及旨在制定可信碳信用计划的《国家REDD +战略》。此外，科特迪瓦还加入了清洁发展机制和气候与清洁空气联盟等国际气候倡议。

碳边界调整机制（“CBAM”）是欧盟的碳定价工具，旨在通过对某些进口商品征收碳价来减少碳排放并防止碳泄漏。它要求进口商报告其产品中的嵌入排放，并最终购买CBAM证书。目前，它适用于水泥、钢铁、铝、化肥、氢气和电力的进口，旨在在欧盟和非欧盟生产商之间创造一个公平的竞争环境，同时在全球范围内鼓励更清洁的工业生产。CBAM有望显著重塑全球石油和天然气贸易格局。随着该机制逐渐扩大，到2028年涵盖石油和天然气领域，预计到2036年实现全面覆盖，行业参与者正准备迎接市场动态的实质性转变。根据WoodMac Research的数据，CBAM的实施可能会使原油和精炼产品价格每桶最高上涨5美元，相当于消费者在加油站每升大约上涨30欧分。这一价格调整可能会改变竞争格局，有利于低排放强度原油，并可能重塑贸易流动，因为生产商和炼油商调整其战略，以便在碳受限的市场中实现价值最大化。

此外，加蓬最近通过了2023年11月2日关于灾害预防和管理的第007/2023号法律，该法律要求公司开展被定义为危险的活动或在被认为对环境有影响的设施中运营，获得相关授权，或制定运营计划。关于是否以及如何适用于石油行业，目前还没有进一步的指导方针。

在我们的任何经营区域内，对环境问题的监管或执法的任何显着增加都可能对我们产生实质性影响。经济上的发展中国家，在某些情况下，已经仿效美国的环境法。然而，经济上的发展中国家执行任何环境法的程度差异很大。

关于我们在西非近海的开发业务，我们是Oil Spill Response Limited（“OSRL”）的成员，该公司是一家总部位于伦敦的全球紧急情况和原油泄漏响应组织。OSRL拥有可用于分散剂应用或设备运输的飞机和设备，包括各种可用于

近海和海岸线恢复作业。此外，VAALCO在国内有一个Tier 1溢油包，如果需要可以立即部署。见"项目1a。风险因素”，以进一步讨论这些和其他与环境保护有关的法规的影响。

项目1a。风险因素

我们的业务面临很多风险。除本年度报告中包含的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素。如果任何这些风险或不确定性实际发生，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。本年度报告其他部分和我们提交给SEC的其他文件中讨论的任何风险也可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。我们目前不知道或根据我们目前可获得的信息我们认为不重要的其他风险也可能对我们产生重大不利影响。

与我们的业务、运营和战略相关的风险

我们的业务需要大量资本支出，我们可能无法以令人满意的条件或根本无法获得所需的资本或融资来为我们的勘探和开发活动或潜在收购提供资金。

我们的勘探和开发活动，以及我们积极寻求互补性的机会性收购，都是资本密集型的。要替代和增加我们的储量，我们必须为原油、天然气和NGLS储量的收购、开采、开发、勘探和生产进行大量的资本支出。从历史上看，我们主要通过运营现金、债务、资产出售和私人出售股权来为这些支出提供资金。我们是加蓬近海Etame Marin区块的运营商，负责代表参与该项目的所有剩余各方进行承包，并依靠我们的合资企业所有者支付加蓬近海预算的36.4%。关于Block P，作为指定的技术操作员，我们依靠我们的合资企业所有者及时支付现金催缴来支付赤道几内亚预算的46.3%，除非在我们已经同意或将同意承载他们利益的任何开发阶段。我们的合资企业所有者的持续经济健康状况可能会受到低原油价格的不利影响，从而对他们及时支付现金催缴的能力产生不利影响。

如果原油、天然气和NGLS价格低迷、经营困难或储量下降导致我们的收入低于预期或限制我们达成债务融资安排的能力，或者我们的合资企业所有者未能支付他们应分担的项目成本，我们可能无法获得或花费必要的资本来承担或完成未来的钻探计划或获得额外的储量。

除了经营活动产生的现金和管理我们2025年RBL融资的协议（“2025年融资协议”）之外，我们目前没有任何关于未来外部资金用于资本支出或收购的承诺。我们获得额外或替代融资以资助超出我们当前未来12个月承诺资本支出的支出的能力可能有限。我们无法提供任何保证，这些额外的债务或股权融资或运营产生的现金将可用于满足我们的资本要求和资金收购。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。即使我们成功出售额外股本证券以筹集资金，此时我们现有股东的所有权百分比将被稀释，新投资者可能会要求优先于现有股东的权利、优先权或特权。如果我们通过债务融资筹集额外资金，融资可能涉及限制我们的业务活动或我们进行未来收购的能力的契约。如果运营产生的现金或任何融资来源下的可用现金不足以满足我们未来12个月当前承诺支出之外的资本需求，则未能获得额外融资可能会导致我们与物业开发相关的业务缩减或阻止我们完成额外储备的收购。这种业务或活动的缩减可能导致我们估计的净探明储量下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

除非我们能够取代我们通过获取或开发额外储量而产生的探明储量数量，否则我们的现金流和产量将随着时间的推移而减少。

我们未来的成功取决于我们是否有能力发现、开发或获得额外的经济可采的原油、天然气和NGLs储量。一般来说，原油、天然气和NGLs属性的产量随着储量耗尽而下降，下降速度取决于储层特征。我们进行必要资本投资以维持或扩大我们的原油、天然气和NGLS储备资产基础的能力将仅限于

程度运营现金流减少，外部资本来源变得有限或无法获得。我们在勘探、开发或获得额外储量方面可能不会成功。除我们进行成功的勘探或开发活动或收购含有探明储量的资产外，我们的估计净探明储量通常会随着储量的产生而下降。

无法保证我们的开发和勘探项目以及收购活动将导致显着的额外储量，或者我们将以经济发现成本继续成功地钻探生产井。原油、天然气和NGLS井的钻探涉及高度风险，特别是干孔或没有足够生产力的井的风险，以提供用于钻探这些井的资本的经济回报。此外，地震和其他技术不允许我们在打井之前确凿地知道存在原油、天然气或NGLs或经济上可以生产。由于多种因素，我们的钻井作业可能会被削减、推迟或取消，包括原油、天然气或NGLS价格下跌和/或原油、天然气和NGLS价格处于历史低位的时间延长、天气状况、政治不稳定、资本的可用性、经济/货币失衡、遵守政府要求、收到额外的地震数据或对现有数据进行再处理、在类似地层钻探的井出现故障、设备故障（如ESP）、设备交付延迟以及钻机的可用性。如果我们无法增加我们的探明数量，将可能对我们的现金流、业务和运营产生重大影响。

公司并不总是控制根据共同经营协议作出的决策，此类协议下的各方可能无法履行其义务。

公司通过与其他方的联合经营协议开展其许多勘探和生产业务，根据这些协议，公司可能无法控制决策，这可能是因为它没有控股权益或不是协议下的运营商。此类决定可能与开发和开采活动有关，包括此类活动资本支出的时间安排。对这类财产进行开发和开采活动的成功与否和时机，取决于若干因素，包括：

•资本支出的时间和金额；

•是否有合适的海上钻机、钻井设备、支援船、生产和运输基础设施以及合格的作业人员；

•经营者的专门知识、财政资源和发起勘探或开发项目的意愿；

•其他钻井参与者的批准；

•非经营者未能支付其分摊费用的风险，这可能要求我们按比例支付违约方的分摊费用；

•技术的选择；

•勘探钻探或开发步伐的延误；

•储量的出产率；和/或

•运营商希望在与我们的资本预算不一致的项目上打更多的井或建造更多的设施，无论是以现金为基础还是通过融资，这可能会限制我们对这些项目的参与或限制我们从这些项目中获得的收入百分比。

还有一种风险是，这些当事人可能在任何时候拥有与公司不一致的经济、商业或法律利益或目标，因此，可能会做出公司认为不符合其最佳利益的决定。此外，这些协议的当事人可能无法履行其经济或其他义务，公司可能需要单独履行这些义务。在任何一种情况下，投资价值都可能受到不利影响。

上述任何事件的发生都可能对我们预期的勘探和开发活动产生重大不利影响。

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，包括获得适用对手方同意的要求、优先购买权和要求作出

奖金支付。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。

我们对不经营的资产控制有限。

我们对与开发和开采活动有关的事项的控制有限，包括此类活动的时间安排和资本支出，以及我们不是运营商的资产遵守环境、安全和其他标准的情况。这些物业的经营者和我们的非经营业主可能会以不符合我们最佳利益的方式行事。此外，我们依赖此类项目的运营商和我们的其他非运营所有者为其在此类项目资本支出中的合同份额提供资金。我们对运营商和此类各方的依赖可能对我们的业务、运营结果或财务状况产生重大不利影响。

我们的离岸业务涉及可能对我们的经营业绩产生不利影响的特殊风险。

近海作业受到海洋环境特有的多种作业风险的影响。我们的海上生产设施受到恶劣天气条件造成的倾覆、下沉、接地、碰撞和损坏等危险。我们进行的相对较深的海上钻探涉及到更高的钻井风险高压和机械困难，包括卡管、塌陷的套管和分离的电缆。我们过去经历过管道堵塞，未来可能还会经历更多的管道堵塞。由于我们拥有的生产物业数量较少，这些风险中的任何一个可能对我们产生的影响都在增加。我们可能会产生大量费用，这可能会减少或消除可用于勘探、开发或许可收购的资金，或导致设备和许可权益的损失。

非洲近海的勘探和开发作业往往缺乏其他地区存在的实体和油田服务基础设施。因此，从海上发现到相关的原油、天然气和NGLs的销售可能会经过相当长的时间，从而增加这些业务所涉及的财务和运营风险。海上钻井作业通常需要更多的时间和更先进的钻井技术，涉及更高的设备故障风险和通常更高的钻井成本。此外，还可能存在我们目前未意识到的生产风险。开发新的海底基础设施和使用浮式生产系统从生产井输送原油可能需要大量的安装时间，或遇到机械困难和设备故障，可能导致生产损失、重大负债、成本超支或延误。

此外，如果发生井控事件，海上钻井的封控和潜在的清理活动成本很高。由此产生的监管成本或处罚，以及第三方诉讼的结果，以及相关的法律和支持费用，包括解决负面宣传的成本，可能远远超过遏制和清理的实际成本。因此，井控事件可能导致我们承担大量负债，并对我们的收益、现金流、流动性、财务状况和股价产生重大负面影响。

收购和剥离物业和业务可能会使我们面临额外的风险和不确定性，包括收购的资产可能无法按预期生产，可能会使我们承担额外的负债，并且可能无法与我们的业务成功整合。此外，我们进行的任何出售或剥离物业可能会导致我们根据此类出售或剥离条款被要求保留的某些负债。

我们的增长战略之一是利用机会性收购原油、天然气和NGLs储量和/或拥有它们的公司以及符合我们整体业务战略的其他战略交易。未来的任何收购都需要对可采储量、所有权、未来原油、天然气和NGLS价格、运营成本、潜在的环境危害、潜在的税收和雇主责任、监管要求和其他责任以及类似因素进行评估。通常情况下，我们的审查工作集中在估值较高的物业上，并且本质上是不完整的，因为通常不可行的是深入审查每项收购所涉及的每一项单独物业的每一项潜在负债。即使是对记录和房产的详细审查，也不一定会揭示现有或潜在的问题，也不会让买家对房产足够熟悉，从而充分评估其不足之处和潜力。可能并不总是对每一口井进行检查，潜在的问题，例如地下水污染和其他环境条件以及设备机械完整性方面的缺陷，即使在进行检查时也不一定可以观察到。任何未查明的问题都可能导致重大负债和成本，从而对我们的财务状况产生负面影响。

与收购相关的其他潜在风险包括，除其他外：

•关于所收购物业的储量、未来产量和收入、或未来运营或开发成本，以及原油、天然气和NGLs的未来价格的不正确假设；

•流动性下降，原因是我们使用了很大一部分来自运营的现金或借贷能力来为收购融资；

•如果我们为收购融资而产生额外债务，我们的利息支出或财务杠杆将显着增加；

•承担未知的责任、损失或成本（包括潜在的监管行动），而我们未获赔偿或我们的赔偿、保险或其他保障不足以防范；

•与政府或其他利益所有者的任何索赔或纠纷相关的成本增加或收入减少；

•与收购相关的非现金费用以及收购中获得的商誉或无形资产的潜在未来减值；

•获得的原油、天然气和NGLS储量可能不是预期的量级或可能无法按预期开发的风险；

•被收购业务的资产和运营同化方面的困难，特别是如果被收购的资产位于新的业务板块或地理区域；

•管理层在收购期间和整个整合过程中将注意力从其他业务问题上转移；

•被收购企业关键员工流失；

•运营明显更大的合并组织和增加运营的困难；

•延迟实现收购带来的预期协同效应；

•未能实现预期的盈利能力或增长；

•未能实现预期的协同效应和成本节约；以及

•协调或合并公司和行政职能方面的挑战。

如果我们完成任何未来收购，我们的资本化和运营结果可能会发生重大变化，您可能没有机会评估我们在评估未来收购时将考虑的经济、财务和其他相关信息。此外，收购业务通常需要获得某些政府或监管机构的批准，而此类批准可能包含对合并后我们的业务不利的条款、条件或限制。

在出售或剥离我们的物业和业务的情况下，我们可能会面临根据这些出售或剥离条款产生的未来负债。根据这些条款，卖方通常被要求为与其已售物业或业务有关的事项保留某些责任。任何此类保留负债或赔偿义务的规模在交易时可能难以量化，最终可能是重大的。此外，正如剥离交易中的典型情况，第三方可能不愿意解除我们在出售被剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此，在出售后，如果资产的买方未能履行这些义务，我们可能会继续对所担保或支持的义务承担次要责任。此外，我们可能被要求根据退出或处置活动确认损失。

我们的储备信息代表的估计，如果这些估计所依据的假设不准确，可能会被证明是不正确的。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。

估算已探明的原油、天然气和NGLS储量的数量存在许多内在的不确定性，包括我们无法控制的许多因素。储量工程是估算无法精确测量的原油、天然气和NGLs地下蓄积量的主观过程。这份文件中包含的估算是基于SEC要求的各种假设，包括2025年12月31日之后不升级的价格和成本以及资本支出，因此，本质上是对未来净收入的不精确指示。

对经济上可采的原油、天然气和NGLS储量以及来自这些储量的未来净现金流的估计是基于一些可变因素和假设，例如资产的历史产量、生产率、最终储量回收、资本支出的时间和金额、原油、天然气和NGLS的适销性、特许权使用费率、政府机构监管的假定影响以及未来运营成本，所有这些都可能与实际结果存在重大差异。出于这些原因，除其他外，对可归属于任何特定物业组的经济可采原油、天然气和NGLS储量的估计、根据回收风险对此类储量进行分类以及对与储量相关的未来净收入的估计可能会有所不同，并且这种变化可能是重大的。

实际的未来产量、收入、税收、运营费用、开发支出以及可采原油、天然气和NGLS储量的数量可能与估计中的假设有很大差异。这些假设的任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和价值产生重大影响。

此外，我们的储量可能会根据生产历史、未来开发结果、获得额外储量的资金可用性、现行原油、天然气和NGLS价格等因素向下或向上修正。此外，根据SEC的要求，使用10%的贴现率计算未来净收入的估计现值，并不一定是基于不时生效的利率以及与我们的储备或原油、天然气和NGLs行业相关的风险的最合适的贴现因子。储备工程师也有可能根据相同的可用数据对储备和未来净收入做出不同的估计。

我们的储量估算是使用前十二个月收到的原油、天然气和天然气凝液第一天价格的平均值编制的。未来价格下调，低于2025年计算的平均值，将导致我们储备的估计数量和现值减少。预测价格和成本假设假设井口销售价格的变化，并考虑到与未来运营和资本成本相关的通货膨胀。

我们的探明储量在国外，正在或将要受制于服务合同、产量分成合同和其他安排。根据这些安排，我们最终将获得的原油、天然气和NGLs数量将根据多种因素而有所不同，包括原油、天然气和NGLs的价格、生产率、生产成本、成本回收条款以及当地税收和特许权使用费制度。其中许多因素的变化可能会影响对外国司法管辖区探明储量的估计。

如果我们对废弃和退役成本的应计费用的基本假设过低，我们可能会被要求支出比预期更多的金额。

我们对未来废弃和修复成本的估计可能会发生变化，可能与我们的实际成本有很大差异。根据各种合同、许可和规定，我们有重大的法律义务，在作业地点作业结束时移除有形设备并恢复陆地或海底。我们最大的资产清除义务涉及封堵和弃井、清除和处置世界各地的海上石油和天然气平台，以及石油和天然气生产设施。估计未来的资产清除成本需要重大的判断。这些清除义务大多数是多年，或几十年，在未来和合同和条例中往往有模糊的描述，当清除事件实际发生时，必须满足哪些清除做法和标准。我们的资产报废义务估计的账面价值对诸如资产清除技术和成本、监管和其他合规考虑、支出时间以及对义务估值的其他输入（包括贴现率和通货膨胀率）等输入很敏感，这些都可能在初始确认负债和未来清偿我们的义务之间发生变化。

如果我们被要求在废弃或退役成本或未来的废弃资金上花费比预期更多的金额，这可能会对我们的收入和财务业绩产生重大影响。

如果我们不履行产量分成合同下的承诺，我们可能会失去对赤道几内亚Block P的兴趣。

我们的Block P产量分成合同规定了自首次采油起25年的开发生产期。我们和我们的Block P合资企业所有者正在评估该区块开发和勘探活动的时间安排和预算编制。无法确定任何此类交易将会完成，或者我们将能够在Block P中开始钻井作业。如果Block P的合资企业所有者未能履行根据

根据生产分成合同修正案，我们与Block P利息相关的1000万美元的资本化成本将减值。

科特迪瓦FPSO于2025年1月31日停止碳氢化合物生产，进行定期维护。我们的业绩将受到不利影响，直到FPSO恢复服务，这可能比我们预期的晚一个时间。

作为一项海上资产，我们与CI-40 PSC的运营商和承包商一起，依靠FPSO来存储在销售给客户之前生产的原油。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，最终原油提升期为2025年2月。该船于2025年3月下旬离场，并于2025年5月抵达迪拜造船厂。尽管翻新工作已于2026年2月完成，猴面包树FPSO已开始调集返回科特迪瓦，但无法保证FPSO将在预期的时间范围内恢复服务或恢复服务的成本不会超过预期，在任何一种情况下，我们的结果都会受到不利影响。此外，无法保证目前关闭的油井将及时恢复生产，如果有的话，或者恢复到历史或预期的产量水平。

我们进行的商品衍生品交易可能无法保护我们免受商品价格下跌的影响，并可能导致财务损失或减少我们的收入。

为了减少商品价格不确定性的影响，并提高与我们的原油、天然气和天然气液化石油气营销相关的现金流可预测性，我们已就我们预期产量的一部分订立并可能继续订立衍生安排，以对冲潜在的商品价格下跌。此外，根据2025年RBL融资协议，如果2025年RBL融资下的借款总额超过（a）可用承诺总额和（b）适用的借款基础金额中较低者的35%，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。

我们的衍生品合约通常由一系列的商品互换合约组成，例如看跌期权、项圈和固定价格互换，并且期限有限。

套期保值交易对手将有义务在浮动（市场）价格低于约定的固定（执行）价格的范围内向我们付款。然而，如果套期保值合约的交易对手违约其合约义务，套期保值协议将使我们面临财务损失的风险。市场的中断也可能导致我们的对冲交易对手的流动性突然发生变化，这反过来又限制了我们在他们与我们的对冲合约下的履约能力。即使我们准确预测突发变化，我们否定相关风险的能力也可能会因市场情况而受到限制。如果我们的交易对手的信誉恶化并导致其不履约，我们可能会蒙受重大损失。

衍生工具安排还使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括当产量低于衍生工具涵盖的数量或基础价格与根据衍生工具收到的实际价格之间的差异增加时。此外，某些类型的衍生品安排可能会限制我们从原油、天然气和NGLs价格上涨中获得的好处，并可能使我们面临现金保证金要求。

我们面临与我们签约的第三方的信用风险。

我们通过与我们的PSC的政府实体一方、我们当前或未来的合资企业所有者、我们的石油和天然气生产的营销商、我们的石油、天然气和NGLs产品的购买者以及其他各方的合同安排而面临第三方信用风险。此外，我们还面临来自我们拥有工作权益或特许权使用费权益的物业运营商的第三方信用风险。如果此类实体未能履行其对我们的合同义务，此类失败可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。此外，行业普遍和我们的合资公司所有者之间的信用状况不佳可能会影响合资公司所有者参与我们正在进行的资本计划的意愿，可能会推迟该计划和该计划的结果，直到我们找到合适的替代合作伙伴。如果任何此类第三方破产、资不抵债，或提出建议或提起与破产或无力偿债有关的任何程序，则可能导致我们无法从这些第三方收取所欠的全部或部分款项。这些因素中的任何一个都可能对我们的财务和运营业绩产生重大不利影响。

我们从客户处销售原油、天然气和NGLs收取款项的能力取决于我们客户群的支付能力，其中可能包括少数重要客户。例如，截至2025年12月31日止年度，我们对加蓬、埃及和科特迪瓦各经营分部按客户划分的收入集中于单一各自的重要客户。如果我们的重要客户因任何原因未能付款，我们可能会遭受重大损失。此外，如果我们的重要客户停止购买或减少他们购买我们的原油、天然气或NGLs的数量，损失或减少可能会对我们的产量产生不利影响，并可能导致我们的原油、天然气和NGLs的销售暂时中断或价格下降。

此外，通过我们与我们经营所在国家的政府实体的合同安排，我们现在和将来都可能面临第三方信用风险。原油行业的重大变化，包括大宗商品价格和经济状况的波动、环境法规、政府政策、特许权使用费率和其他地缘政治因素，可能会对我们实现我们从我们经营所在国家的政府实体应收账款的全部价值的能力产生不利影响。从历史上看，我们经营所在国家的政府实体有大量应收账款未偿还。例如，虽然EGPC定期支付这些金额，但这些支付的时间历来比正常的行业标准更长。此外，EGPC有时在进入外汇市场以获得美元兑换埃及镑方面遇到困难。如果我们经营所在国家的政府未能履行各自的义务或我们被迫接受外币付款，这种失败可能会对我们的财务和经营业绩产生重大不利影响。

我们还通过我们在经营所在司法管辖区的银行关系而面临第三方信用风险。2023年，宏观经济状况引发了美国和其他地区银行业的动荡。我们没有受到这种动荡的影响。然而，如果银行业再次出现类似情况，如果我们存放存款的任何一家银行受到此类动荡的影响，我们可能会受到重大不利影响。

我们的业务可能会受到安全威胁（包括网络安全威胁）和其他中断的重大不利影响。

作为原油、天然气和NGLs生产国，我们面临各种安全威胁，包括未经授权获取敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；对我们的设施和基础设施或第三方设施和基础设施的安全的威胁，例如加工厂和管道；以及来自恐怖行为的威胁。此类安全威胁的潜在可能性使我们的运营面临更大的风险，这可能对我们的业务产生重大不利影响。特别是，我们实施各种程序和控制，以监测和缓解安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，可能会导致资本和运营成本增加。由于安全威胁，保险的成本也可能增加，一些保险范围可能会变得更难获得，如果有的话。此外，无法保证此类程序和控制将足以防止安全漏洞的发生。如果发生任何这些安全漏洞，它们可能导致敏感信息、关键基础设施或对我们的运营至关重要的能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

尤其是网络安全攻击正变得更加复杂，地缘政治紧张局势或冲突，例如俄罗斯入侵乌克兰或中东持续冲突，可能会进一步加剧此类攻击的风险。我们广泛依赖信息技术系统，包括互联网站点、计算机软件、数据托管设施和其他硬件和平台，其中一些由第三方托管，以协助开展我们的业务。我们的技术系统和网络以及我们的业务伙伴的技术系统和网络可能成为网络安全攻击的目标，包括但不限于恶意软件、试图获得未经授权的数据和系统访问权限以及可能导致关键系统中断并以各种方式对我们的业务产生重大不利影响的其他电子安全漏洞，包括：

•未经授权获取和发布地震数据、储量信息、战略信息或其他敏感或专有信息，这可能对我们争夺原油、天然气和NGLS资源的能力产生重大不利影响；

•钻井活动期间的数据损坏、通信中断或其他操作中断可能导致无法达到预定目标或发生钻井事故；

•未经授权访问和发布员工和供应商的个人身份信息，这可能会使我们面临以下指控：我们没有充分保护该信息以及根据国内和国际数据和隐私法承担的潜在责任；

•对供应商或服务提供商的网络安全攻击，可能导致供应链中断，从而可能延迟或停止运营；

•对第三方聚集、运输、加工、分馏、提炼或出口设施的网络安全攻击，这可能会延迟或阻止我们运输和销售我们的产品，从而导致收入损失；

•涉及大宗商品交易所或金融机构的网络安全攻击可能会减缓或停止大宗商品交易，从而阻止我们从事对冲活动，从而导致收入损失；和

•业务中断，包括使用社会工程方案和/或勒索软件，可能会导致代价高昂的补救工作、分散管理层的注意力、损害我们的声誉，或对我们普通股的价格产生负面影响。

为防范此类未经授权的访问或攻击企图，我们实施了多层网络安全保护、基础设施保护技术、灾难恢复计划和员工培训。尽管我们在保护我们的技术系统方面投入了大量资金，并保持了我们认为对敏感数据的充分安全控制，但无法保证此类计划将是有效的。

任何网络事件都可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的财务损失。此外，某些网络事件，例如监视，可能会在很长一段时间内未被发现。

我们无法控制的当前和未来地缘政治事件可能会对我们的业务、经营业绩、现金流、财务状况和流动性产生不利影响。

我们面临与地缘政治事件、国际敌对、流行病、疫情爆发和其他超出我们控制范围的宏观经济事件相关的风险。发生某些地缘政治事件，包括恐怖主义活动、国际敌对行动、公共卫生危机以及全球贸易紧张局势和征收关税的经济影响，可能会严重扰乱我们的业务和运营计划，并对我们的经营业绩、现金流、财务状况和流动性产生不利影响。例如，包括美国-以色列-伊朗战争以及俄罗斯和乌克兰之间正在发生的中东冲突已经并可能继续造成地缘政治不稳定，并对全球经济、供应链以及特定市场和行业产生不利影响。尽管我们无法列举这些和其他类似事件对我们业务造成的所有潜在风险，但我们认为，这些风险包括但不限于以下方面：

•对我们业务至关重要的材料供应链中断，包括对进出口产品的限制；

•客户、供应商和其他第三方辩称，由于不可抗力或其他原因，他们不履行我们与他们的合同是被允许的；

•网络安全攻击，尤其是在当前远程连接的环境下，数字技术可能变得更加脆弱，经历更高的网络攻击率；

•我们为适应市场状况而进行的任何裁员，包括遣散费、留用问题，以及当市场状况改善时可能无法雇用员工；

•后勤方面的挑战，包括边境关闭和旅行限制造成的挑战，以及如果工人和/或材料无法到达我们的海上平台、我们的FPSO船和我们的FSO租船或我们的交易对手无法从我们的FPSO船或我们的FSO租船吊起原油，我们继续生产的能力可能会被中断、限制或削减；

•国内和国际的经济、政治和监管条件，包括征收关税或其他税收优惠或抑制措施；

•我们可能会受到美国、欧盟和其他国家对俄罗斯实施的制裁和其他处罚的影响而受到重大不利影响；和

•由于人们工作、旅行和互动方式的变化，或者与全球经济衰退或萧条有关，我们可能会经历全球经济的结构性转变，以及我们对原油、天然气和NGLs的需求。

2025年并延续到2026年，现任美国总统政府实施了广泛的政策变革，并就国际贸易、能源资源、公司税、全球气候变化倡议、就业实践、企业合规计划和环境法规等议题发布了众多行政行动。此外，行政当局继续寻求对联邦政府行政部门进行结构性改革，包括大幅削减联邦劳动力和重组某些监管机构。对其中许多政策变化和行政行动的持续法律挑战仍未解决，导致监管不确定性增加。

此外，美国联邦政府运营的任何中断，包括由于国会未能颁布拨款法案、提高联邦债务上限或其他原因导致的任何未来临时或长期关闭，都可能对我们的业务、运营和财务状况产生不利影响。最近，从2025年10月1日开始到2025年11月12日，美国联邦政府关闭，在此期间，SEC等某些监管机构让大量员工休假，并停止日常活动和运营。此外，2025年10月10日，美国联邦政府实施了与联邦政府停摆相关的大幅裁员和裁员，导致政府资助的各种项目暂停或推迟。此外，最近联邦政府关闭导致政府服务的可用性降低，监管或以其他方式与我们的业务互动的关键机构（包括SEC）的活动暂停或延迟。因此，对我们的申请、申请和提交的审查和批准可能会延迟，我们可能无法访问或依赖某些政府数据或系统。任何美国联邦政府停摆或预算谈判的不确定性延长，都可能进一步对更广泛的美国经济、投资者信心和资本市场产生不利影响。此类情况可能会对我们证券的流动性或交易量产生负面影响，进而可能对我们的业务、经营业绩和股价产生重大不利影响。

此外，地缘政治事件，包括委内瑞拉和伊朗最近的事态发展以及不断变化的美国外交政策优先事项，加剧了影响我们行业的监管环境的波动。我们无法预测这些政策变化、行政行动和地缘政治事件将如何实施或解释，或可能的美国联邦政府停摆或长期预算谈判的影响，或它们将对我们的业务、财务状况和运营结果产生的最终影响。

我们无法合理估计这些情况将持续多久；它们将对我们的业务、经营业绩、现金流、财务状况和流动性产生的影响的全部程度；或任何后续复苏的速度或程度。

欧佩克成员国加蓬政府强制要求的减产可能会对我们的收入、现金流和经营业绩产生不利影响。

历史上并不时地，欧佩克成员国和其他主要盟友生产国（统称“欧佩克+”）曾签订协议，在全球范围内减产原油，以缩小过剩的供需缺口，以努力稳定国际石油市场。作为OPEC +成员国，加蓬可能会采取措施遵守此类OPEC +产量配额协议。因此，碳氢化合物部长可能会要求我们在一段时间内根据OPEC +的授权限制我们的产量。

欧佩克+达成一致并维持原油价格和产量控制的能力，对原油的市场价格也已经并很可能将继续产生重大影响。

由于OPEC +倡议，我们没有收到任何减少Etame Marin区块当前石油产量的授权，目前，我们的产量没有受到OPEC +限电的影响。然而，未来我们的原油产量或出口活动在相当长一段时间内的任何减少都可能对我们的收入、现金流和经营业绩产生重大不利影响。加蓬仍是OPEC +成员国。

与对国内投资相比，我们对外国房地产投资的控制权更少。

我们的勘探、开发和生产活动受到各种政治、经济和其他不确定性的影响，包括但不限于能源政策或管理它们的人员的变化，有时是频繁的或显着的变化、财产征用、合同权利的取消或变更、外国公司运营相关法律和政策的变化、政府实体单方面重新谈判合同、法律法规是否适用于任何特定情况的不确定性、我们是否能够证明适用的管理当局遵守政府或合同的不确定性

要求、重新定义国际边界或边界争端、外汇限制、货币波动、外汇供应、特许权使用费和税收增加、改变税收立法或征收新税、征收生产奖金或其他费用以及政府对我们经营所在地区的主权引起的其他风险。

我们的运营需要，而且任何未来的机会性收购都可能需要与东道国政府、地方政府和社区、地方主管当局、国家石油公司和第三方进行旷日持久的谈判。东道国政府也可能对我们的运营进行审计，审计结果可能对我们报告的收益或现金流产生重大负面影响。东道国政府可能会寻求以可能稀释我们利益的方式参与石油、天然气或NGLS项目。东道国政府也可能要求我们在我们的业务中雇用特定比例的当地公民。此外，如果我们的海外业务发生争议，我们可能会受到外国法院的专属管辖，或者可能无法成功地将外国人，特别是外国原油部和国家石油公司置于美国的管辖之下。

在美国，原油租赁下的原油储备的私人所有权与我们在外汇储备方面的权利明显不同，在外汇储备中，国家通常保留对矿产的所有权，并且在许多情况下参与油气储备的勘探和生产。在我们可能开展业务的外国，国家一般保留对矿产的所有权，因此保留对油气储量勘探和生产的控制权，在许多情况下还参与其中。因此，美国境外的业务可能会受到东道国政府的重大影响。

上述任何因素或类似因素均可能对我们的业务、经营业绩或财务状况产生重大不利影响。如果我们的运营受到干扰和/或我们项目的经济完整性因意外原因受到威胁，我们的业务可能会受到损害。长期存在的问题可能会威胁到我们运营的商业可行性。

我们的业务可能会受到我们经营所在国家的政治和经济情况的不利影响.

我们的行动面临因内乱、战争行为、恐怖主义行为、海盗行为、疾病、游击活动、叛乱、军事活动和其他政治风险，包括政党之间的紧张和对抗而可能导致的损失风险：

•全球原油价格波动，这可能对全球经济产生负面影响，导致经济增长率放缓，这可能会减少对我们产品的需求；

•如果基础设施或运输中断，将对世界原油供应产生负面影响，导致大宗商品价格进一步波动；

•在潜在冲突地区吸引和留住合格人员工作存在困难；

•我们的人员或物资无法进出我们开展业务的国家；

•由于人员疏散，我们的运营受到干扰；

•由于运输路线中断或关闭而无法交付我们的生产；

•由于各国努力保护国内资源，出口我们的生产的能力下降；

•损坏或破坏我们的油井、生产设施、接收终端或其他经营资产；

•为安保人员和系统带来重大成本；

•属于我们商品购买者的财产受到损坏或破坏，导致交货中断、不可抗力索赔和/或商品销售合同终止，导致我们的收入减少；

•我们的服务和设备供应商无法交付我们开展业务所需的物品，导致我们计划的勘探活动停止或延迟、主要项目的开发延迟或生产领域的关闭；

•如果第三方供应商决定退出该地区，则缺乏可用的钻机、油田设备或服务；

•实施限制我们开展业务能力的美国政府或国际制裁；

•金融系统、通信网络或电网关闭，导致我们的业务活动中断；以及

•A资本市场对风险的重新评估和可用资本的减少，使我们和我们的共同所有者更难为潜在的开发项目获得融资。

其中一些风险在我们开展活动的发展中国家可能更高，即加蓬、埃及、科特迪瓦、尼日利亚和赤道几内亚。

虽然我们监测我们经营所在国家的经济和政治环境，但由于内乱或政治动荡导致的财产损失和/或业务计划中断可能会对我们的收益和现金流产生重大负面影响。此外，这些中断造成的损失可能不在保险范围内，或者即使在保险范围内，我们也可能没有足够的保险来覆盖所有这些损失。如果任何暴力行为导致我们卷入纠纷，我们可能会受到美国以外法院的专属管辖，或者可能无法成功地将非美国人置于美国法院或国际仲裁的管辖之下，这可能会对此类纠纷的结果产生不利影响。

通货膨胀可能会对我们控制成本的能力产生不利影响，包括运营费用和资本成本。

美国通胀率在2024年和2025年全年波动，目前仍接近过去几十年的历史水平。尽管目前的前景不确定，但通胀加剧可能会在近期至中期持续存在，尤其是在美国，货币政策可能会因此收紧。此外，全球和全行业的供应链中断导致劳动力、材料和服务短缺。这种短缺导致劳动力、材料和服务的通胀成本增加，并可能继续导致成本增加，或导致某些产品和原材料的稀缺。如果通货膨胀仍然居高不下，由于石油、天然气和天然气凝液价格上涨，我们的业务可能会经历进一步的成本增加，包括油田服务和设备，我们的业务区域的钻探活动增加，以及劳动力成本增加。石油、天然气和NGLs价格上涨可能会导致我们使用的材料和服务成本上升。我们无法预测通货膨胀率的任何未来趋势，而通货膨胀的显着增加，如果我们无法通过更高的商品价格和收入来收回更高的成本，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生负面影响。

我们的经营业绩、财务状况和现金流量可能会受到货币汇率变化的不利影响。

我们面临来自国外业务的外汇风险。虽然原油销售以美元计价，但我们在加蓬和科特迪瓦的部分成本以当地货币计价。美元走弱将产生增加成本的效果，而美元走强将产生降低运营成本的效果。加蓬和科特迪瓦本币与欧元挂钩。近年来，欧元对美元汇率受国际政治形势、总体经济形势、欧洲主权债务危机等我们无法控制的因素影响，出现了宽幅波动。我们的财务报表以美元表示，可能会通过换算风险和交易风险受到外汇波动的影响。此外，货币贬值可能导致我们对该货币的任何存款造成损失，例如我们在Etame PSC放弃账户中的存款，这些存款已从美元转换为加蓬当地货币。

我们还面临与以加元计价的某些现金、应收账款、租赁债务和应付账款及应计负债以及以埃及镑计价的现金余额相关的外汇风险。我们从埃及政府收到的应收账款的一些收款是以埃及镑收到的，虽然我们通常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。

我们目前没有利用衍生工具来管理这些外汇风险。因此，我们的综合收益和现金流可能会受到汇率变动的影响。

我们在国际司法管辖区开展业务，我们可能会因违反美国《反海外腐败法》和类似的全球反腐败法律而受到不利影响。

我们受制于美国《反海外腐败法》、英国《反贿赂法》等类似法律的规定。上述法律禁止公司及其中间人以获取或保留业务为目的向官员支付不当款项。此外，这类法律要求维护与交易有关的记录，并建立适当的会计内部控制制度。无法保证我们的内部控制政策和程序、合规机制或监控计划将保护我们免受鲁莽、欺诈行为、

不诚实或其他不当行为或根据适用的反贿赂和反腐败立法充分预防或发现可能的违规行为。

我们未能遵守反贿赂和反腐败立法，或政府当局的调查，可能会导致严重的刑事或民事制裁，并可能使我们承担其他责任，包括罚款、起诉、可能被取消公共采购资格和声誉损害，所有这些都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

如果我们失去关键人员的服务或未能吸引到关键人员，我们的业务可能会受到影响。

我们高度依赖高级管理层和其他关键员工的努力。失去我们的首席执行官、首席运营官或首席财务官的服务，以及失去我们高级管理层的一名或多名其他成员的服务，可能会延迟或阻止我们目标的实现。我们不对我们的任何高级管理层维护任何“关键人物”保单，也不打算获得此类保险。此外，由于我们业务的专业性，我们高度依赖我们吸引和留住在评估和分析钻井前景以及从已探明的资产中生产原油、天然气和NGLS以及从原油、天然气和NGLS资产中最大限度地生产方面具有丰富经验和专业知识的合格人员的能力。在我们活动的领域中存在着对合格人员的竞争，我们可能无法吸引和留住这些人员。

根据我们的某些所有权文件，我们必须承担放弃义务。

根据我们的某些所有权文件，我们必须承担放弃义务，这些文件迫使我们放弃一定比例的特许权租赁和许可区域，从而减少我们的种植面积。此外，我们可能无法在放弃之前钻探我们所有的前景或满足我们的最低工作承诺，并且可能无法履行我们在所有权文件下的义务。未能履行这些义务可能导致特许权、租约和许可证被暂停、撤销或终止，这可能对我们的业务产生重大不利影响。

我们的经营业绩、财务状况和现金流可能会受到货币法规变化的不利影响。

新兴市场国家，例如我们经营所在的国家，不时采取措施限制当地货币的可得性或资本跨境回流。这些措施是由各国政府或中央银行实施的，在某些情况下是在经济不稳定时期，目的是防止资本外流或本币突然贬值，或维持国内外汇储备。此外，许多新兴市场国家在将本币收益兑换成美元或其他货币和/或将此类收益汇回或以其他方式转移到经营管辖范围之外之前，都需要经过同意或报告程序。这些措施可能会对我们产生一些负面影响，包括减少我们原本可以用于投资机会的即时可用资本或支付费用。此外，限制本币可得性或强制要求以本币操作的措施可能会给我们造成其他实际困难。

2021年12月和2022年期间，作为CEMAC中央银行的中部非洲国家银行（“BEAC”）通过了针对CEMAC外汇法规的新法规和指令，这些法规和指令于2018年推出，仅适用于采掘业。新规的用意是确保自2022年1月1日起适用外汇法规，同时不妨碍采掘业的运营。由于缺乏必要的银行基础设施，以及银行业和各政府机构在适用新规定方面的准备，可以预见，在整个2026年及以后，我们将面临延迟向我们的供应商付款以及货物和服务进入CEMAC地区的住所的风险。

作为确保2016年Etame PSC两次五年延期中的第一次的一部分，我们同意了一项现金融资安排，用于最终放弃Etame Marin区块的所有海上油井、平台和设施。2019年2月28日，按照一定的外币监管要求，持有美元计价账户弃购资金的国际商业银行加蓬分行将资金转入中央银行用于CEMAC，后应BEAC要求将美元资金兑换为CEMAC的货币法郎CFA，其中加蓬为六个成员国之一。Etame PSC规定，这些付款必须以美元计价。经与CEMAC持续磋商，同意归还美元资金，并于2023年1月12日将弃拨资金退回国际商业银行加蓬分行美元账户。我们被允许重新建立一个以美元计价的账户，并为

原始美元金额。根据Etame PSC第5号修正案，我们正与加蓬碳氢化合物管理局合作制定付款时间表，以根据Etame PSC恢复为废弃基金提供资金。

我们的经营业绩、财务状况和现金流可能会受到利率变化的不利影响。

截至2025年12月31日，我们在2025年RBL融资下的融资承诺总额为1.90亿美元，可用借款能力为1.30亿美元，未偿还借款为6000万美元。利率上升可能导致我们为偿付任何随后提取的款项以及我们未来承担的任何其他债务而支付的金额显着增加，从而导致可用于为我们的勘探和开发活动提供资金的金额减少，并在适用的情况下减少可用于支付股息的现金。这种增加也可能对普通股股票的市场价格产生负面影响。

我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要更长的时间，并且可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们估算的探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。

截至2025年12月31日，我们估计的总探明储量中约59%为未开发储量。回收未开发储量需要大量资本支出和成功钻探。我们的储备数据假设我们能够并且将会进行这些支出并成功地进行这些操作。然而，这些假设可能并不正确。我们的储量开发延迟、钻探和开发此类储量的成本增加或商品价格下降将降低我们估计的已探明未开发储量的价值以及为此类储量估计的未来净收入，并可能导致一些项目变得不经济。如果我们选择不花资本去开发这些储备，或者如果我们不能以其他方式成功地开发这些储备，我们将被要求注销这些储备。此外，根据SEC的储量规则，由于已探明的未开发储量可能仅在与计划在初始确认之日起五年内钻探的油井相关的情况下才会被确认，我们可能会被要求注销未在这五年时间框架内开发的任何已探明的未开发储量。

与我们行业相关的风险

原油、天然气和NGLS价格高度波动，价格低迷的局面如果持续下去，可能会对我们的财务业绩产生负面影响。

我们的收入、现金流、盈利能力、原油、天然气和NGLS储量价值以及未来增长率在很大程度上取决于原油、天然气和NGLS的现行价格。我们订立债务融资安排和以合理条款获得额外资本的能力，或者根本没有能力，在很大程度上取决于原油、天然气和NGLS价格。

全球范围的原油、天然气和NGLs价格和市场一直在波动，未来可能会继续波动。原油、天然气和NGLs的价格受制于相对较小的原油、天然气和NGLs供需变化、市场不确定性以及我们无法控制的各种额外因素的影响而出现宽幅波动。这些因素包括但不限于美国页岩生产带来的供应增加；国际政治状况，包括战争、起义、恐怖主义以及中东和非洲的政治动荡；全球供应链放缓；原油的国内外供应，天然气和NGLs；OPEC +成员国和其他国有控股石油公司商定并维持原油价格和生产控制的行动；受经济增长率影响的消费者需求水平；天气状况；国内外政府法规和税收；替代燃料的价格和可用性；影响能源消费的技术进步；国际经济和信贷市场的健康状况；以及全球或国家卫生流行病和担忧导致的需求水平变化。此外，各种因素，包括联邦、州和外国对生产和运输的监管的影响、总体经济状况、其他生产商钻探导致的供应变化以及需求变化，可能会对我们营销我们的原油、天然气和NGLs生产的能力产生不利影响。

在原油、天然气和NGLS价格低迷或下滑的时期，我们面临着众多风险，包括但不限于以下方面：

•我们的收入、现金流和盈利能力可能会大幅下降，这也可能通过减少可用于从事勘探、钻探和生产的资金数量而间接影响预期产量；

•第三方对我们勘探和生产原油、天然气和NGLs的商业或财务能力的信心可能会受到侵蚀，这可能会影响我们执行业务战略的能力；

•我们的供应商、对冲交易对手（如果有的话）、供应商和服务提供商可以重新谈判我们的安排条款、终止他们与我们的关系或要求我们提供财务保证；

•我们可能会采取措施保持流动性，例如我们决定在油价低迷或下跌期间停止或推迟可自由支配的资本支出；和

•留住、吸引或替换关键员工可能会变得更加困难。

其中某些事件的发生可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

如果原油、天然气或NGLS价格下降，我们预计我们的储备的估计数量和现值将减少，这可能需要减记。未来的任何减记或减值都可能对我们的经营业绩产生重大不利影响。价格的实质性下降也可能导致我们的净生产收入减少。石油、天然气和NGLs价格的任何大幅和长期下跌将对我们的储备的账面价值、借贷能力、收入、盈利能力和经营现金流产生不利影响，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。波动的石油、天然气和NGLS价格使得难以估计用于收购的生产物业的价值，并经常造成石油、天然气和NGLS生产物业市场的混乱，因为买卖双方很难就这些价值达成一致。价格波动也使得难以对收购和开发开发项目进行预算，并预测其回报。

勘探、开发或获取储量是资本密集和不确定的。

如果我们的运营现金流下降或外部资本来源变得有限或无法获得，我们可能无法在经济上找到、开发或获得额外的储备，或者可能无法进行必要的资本投资来开发我们的储备。钻井活动面临许多风险，包括不会遇到商业生产性储层的风险。不能保证我们钻探的新井将具有生产力，也不能保证我们将收回全部或任何部分投资。原油、天然气和NGLs的钻探可能涉及无利可图的努力，不仅来自干井，还来自有生产能力但没有产生足够净收入的井，以在钻探、运营和其他成本后返回利润。钻井、完井和作业井的成本往往是不确定的，成本超支的情况很常见。特别是，海上钻井和开发作业需要高度资本密集型的技术。

我们的钻井作业可能会因多种因素而缩减、延迟或取消，其中许多因素超出了我们的控制范围，包括天气状况、设备故障或事故、压力升高或地质地层不规则、遵守政府要求以及设备和服务的交付短缺或延迟或成本增加。如果我们无法继续钻探作业，并且我们不更换我们生产的储量或获得额外的储量，我们的储量、收入和现金流将随着时间的推移而减少，这可能对我们持续经营的能力产生重大影响。

由于供应链中断、通胀成本压力、设备限制、供应成本上升、商品价格以及政府通过刺激支出或额外监管进行的额外干预，我们的成本可能会上升并失去竞争力。我们无法管理成本可能会影响项目回报和未来的发展决策，这可能对我们的财务业绩和现金流产生重大不利影响。

竞争性行业条件可能会对我们开展业务的能力产生负面影响。

原油、天然气、NGLs行业竞争激烈。我们的竞争对手包括主要的综合石油公司和实质性的独立能源公司，其中许多公司拥有比我们更多的资金、技术、人员和其他资源。

在我们试图获得原油、天然气和NGLs资产的勘探和生产权时，我们的出价可能会超过我们的竞争对手。这些资产包括勘探前景以及已探明储量的资产。我们的竞争对手也可能使用我们可能负担不起或需要昂贵投资的先进技术

为了竞争。钻探设备的承包和聘用有经验的人员也存在竞争。影响我们在市场上竞争能力的因素包括，除其他外：

•我们获得打井和收购物业所需的资金；

•我们获取和分析与物业相关的地震、地质和其他信息的能力；

•我们留住和聘用有经验的人员的能力，特别是为我们的工程、地球科学和会计部门；和

•用于生产和运输原油、天然气和NGLs生产的平台、管道和其他设施的位置以及我们的访问能力。

此外，可再生燃料进步导致的竞争也可能减少对我们产品的需求，并对我们的盈利能力产生负面影响。

以石油为基础的产品和生产方法的替代品正在不断开发中。例如，一些汽车、工业和发电制造商正在开发使用燃料电池或清洁燃烧气体燃料的替代清洁电力系统，这可能会解决日益增加的全球能源成本、石油储备的长期可用性和环境问题，如果成功，可能会降低对原油、天然气和NGLs的需求。如果这些以非石油为基础的产品和原油替代品继续扩大并获得广泛认可，从而降低对原油、天然气和NGLs的总体需求，可能会对我们的运营和我们的资产价值产生不利影响。

天气、意外的地下条件和其他不可预见的操作危险可能会对我们的原油、天然气和NGLs活动产生不利影响。

原油、天然气和NGLS业务涉及多种经营风险，包括火灾、爆炸、井喷、管道故障、套管坍塌、异常压力地层；以及原油泄漏、天然气泄漏、有毒气体破裂和排放、地下迁移、包括化学添加剂在内的井液表面泄漏或处理不当等环境隐患。任何这些或其他相关事件的发生都可能导致重大损失，原因包括伤害和生命损失、财产、自然资源和设备的严重破坏和破坏、污染和其他环境损害、清理责任、监管调查和处罚以及暂停运营。

气候变化可能会对天气的严重性（包括飓风、洪水和野火）、海平面、农田的可耕性以及水的可用性和质量产生影响。如果发生这种影响，我们的勘探和生产业务可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括我们的设施受损、我们的生产活动中断、气候影响所需的效率较低或非常规的操作做法，或此类影响发生后保险范围的成本增加。气候变化的重大物理影响也可能通过扰乱与我们有业务关系的中游公司、服务公司或供应商提供的运输或流程相关服务，对我们的融资和运营产生间接影响。

我们为一些（但不是全部）潜在风险投保；但是，无法保证此类保险将足以涵盖任何损失或责任风险。保险未完全覆盖的重大不利事件的发生可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。此外，我们无法预测我们是否会继续以合理的成本或根本无法获得保险。

社会和政府对ESG问题（包括气候变化问题）的关注增加，可能会对我们的业务产生不利影响，阻碍获得投资者和融资，并减少对我们产品的需求。

对企业解决ESG问题的更高期望，包括气候变化、社会经营许可、人权和治理，对我们的业务产生了无数潜在影响。投资者、贷方和其他利益相关者越来越多地将这些问题纳入投资、融资和商业决策，通常依赖第三方机构的ESG评级。不利的ESG评级，加上围绕化石燃料的日益活跃的积极性，可能会阻止投资者或贷方与我们接触，这可能会影响我们所有运营辖区（加蓬、埃及、科特迪瓦和赤道几内亚）的股价或获得资本的机会。此外，欧盟委员会于2025年2月通过了将企业可持续发展报告指令（CSRD）的重点主要放在最大的公司（员工人数超过1000人的公司）的提案，这虽然可能会减轻较小实体的负担，但会加强全球趋势，即增加对重要市场参与者的可持续发展报告要求和审查。

虽然我们可能会发布有关ESG事项的自愿披露，但这些披露通常基于可能无法完全代表当前或未来风险的假设预期和假设，原因是许多ESG主题存在固有的不确定性、较长的时间期限以及不断发展的识别、衡量和报告方法。应对气候变化和向低碳经济转型的方法，包括政府法规、企业政策和消费者行为，在全球范围内不断演变。我们的运营国家，包括加蓬、埃及、科特迪瓦和赤道几内亚，是《巴黎协定》的签署国，正在制定或实施各种与气候相关的战略、国家自主贡献和法规，包括旨在减少燃烧、限制排放和促进能源效率的战略、国家自主贡献和法规。我们无法可靠地估计这些不断演变的方法对我们的财务状况、运营结果和竞争能力的全面影响。

我们全球足迹中的运营活动，包括勘探和开发，越来越多地受到严格的社会和环境审查。某些社会许可风险，涉及社区参与、土地准入和当地内容要求，在我们所有运营国家都是相关的，可能会影响我们获得或更新必要许可和批准的能力。

对全球石油和天然气行业的任何长期重大不利影响，无论是由气候政策、社会压力或其他ESG因素驱动，都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。这种影响还可能来自意识的提高和负面宣传，限制我们获得资本的机会，或影响我们的原油、天然气和NGLs的适销性。气候变化的物理影响，例如天气模式、海平面和温度的变化，也对我们在特定地理区域的业务构成高度不确定但潜在的重大风险。我们无法预测这些多方面的ESG和气候变化考虑因素最终将如何影响我们的全部程度。

我们面临着与原油、天然气和NGLs勘探和开发活动的反对和激进主义增加相关的各种风险。

我们进行的石油和天然气勘探、开发和经营活动有时可能会受到公众的反对。全球范围内对原油、天然气和NGLs钻探和开发活动的反对情绪一直在增长。原油、天然气和NGLs行业的公司经常成为个人和非政府组织在安全、人权、气候变化、环境问题、可持续性和商业实践方面积极努力的目标。反开发活动人士正在努力，除其他外，推迟或取消某些业务，例如海上钻探和开发。

这种公众反对可能会使我们面临更高的成本、延误甚至项目取消，原因是特殊利益集团，包括土著群体、土地所有者、环境利益集团（包括那些反对石油和天然气生产业务的组织）和其他非政府组织对政府和监管机构施加的压力增加、封锁、法律或监管行动或挑战、监管监督增加、联邦、省或市政府的支持减少、声誉受损、监管批准、许可和/或执照的延误、挑战或撤销，以及直接的法律挑战，包括气候相关诉讼的可能性。无法保证我们将能够满足特殊利益集团和非政府组织的关切，试图解决这些关切可能需要我们承担大量和意外的资本和运营支出。

此外，最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的激进主义可能会导致对能源部门某些资金来源的限制或限制。此外，我们行业的激进股东提出了股东提案，这些提案可能会寻求迫使公司采取激进的减排目标，或者放弃更多的碳密集型活动。虽然我们无法预测这些提议的结果，但它们最终可能会使我们更难从事勘探和生产活动。

与法律法规事项相关的风险

我们的运营受到与气候变化相关的风险以及旨在应对气候变化的潜在监管计划的影响；这些计划可能会影响或限制我们的业务计划，导致大量支出或减少对我们产品的需求。

气候变化继续成为政治和社会关注的焦点。在国际、国家、地区、州和地方各级已经提出并且很可能即将提出许多减少GHG排放的提议。这些努力已经包括或可能包括限额与交易计划、碳税、GHG排放报告

义务和其他限制或要求控制某些来源的GHG排放的监管计划。这些计划可能会限制我们生产原油、天然气和NGLs的能力，限制我们在新领域的勘探能力，或者可能会使生产成本更高。此外，这些计划可能会通过激励或强制使用其他替代能源、禁止使用我们的产品、要求使用我们产品的设备转向替代能源或直接增加消费者的化石燃料成本来减少对我们产品的需求。此外，2024年3月，SEC通过了最终规则，旨在加强上市公司和公开发行中与气候相关的披露并使其标准化。SEC发布最终规则后，立即有几起诉讼被提起，质疑其合法性，规则被搁置等待司法审查。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；然而，这些规则仍被搁置，等待此类法律挑战，目前第八巡回上诉法院暂时搁置这些挑战，直到SEC确定规则是否会被撤销、废除、修改或在诉讼中进行辩护。

遵守适用的环境法和其他政府法规可能代价高昂，并可能对生产产生负面影响。

我们开展活动的国家的法律法规控制着我们目前的业务。这些法律法规可能要求我们为我们的开发活动获得许可，限制或禁止在某些受保护或敏感区域的钻探活动，或限制与我们的运营相关的可释放的物质。

我们的运营可能会导致人身伤害、财产损失、自然资源损害、原油泄漏、有害物质排放、补救和清理费用以及其他环境损害的责任。不遵守环境法律法规，可能引发多种行政、民事和刑事强制执行措施，包括评估罚款、发布禁止经营令等。此外，我们可能对（其中包括）我们购买或租赁的物业的先前业主或经营者造成的环境损害承担责任。一些环境法对有害物质释放的补救规定了连带严格责任，使得一个人对环境损害负有责任，而不考虑该人的疏忽或过失。因此，我们可能会对第三方或政府实体承担重大责任，并可能被要求承担大量补救费用。我们还可能受到未来通过的更严格的法律法规的影响，包括任何与气候变化和GHG相关的法律法规以及水力压裂液的使用，从而导致运营成本增加。

我们还受制于与健康和安全、税收、就业、劳工标准、洗钱、恐怖主义融资以及我们经营所在司法管辖区的其他事项有关的各种法律。

这些法律和其他政府法规，涵盖包括钻井作业、税收和环境保护等事项，可能会因应经济或政治状况而不时更改，并可能对我们的运营成本以及整个原油、天然气和NGLs行业产生重大影响。我们采用和实施的合规机制和监测计划可能无法充分预防或发现可能违反此类适用法律的行为。我们未能遵守任何此类立法可能会导致严厉的刑事或民事制裁，并可能使我们承担其他责任，包括罚款、起诉和声誉损害，所有这些都可能对我们的业务、综合经营业绩和综合财务状况产生重大不利影响。

虽然我们认为我们目前遵守适用于我们运营的环境法律和其他政府法规，但无法保证我们将能够继续遵守此类环境法律法规而不会产生大量成本。

我们一直并且在未来可能会参与与政府机构和私人诉讼当事人的法律诉讼，因此可能会产生与这些诉讼相关的大量费用。

我们的业务使我们面临来自诉讼或政府行为的责任风险。我们不时卷入法律诉讼，未来可能成为各种诉讼或政府行为的一方。存在诉讼中的任何事项可能对我们作出不利裁决的风险，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。诉讼的成本可能非常高，与为诉讼辩护相关的成本也可能对我们的经营业绩、净现金流和财务状况产生重大不利影响。不利的诉讼决定或裁决也可能损害我们的商业信誉。

通常，我们的运营是通过合资企业进行的，对此我们可能拥有有限的影响力和控制权。对我们提起的私人诉讼或政府诉讼也可能导致我们的运营出现重大延误。

与2025年融资协议相关的风险

2025年融资机制下产生的大量债务可能会限制我们未来借入额外资金或利用收购或其他商业机会的能力。此外，2025年融资中的契约施加了限制，可能会限制我们的能力和我们的子公司采取某些行动的能力。我们未能遵守这些契约可能会导致2025年融资机制下任何未来未偿债务的加速。

管理我们与南非标准银行有限公司、马恩岛分行、南非标准银行有限公司和其他金融机构的2025年融资的2025年融资协议包含某些肯定和否定的契约，其中包括遵守法律（包括环境法和反腐败法）、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（定义见2025年融资协议）、维持保险，订立受2025年融资协议和对冲政策（定义见2025年融资协议）、对产生留置权的限制、债务、资产处置、收购、限制性付款、与合格承购人订立承购协议（定义见2025年融资协议）和其他习惯契约监管的某些衍生工具合同。2025年融资协议还包含某些财务契约和其他契约，这些契约限制了我们支付股息以及进行某些收购和处置交易的能力。截至本协议签署之日，我们遵守了2025年融资协议项下的契约。

2025年融资协议中包含的关于未来任何债务的限制可能会降低我们产生额外债务、从事某些交易或利用拟议收购或其他商业机会的能力。2025年融资机制下的任何未来债务以及其他财务义务和限制都可能产生财务后果。例如，他们可以：

•削弱我们未来为资本支出、潜在收购、一般业务活动或其他目的获得额外融资的能力；

•增加我们对普遍不利的经济和行业状况的脆弱性；

•要求我们将未来现金流的很大一部分用于支付我们的债务和其他财务义务，从而减少我们的现金流可用于为营运资金、资本支出和其他一般公司需求提供资金；

•限制我们在规划或应对业务和行业变化方面的灵活性；和

•与那些相应债务较少的国家相比，我们处于竞争劣势。

此外，我们遵守2025年融资协议契约的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响，我们无法向您保证我们将满足这些要求。石油和天然气价格长期处于低迷水平可能会进一步增加我们无法遵守契约以维持特定财务比率的风险。违反这些规定中的任何一项都可能导致2025年融资机制下的违约，这可能允许宣布该机制下的所有未偿金额立即到期应付。如果发生这种加速，我们无法保证我们将能够偿还债务或获得新的融资来为我们的债务再融资。即使向我们提供了新的融资，也可能不是我们可以接受的条款。如果我们未能达到某些比率或由于2025年融资机制下的契约对我们施加的限制，我们也可能无法利用出现的商业机会。

根据2025年融资协议的条款，2025年RBL融资下的借款基础可能会减少，这可能会限制我们用于勘探和开发的可用资金。我们可能难以获得额外信贷，这可能会对我们的运营和财务状况产生不利影响。

未来，我们可能会依赖2025年RBL融资来满足一部分资本需求。2025年RBL融资的初始承诺总额为1.9亿美元，初始借款基础为1.82亿美元。根据某些条件，我们可以在2025年融资协议日期后30个月的日期之前的任何时间要求将2025年RBL融资下可用的承诺总额增加到本金总额不超过3亿美元。此外，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，以便总借款基

截至生效增加日期，2025年RBL融资项下从1.90亿美元增加到2.550亿美元。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。

根据2025年融资可能提取的贷款总额限于相关时间的总承付款金额和借款基础金额两者中的较低者。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日以及2025年融资协议规定的其他临时触发器重新确定。

未来，由于（i）由于随后重新确定借款基础的结果导致我们的借款基础减少，或（ii）贷方不愿意或无法履行其筹资义务，我们可能无法在2025年RBL融资机制下获得足够的资金。因此，我们可能无法在2025年RBL融资机制下获得足够的资金。如果在需要时无法获得资金，或者只能以不利的条件获得资金，则可能会像目前预期的那样对我们的发展计划产生不利影响，从而可能对我们的生产、收入和经营业绩产生重大不利影响。

与我们普通股所有权相关的风险

我们普通股的价格可能会大幅波动。

我们的普通股目前在纽约证券交易所（“NYSE”）和伦敦证券交易所（“LSE”）交易，但我们普通股的活跃交易市场可能无法持续。我们普通股的市场价格可能会大幅波动，原因是：

•稀释性发行我们的普通股；

•与我们的业务或竞争对手的业务有关的公告；

•对我们未来财务业绩的预期变化或公开市场分析的财务估计变化；

•我们经营业绩的实际或预期季度变化；

•一般影响原油、天然气和NGLs行业的情况；

•我们经营策略的成功；及

•其他可比公司的经营和股价表现。

其中许多因素超出了我们的控制范围，我们无法预测它们对我们普通股价格的潜在影响。此外，股票市场可以经历相当大的价量波动。近期金融市场的波动导致了显著的价格和数量波动，影响了股本证券的市场价格，而不考虑公司的经营业绩、基础资产价值或前景。因此，即使我们的经营业绩、基础资产价值或前景没有改变，我们普通股的市场价格也可能下降。此外，这些因素以及其他相关因素可能会导致资产价值下降，从而可能导致减值损失。无法保证公开交易的股本证券的价格和数量不会发生波动。如果这种加剧的波动和市场动荡持续下去，我们的运营可能会受到不利影响，我们普通股的交易价格可能会受到不利影响。

我们目前打算为我们的普通股支付股息；但是，不能保证我们将来能够以指定的水平或根本无法向我们的股东支付股息。

我们的董事会通过了从2023年第一季度开始的预期每股普通股0.0625美元的季度现金股息政策。如果我们手头有足够的现金和运营现金流，我们将考虑在未来继续为我们的普通股支付股息。未来股息的支付（如有）以及未来记录和支付日期的确定将由我们的董事会在考虑各种因素后酌情决定，包括当前的财务状况、汇回现金的税务影响、经营业绩以及当前和预期的现金需求。因此，无法保证我们将能够继续向我们的股东支付股息，或任何未来股息的水平将实现市场收益率或随着时间的推移而增加，甚至可以保持，其中任何一项都可能对我们普通股的市场价格产生重大不利影响。

在纽交所和伦敦证交所双重上市可能会导致我们的普通股市场效率低下。

我们的普通股在纽约证券交易所和伦敦证交所上市。因此，我们普通股的交易和流动性在这两个交易所之间分配。我们普通股的价格可能会波动，在纽约证券交易所和伦敦证券交易所可能随时不同。我们普通股的双重上市将导致我们普通股报价的交易所之间在流动性、结算和清算系统、交易货币以及价格和交易成本方面存在差异。这些因素和其他因素可能会阻碍我们的普通股在两个交易所之间的可转让性。

投资者可以通过一种称为套利的做法，寻求出售或购买我们的普通股，以利用两个市场之间的任何价格差异。任何套利活动都可能在任一交易所的普通股价格和任一市场上可供交易的我们的普通股数量上造成意想不到的波动。这可能会对我们的普通股在这些交易所的交易产生不利影响，并增加其价格波动性和/或对这些交易所普通股股票的价格和流动性产生不利影响。此外，我们在任一司法管辖区的普通股持有人将无法在未与我们的转让代理/注册商实施必要程序的情况下立即转让此类股份以在另一市场进行交易。这可能会导致时间延迟，并给股东带来额外成本。

我们的普通股在纽约证券交易所以美元报价和交易，在伦敦证券交易所以GBX交易。我们的普通股在这些交易所的市场价格也可能因汇率波动而有所不同。

未来大幅出售我们的普通股，或认为可能会发生此类出售，或额外发行我们的普通股可能会压低我们普通股的市场价格。

我们无法预测未来出售我们的普通股，或未来出售我们的普通股的可用性，或未来提供我们的普通股的额外股份，将对我们普通股的市场价格产生什么影响（如果有的话）。在公开市场出售或额外发售大量我们的普通股，或认为或任何公告可能发生此类出售或额外发售，可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响，并可能使股东更难在他们认为适当的时间和价格出售他们的普通股，还可能阻碍我们通过发行股本证券筹集资金的能力。

任何优先股的发行将优先于我们的普通股股份。

虽然我们目前没有任何已发行的优先股，但根据我们的公司注册证书，我们被授权发行最多500,000股优先股。在支付股息、清算和其他事项方面，任何优先股的发行将优先于我们的普通股股份。

我们的公司注册证书和章程不包含任何有利于现有股东的优先购买权，这意味着如果发行额外的普通股，股东可能会被稀释。

我们的股东没有优先购买权，我们可以在未经股东同意的情况下，为一般公司目的发行额外的普通股、优先股、认股权证、权利、单位和债务证券，包括但不限于营运资金、资本支出、投资、收购和偿还或借款再融资。我们积极寻求通过互补性或战略性收购扩大我们的业务，并可能就这些收购发行额外的普通股。我们还向我们的执行官、员工和独立董事发行我们的普通股，作为他们薪酬的一部分。这可能会产生稀释现有股东利益的效果。此外，在授予优先购买权的范围内，某些法域的股东可能会遇到行使困难或无法行使其优先购买权的情况。

我们第三条经修订及重述的附例中法院地条文的选择（the“附例”）可能会限制我们的股东’为纠纷获得有利的司法论坛的能力。

我们的章程规定，特拉华州衡平法院（或者，如果衡平法院没有管辖权，特拉华州联邦地区法院）应是（i）以公司或代表其名义或权利提起的任何派生诉讼或程序，（ii）就公司的任何董事、高级职员、雇员、股东或其他代理人对公司或股东所欠的信托责任提出索赔的任何诉讼的唯一和排他性法院，（iii）根据《特拉华州一般公司法》（“DGCL”）的任何条款或经修订的我们重述的公司注册证书（“章程”）的任何条款或章程或DGCL授予该州衡平法院管辖权的任何诉讼或主张索赔

特拉华州或（iv）主张受内政原则管辖的索赔的任何诉讼，包括但不限于解释、适用、执行或确定《宪章》或《章程》有效性的任何诉讼。尽管如此，根据我们的章程，上述规定将不适用于为执行《交易法》产生的义务或责任或联邦法院拥有专属管辖权的任何其他索赔而提起的诉讼。我们的章程进一步规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则美国联邦地区法院将是解决任何声称根据《证券法》产生的诉讼因由的投诉的专属法院。根据《证券法》，联邦法院和州法院对为执行《证券法》产生的任何义务或责任而提起的所有诉讼同时拥有管辖权，股东不能放弃遵守联邦证券法及其下的规则和条例。因此，对于法院是否会强制执行与根据《证券法》产生的索赔相关的书面法院地选择条款，存在不确定性。任何个人或实体购买或以其他方式获得我们股本股份的任何权益，将被视为已通知并已同意附例中有关选择法院地的规定。我们的章程中选择的诉讼地条款可能会限制我们的股东就与我们的纠纷获得有利的司法诉讼地的能力。此外，其他公司的管理文件中选择法院地条款的可执行性在法律诉讼中受到质疑，并且有可能，就对我们提起的任何适用诉讼而言，法院可能会认定我们的章程中包含的选择法院地条款在此类诉讼中不适用或不可执行。如果是这样，我们可能会产生与在其他司法管辖区解决此类行动相关的额外费用，这可能会损害我们的业务、运营结果和财务状况。

项目1b。未解决员工意见

没有。

项目1c.网络安全

风险管理和战略

我们的企业信息技术、通信网络、企业应用、会计和财务报告平台，以及相关系统是我们业务运营所必需的。我们使用这些系统，除其他外，管理我们的勘探、开发和生产过程，用于内部通信，用于会计操作记录保存功能，以及我们业务的许多其他关键方面。我们的业务运营依赖于专有、机密、敏感数据的安全收集、存储、传输和其他处理。

我们实施和维护了各种信息安全流程，旨在识别、评估和管理网络安全威胁对我们的关键计算机网络、第三方托管服务、通信系统、硬件和软件以及我们的关键数据造成的重大风险，包括专有、战略性或竞争性的机密信息（“信息系统和数据”）。

我们依靠一个多学科团队，包括我们的信息安全职能部门、法律部门、管理部门和第三方服务提供商，如下文进一步描述，来识别、评估和管理网络安全威胁和风险。我们通过使用各种方法监测和评估我们的威胁环境和我们的风险概况来识别和评估来自网络安全威胁的风险，例如，使用手动和自动化工具、订阅识别网络安全威胁的报告和服务、分析威胁和威胁行为者的报告、对威胁环境进行扫描、评估我们行业的风险概况、利用内部和外部审计以及进行威胁和漏洞评估。

根据环境的不同，我们实施和维护各种技术、物理和组织措施、流程、标准和/或政策，旨在管理和减轻网络安全威胁对我们的信息系统和数据造成的重大风险，包括风险评估、事件检测和响应、漏洞管理、灾难恢复和业务连续性计划、我们会计和财务报告职能范围内的内部控制、数据加密、网络安全控制、访问控制、物理安全、资产管理、系统监控、供应商风险管理计划、基础设施保护技术、灾难恢复计划、员工培训和渗透测试。

我们不时与协助我们识别、评估和管理网络安全风险的第三方合作，包括专业服务公司、咨询公司、威胁情报服务提供商和渗透测试公司。

为了经营我们的业务，我们利用某些第三方服务提供商来执行各种功能。我们寻求与维护网络安全计划的可靠、信誉良好的服务提供商合作。视服务性质而定

提供、处理的信息的灵敏度和数量以及服务提供者的身份，我们的供应商管理流程可能包括审查这类提供者的网络安全做法、以合同方式对提供者施加义务、进行安全评估以及在其参与期间进行定期重新评估。

我们不知道来自网络安全威胁的任何风险，包括任何网络安全事件造成的风险，这些风险已对我们公司产生重大影响或有合理可能对我们公司产生重大影响，包括我们的业务战略、经营业绩或财务状况。请参阅“第1a项 . 风险因素”在这份关于10-K表格的年度报告中，包括“我们的业务可能会受到安全威胁（包括网络安全威胁）和其他中断的重大不利影响”，以进一步讨论与网络安全相关的风险。

治理

我们的董事会对公司的战略和风险管理负有监督责任，包括与网络安全威胁相关的系统性风险和重大风险的管理。这种监督由董事会及其委员会执行。董事会在管理层发现任何重大财务风险敞口时与管理层进行讨论，这些风险敞口可能源于重大网络安全威胁以及为监测和控制这些风险而采取的措施。

我们的管理层，以我们的首席财务官 Ron Bain和我们的信息技术总监（“IT总监”）Ryan Fernandez ，领导我们的网络安全风险评估和管理流程，并监督其实施和维护。

我们的IT总监是我们信息技术部门经验丰富的信息技术专业人士，自2025年11月起担任IT总监。他与公司内部信息技术部门和外部合作伙伴合作，以监控和提高我们的网络安全能力。我们的IT总监在技术和网络安全方面拥有丰富的经验，这是他在超过25年的职业生涯中获得的。我们的前任IT总监佩里·帕斯洛斯基（Perry Pasloski）自2024年以来一直领导我们的IT部门，之后于2025年11月从其职位过渡，并于2026年2月离开公司。

管理层与我们的信息技术部门协调，负责雇用适当的人员，帮助将网络安全风险考虑因素纳入公司的整体风险管理战略，并向相关人员传达关键优先事项。管理层负责批准预算、批准网络安全流程、审查网络安全评估和其他与网络安全相关的事项。

我们的网络安全事件响应和漏洞管理流程旨在根据情况将某些网络安全事件升级到管理层成员。管理层，包括IT总监和首席财务官，在公司的事件响应团队中任职，以帮助公司缓解和补救他们收到通知的网络安全事件。此外，公司的事件响应流程包括就某些网络安全事件向董事会报告。董事会全年定期召开会议，接受管理层的定期报告，包括我们的首席财务官，涉及公司的重大网络安全威胁和风险以及公司为应对这些威胁和风险而实施的流程。

项目2。物业

我们的主要原油、天然气和NGLS资产、生产设施和其他重要物理特性的位置和一般特征已在项目1下按分段描述。“商业.”有关原油、天然气和NGLs储量的信息，包括其估算的基础，在项目1中讨论。“商业.”我们的主要行政办公室位于2500 CityWest Boulevard，Houston，Texas 77042。截至2025年12月31日，我们在德克萨斯州休斯顿、英国伦敦、加蓬Gentil港、艾伯塔省卡尔加里、埃及开罗、科特迪瓦阿比让、赤道几内亚马拉博设有办事处。我们的办公场所全部出租。虽然随着我们业务的扩展，我们可能在未来需要额外的办公空间，但我们相信，我们现有的设施足以满足我们近期的需求，并且将根据需要以商业上合理的条款提供额外的设施。有关公司根据其办公室租赁承担的义务的信息，见第四部分第15项，附注13。租约至合并财务报表。

项目3。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税务、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的综合财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。

项目4。矿山安全披露

不适用。

第二部分

项目5。注册人的市场’s普通股、关联股东事项及发行人购买权益性证券

我们的普通股在纽约证券交易所和伦敦证券交易所交易，代码为“EGY”。

截至2026年2月28日，根据从我们的转让代理、经纪人和被提名人收到的信息，VAALCO普通股的记录持有人大约有101人。这一数字不包括可能以“街头”名义持有普通股的实益或其他所有者。

股息

我们的董事会通过了从2023年第一季度开始的每季度预期每股普通股0.0625美元的季度现金股息政策。下表是我们在2025年支付的股息的时间表：

股息支付日

每股普通股金额

记录日期

2025年3月28日

$0.0625

2025年2月28日

2025年6月27日

$0.0625

2025年5月23日

2025年9月19日

$0.0625

2025年8月22日

2025年12月24日

$0.0625

2025年11月21日

2025年支付的每股总金额

$0.2500

关于2025年RBL融资，我们需要在任何分配、股票回购或股票回购（每个，“分配”）之前提供集团流动性预测。预测必须包括在预测期内预期的分配数量。在不存在借款基数不足、不存在违约结果或不存在违约事件的情况下，只要（1）当前预测高于规定比例且与预测期内任何三个月申报或支付的金额合计的拟议分配不超过该期间估计金额的110%，或（2）我们提供高于规定阈值的更新预测，同时考虑到拟议分配和相关预测期内任何三个月期间的预期分配，我们就可以进行分配，而无需进一步批准。如果未满足流动性测试，则需要获得贷款人的批准或豁免才能进行分配。预计科特迪瓦FPSO翻新期间的现金股息，如有宣布，不应超过每股0.26美元。截至2025年12月31日止年度，进行分派无须特别批准或豁免。

如果我们手头有足够的现金和来自运营的现金流，我们将考虑按季度支付额外的现金股息；但是，任何未来的股息支付（如果有的话）将由董事会在考虑各种因素后酌情决定，包括当前的财务状况、汇回现金的税务影响、经营业绩以及当前和预期的现金需求。

股权补偿计划下获授权发行的证券

见"项目12。若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项”以讨论根据我们的补偿计划可能发行的普通股股份。

性能图

下图比较了我们的普通股累计总股东报酬率与标普 500指数和SPDR 标普石油天然气勘探与生产指数的累计总报酬率的年度百分比变化。该图假设在2020年12月31日向我们的普通股和每个指数投资了100美元，并且所有股息（如果有的话）都进行了再投资。指定期间的股东回报可能并不代表未来的股东回报。


	2020		2021		2022		2023		2024		2025
SPDR 标普石油和天然气勘探与生产	$	100	$	167	$	242	$	251	$	248	$	243
标普 500综合	$	100	$	129	$	105	$	133	$	166	$	196
瓦可能源，公司。	$	100	$	181	$	264	$	275	$	281	$	251

未登记出售股本证券及所得款项用途

截至2025年12月31日止年度，没有销售以前未在8-K表格当前报告中报告的未登记证券。

发行人回购普通股

公司此前实施了一项规则10b5-1交易计划（“10b5-1计划”），以促进通过公开市场购买、私下协商交易或根据《交易法》以其他方式进行的股份购买。10b5-1计划规定，在最长20个月的时间内，购买总额不超过3000万美元的当前已发行普通股。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。

项目6。[保留]。

项目7。管理’s财务状况与经营成果的讨论与分析

以下管理’s讨论分析描述了影响我们资金资源、流动性、经营成果的主要因素。这种管理’s的讨论和分析应与随附的财务报表和相关附注、有关我们的业务实践的信息、重要的会计政策、风险因素以及构成我们财务业绩基础的交易一起阅读，这些都包含在本年度报告的各个部分中。有关2024年财务状况和经营业绩与2023年相比变化的讨论，请参看第二部分第7项。管理层对我们2024年财务状况和经营成果的讨论与分析表格10-K，于2025年3月17日提交给SEC。我们在下文讨论中的某些陈述是前瞻性陈述。这些前瞻性陈述涉及风险和不确定性。我们提醒，一些因素可能导致实际结果与前瞻性陈述所暗示或表达的结果存在重大差异。请看“关于前瞻性陈述的警示性声明”和“项目1a。风险因素”有关这些声明的更多详细信息。

介绍

我们是一家独立的能源公司，总部位于德克萨斯州休斯顿，从事原油、天然气和NGLs的收购、勘探、开发和生产。我们拥有多元化的以非洲为重点的生产、开发和勘探资产组合，位于埃及加蓬、科特迪瓦、赤道几内亚、尼日利亚，在加拿大资产剥离之前，我们还在加拿大生产资产。有关我们五个经营分部的进一步讨论，请参阅“项目1。商业–段和地理信息。”

我们打算通过控制运营成本和资本支出、最大限度地回收储备以及进行符合我们战略和财务目标的有纪律的战略性增值收购来加速股东回报并增加股东价值。

最近的发展和展望

2025年收购

2025年3月，该公司通过与包括国家石油公司在内的其他两方的商业套利安排，以70%工作权益和100%支付权益的作业者身份进入科特迪瓦近海的CI-705区块。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。这笔交易的收购费用总额约为300万美元。

剥离非核心资产

2026年2月4日，公司订立资产购买协议（“加拿大APA”），出售其在加拿大的所有运营资产（“加拿大资产剥离”），购买价格为2440万美元（3340万加元），但须按惯例进行调整。加拿大资产剥离于2026年2月19日结束，生效日期为2026年2月1日，调整后的购买价格为2550万美元。加拿大资产剥离标志着该公司完全退出了其在加拿大的石油和天然气业务。请见第四部分，项目15.，注4。收购和资产剥离和注20。后续事件，转至合并财务报表，以进一步讨论加拿大资产剥离。

资本计划

我们预计，假设运营状况正常，我们的2026年资本计划将在2.90亿美元至3.60亿美元之间，该计划优先考虑自由现金流的产生和对股东的有意义的资本回报。该计划包括加蓬约1.10亿美元至1.35亿美元、埃及约900万美元至1200万美元、赤道几内亚约50万美元至150万美元、科特迪瓦约1.70亿美元至2.10亿美元用于石油和天然气开发，以及与公司和其他资本成本相关的约0.5至150万美元。上述与加蓬Etame项目有关的金额不包括由非经营伙伴资助的金额。见下文

“资本资源、流动性和现金需求”进一步讨论我们每个经营分部的资本支出。

商品价格

原油和凝析油、NGLs和天然气的价格历来波动较大。由于与全球政治和经济环境以及原油、NGLs和天然气的全球供应和需求以及其他能源供应的可用性、消费者认为的各种能源的相对竞争关系和其他因素相关的许多不确定性，预计这种波动将持续下去。石油和天然气价格的重大变化对我们的流动性产生了实质性影响。商品价格下跌对我们的经营现金流产生负面影响，但对经营费用产生积极的间接影响。在大宗商品价格上涨的时期，情况也相反。为了缓解石油和天然气价格固有的一些风险，我们利用各种衍生工具对冲大宗商品价格风险。

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，这种停火并没有在第一阶段之后取得进展，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。

全球市场也在经历与美以伊战争和美国对委内瑞拉干预有关的波动和不确定性。继2026年2月对伊朗发动导弹袭击后，不稳定局势加剧，包括中东领空关闭、机场受损以及霍尔木兹海峡事实上被关闭，这条运输全球约20%石油的航道。这些持续的武装冲突的持续时间和影响，以及这些冲突蔓延到更多地区的可能性是不确定的，可能会对全球经济、金融市场、我们的客户以及反过来对我们产生不利影响。

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。全球贸易政策继续演变，近期有关美国关税的事态发展的最终影响尚不清楚。2026年2月20日，美国最高法院发布裁决，取消此前根据《国际紧急经济权力法》（“IEEPA”）征收的某些关税。继最高法院作出裁决后，美国总统政府宣布打算援引其他法律征收关税，并宣布对所有国家的进口产品征收新的关税，此外还有任何现有的非IEEPA关税。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的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、服务和材料通常是通过美国或通过与美国一致的贸易路线采购、设计或整合的。因此，我们可能会遇到成本增加、交货时间延长的采购和

交付钻井和生产设备，特别是如果供应商调整价格以应对关税增加，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加强文件要求和新的原产地规则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。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。

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，最近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。

尽管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ESG问题，包括气候变化。我们预计，这种高度关注将继续推动整个行业的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表达了对该规则的成本和侵入性的担忧。虽然这些规则仍被搁置，等待法律挑战，截至

2025年9月，一直被第八巡回上诉法院搁置，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时，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，并与处境相似的公司的行业标准保持一致。

尽管有美国的活动，但国际气候相关财务报告的格局已经发生了重大变化。此前作为主导框架的气候相关财务披露工作组（“TCFD”）于2024年初停止运作，其职责和遗产将移交给国际可持续发展标准委员会（ISSB）。

根据这一全球演变，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标准的认可进程，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要求有节制地转向新的英国SRS/IFRS一致的披露制度。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。

经营成果

截至2025年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较

截至2025年12月31日止年度净亏损41.4美元m亿，而截至2024年12月31日止年度的净收入为5850万美元。净收入同比下降主要是由于我们加拿大分部持有待售资产的减值损失，收入的减少部分被本年度折旧、损耗和摊销费用、信贷损失和所得税费用的减少所抵消。

以下是按重要行项目对结果进行的进一步讨论。


	截至12月31日止年度，				增加/
	2025		2024		（减少）
（除BOE和每BOE和每BBL信息外，以千为单位）
原油、天然气和NGLs净产量（MBOE）	6,043		7,296		(1,253)
原油、天然气、NGLs净销售量（MBOE）	6,370		7,262		(892)

平均原油、天然气和NGLs销售价格（每桶油当量）	$	56.11	$	65.64	$	(9.53)
平均日期布伦特现货价格*（美元/桶）	$	69.14	$	80.52	$	(11.38)

净原油、天然气和NGLS收入	$	359,272	$	478,988	$	(119,716)
运营成本和费用：
生产费用	158,177		163,500		(5,323)
勘探费用	8,914		48		8,866
折旧、损耗和摊销	109,978		143,034		(33,056)
持有待售资产减值损失	67,224		—		67,224
一般和行政费用	33,089		29,684		3,405
信用（追偿）损失和其他	106		6,304		(6,198)
总运营成本和费用	377,488		342,570		34,918
其他营业收入（费用），净额	(2,391)		78		(2,469)
营业收入（亏损）	(20,607)		136,496		$	(157,103)
其他费用，净额	(5,962)		3,301		(9,263)
所得税前收入（亏损）	(26,569)		139,797		(166,366)
所得税费用	14,822		81,307		(66,485)
净收入（亏损）	$	(41,391)	$	58,490	$	(99,881)

*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NGLs净收入与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度减少1.197亿美元，或约25%。收入减少的主要原因是加蓬和科特迪瓦的收入减少。

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12月31日止年度，公司加蓬分部为公司总收入贡献了1.817亿美元的收入，低于2024年该分部贡献的2.060亿美元收入。收入减少的主要原因是，截至2025年12月31日止年度收到的加蓬平均每桶实现价格为65.76美元/桶（BBL），而2024年收到的价格为78.81美元/桶。部分抵消了收入减少的是截至2025年12月31日止年度的销量为2,735 MBBLs或151 MBBLs略高于2024年同期的销量2,584 MBBLs。在2025年12月31日和2024年12月31日，我们的原油库存份额（不包括特许权使用费桶）分别约为67 MBBLS和268 MBBLS。

埃及

埃及的原油销售要么通过货物吊运卖给第三方，要么直接卖给政府EGPC。截至2025年12月31日止年度，公司埃及分部为公司总收入贡献了1.40亿美元的收入，而2024年该分部贡献的收入为1.460亿美元。收入减少的主要原因是，截至2025年12月31日止年度，在埃及收到的平均实现价格较低，为每桶51.27美元，与2024年收到的每桶56.47美元相比，每桶低5.20美元。截至2025年12月31日止年度的销量增加至2,730 MBBLs，而2024年同期为2,585 MBBBLs，部分抵消了这一影响。截至2025年12月31日，公司埃及分部没有石油库存。

加拿大

在加拿大资产剥离之前，加拿大的原油销售通常通过管道出售给第三方。截至2025年12月31日止年度，公司的加拿大分部为公司的总收入贡献了1920万美元的收入，低于2024年加拿大分部贡献的32.0百万美元的收入。收入减少是由于截至2025年12月31日止年度收到的平均已实现销售价格较低，为每MBOE 28.74美元，或比2024年同期收到的每BOE 36.77美元减少8.03美元。此外，截至2025年12月31日止年度的总销量从2024年同期销售的870 MBOE下降至667 MBOE，导致收入下降。截至2025年12月31日，该公司的加拿大分部没有石油库存。

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，该公司向世界各地的买家（主要是炼油厂）提供这批货物。如前所述，FPSO于2025年1月停产，进行计划中的干船坞翻新。翻新工作已于2026年2月完成，猴面包树FPSO已开始调集返回科特迪瓦。FPSO预计将于2026年第四季度恢复服务。该公司的科特迪瓦分部为公司截至2025年12月31日止年度的总收入贡献了1840万美元的收入，比2024年该分部贡献的9510万美元的收入低7670万美元。收入减少的主要原因是，截至2025年12月31日止年度的销售量减少至238百万桶，而2024年同期为1,223百万桶。截至2025年12月31日止年度，科特迪瓦收到的平均实现价格为每桶77.36美元，与2024年收到的每桶77.74美元相比，也略有下降。截至2025年12月31日，公司的科特迪瓦分部没有石油库存。

生产费用减少 $5.3百万截至2025年12月31日止年度，与2024年同期相比，增长约3%至1.582亿美元。生产费用的减少主要是由于我们的科特迪瓦分部的生产费用减少，部分被加蓬分部的费用增加所抵消。按每桶计算，截至2025年12月31日止年度的生产费用（不包括修井费用和库存补偿费用）从截至2024年12月31日止年度的每桶22.48美元增至每桶24.78美元。每桶生产成本的增加主要是由于产量与上一年相比减少了17%。

勘探费用ses代表y截至2025年12月31日的8.9美元米lillion的主要原因是购买了将用于科特迪瓦Block 705区块的地震数据，与加蓬G和H区块相关的成本以及与位于南加扎拉特的埃及勘探井相关的成本被确定为商业上不可行。2024年同期发生的勘探成本微乎其微。

折旧、损耗和摊销与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度减少3310万美元，或约23%，至1.10亿美元。折旧、损耗和摊销费用的减少主要是由于自2025年1月FPSO下线以来科特迪瓦没有生产。

一般和行政费用与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度增加340万美元，或约11%，至3310万美元。一般及行政开支增加主要是由于股票薪酬、薪金及工资及专业服务费用增加所致。

信贷损失和其他备抵-与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度，信贷损失和其他费用减少620万美元，或约98%，至10万美元。截至2024年12月31日止年度的信贷损失和其他主要是由于2024年期间计算的与埃及有关的备抵增加

追溯应收款，定义见第四部分第15项，附注11。承诺与或有事项至合并财务报表。回溯应收账款已于2025年3月31日结清，而其余贸易应收账款为流动，因此确定无需计提拨备。

衍生工具收益（亏损），净额归属于我们的商品工具，如第四部分第15项，注9所述。衍生品至合并财务报表。在截至2025年12月31日和2024年12月31日的年度内，我们分别确认了低于10万美元和50万美元的已实现净亏损，未实现收益和未实现亏损分别为290万美元和20万美元，或衍生工具总净收益和衍生工具总净亏损分别为290万美元和70万美元。2025年的衍生品收益是由于截至2025年12月31日的一年中，过时的布伦特原油价格高于每桶期权的初始执行价格。我们的衍生工具目前涵盖了我们到2027年3月的石油和到2026年12月的天然气生产的一部分。作为我们加拿大资产剥离的一部分，加拿大APA下的买方承担了我们与加拿大运营部门的天然气产量相关的对冲合约。

持有待售资产减值损失截至2025年12月31日止年度的6720万美元是由于我们报告为持有待售的加拿大资产的已探明和未探明石油和天然气资产的账面价值录得减值。减值主要归因于该期间远期带钢商品价格持续下跌，包括原油和天然气基准定价的下降。较低的远期定价降低了预期的未来净现金流，并对市场参与者的估值假设产生了负面影响。因此，计划剥离的估计收益下降至低于处置集团的账面价值。截至2024年12月31日，没有持有待售资产。

利息（费用）收入，净额截至2025年12月31日止年度的支出从2024年同期的370万美元增加450万美元至820万美元。截至2025年12月31日止年度的净利息支出增加，主要是由于我们在2025年RBL融资下的债务发行成本摊销、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。该公司在2024年期间没有根据其先前的基于储备的信贷安排提取任何金额。

其他（费用）收入，净额从截至2024年12月31日止年度的支出580万美元减少520万美元至截至2025年12月31日止年度的支出60万美元。其他（费用）收入，净额通常包括第四部分第15项、附注2所述的外汇损失。重要会计政策摘要至合并财务报表。然而，截至2024年12月31日止年度，其他（费用）收入净额还包括与Svenska收购相关的390万美元交易成本。

所得税费用（收益）f或结束的一年2025年12月31日的费用为1480万美元，其中包括1370万美元的有利油价调整，原因是加蓬政府分配的Profit Oil在生产时间和实物时间之间的价值发生了变化。剔除这一影响后，该期间的所得税为2850万美元。截至2024年12月31日止年度，我们录得8130万美元的所得税费用，其中包括9890万美元的当期税收费用和1760万美元的递延税收优惠。这两个期间的当期税收支出主要归因于我们在加蓬、埃及、加拿大和科特迪瓦的业务。由于收入减少，2025年的所得税费用低于2024年期间的所得税费用。见第四部分，项目15.，注7。所得税到合并财务报表进一步讨论。

资本资源和流动性

资本支出

2025年期间，我们的应计制运营支出为2.364亿美元，其中包括加蓬6170万美元、埃及2880万美元、加拿大160万美元、科特迪瓦1.432亿美元、赤道几内亚60万美元和公司办公室50万美元，而2024年为1.094亿美元。2025年的资本支出归因于主要与作为在埃及钻探活动的一部分而钻探的新井、在加蓬的第三阶段钻探有关的支出，以及与在科特迪瓦翻修FPSO有关的支出。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。

最近的运营更新

加蓬

公司在加蓬的第三阶段钻探计划于2025年第四季度开始，于2025年12月在Etame的1V区块钻探Etame 15H-ST1开发井。该井于2026年1月完工并投产，证实了试验井结果的预期。西部Etame探井（ET-14P）虽遇到10米优质砂层，但目标区含水。井下部分封堵弃井但利用井筒，在井上部分侧钻，在ETAME主断层Block钻ET-14H开发井。预计将于4月完成运营。

在Etame平台完成我们的项目后，我们预计将把钻机移至SEENT和Ebouri平台，在那里我们计划进行几口井和修井，以提高产量并可能增加储量。

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。

BWE财团于2025年11月在Niosi和Guduma区块发起了3D地震活动，该活动已于2026年1月完成。地震采集已执行，并满足了Niosi PSC条款下的最低承诺，并告知关于进入Guduma Block第二个勘探期的决定。

埃及

埃及的钻探活动于2024年12月开始，一直持续到2025年。2025年期间，我们在东部甜品共钻了16口井，其中包括16口开发井。2025年12月，我们又开始钻探一口井，于2026年1月完成。东方甜品所有钻井顺利实现目标。此外，2025年还开展了连续的油井干预、修井和优化活动，以提高生产水平。我们还在South Ghazalat钻了一口探井，后来确定这口井在商业上不可行。

科特迪瓦

与计划中的干船坞翻新有关，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新工作，该工作已于2026年2月完成。Baobab 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，油田生产预计将于2026年第二季度重启。FPSO恢复服务后，预计将于2026年第四季度开始的计划开发钻探计划已获得一台钻机。预计此次钻探活动将为CI-40主要Baobab油田的产量带来有意义的增加。

2026年2月，该公司成为CI-40 Block Kossipo油田60%工作权益的运营商，油田开发计划将于2026年下半年完成。

2025年3月，该公司通过与其他两方的商业套利安排，以70%的工作权益和100%的支付权益作为作业者进入科特迪瓦近海的CI-705区块。CI-705区块位于科特迪瓦盆地，位于该公司CI-40 Block以西，Baobab和Kossipo油田就坐落于此。

加拿大

2025年，基于对整个投资组合的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。如上所述，2026年初，该公司完全退出了加拿大的石油和天然气业务。请见上文“剥离非核心资产，”就出售加拿大营运资产进行进一步讨论。

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。2025年第二季度，公司完成了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。

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，我们使用掉期等大宗商品衍生工具来对冲与我们预期的原油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。这些工具仅对原油价格下跌提供部分保护，可能会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。我们不对大宗商品价格进行投机，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。合同公允价值变动计入合并经营报表及其他综合收益（亏损）。我们将这类衍生工具作为资产或负债记录在合并资产负债表中。我们预计我们的对冲政策不会有任何实质性变化。

请见第四部分，项目15.，注9。衍生品在我们的合并财务报表中获得有关相关对冲的更多信息。

手头现金

截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们拥有5890万美元的非限制性现金和8260万美元，respectively，截至某些日期，超过了联邦存款保险公司的保险限额。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、放弃资金，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，见第四部第15项，附注11。承诺与或有事项至合并财务报表。

2025年RBL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，见第四部分，项目15.，注12。债务至合并财务报表。

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、股息支付和放弃融资，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PSC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。在 2023年8月,完成了一项放弃研究，在未贴现的基础上估计放弃成本约为7790万美元（4590万美元，VaAlco净额）。根据PSC的要求，向加蓬碳氢化合物管理局提交了废弃估算。2023年第一季度，加蓬碳氢化合物管理局批准了与FPSO退役相关的2660万美元（1560万美元，VaAlco净额）放弃资金付款。该公司在2023年3月收到了1560万美元的付款。到2025年底，废弃资金账户中没有发现额外活动。2025年12月31日弃购基金余额w1070万美元（630万美元，VaAlco净额），未贴现。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合并资产负债表“放弃资金”项目的“其他非流动资产”项下。该公司正与加蓬碳氢化合物管理局合作制定付款时间表，以恢复为废弃基金提供资金。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，该公司为Etame的第三阶段钻探活动获得了一台钻机，并已于2025年12月开钻了第一口加密井。第三阶段钻探活动包括计划提高产量、降低成本和潜在增加储量的几口井和修井。在埃及，我们预计将在2026年继续我们的钻探和完井活动，以及重新完井活动。在CDI，已为第5阶段计划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。

租约-我们是若干经营和融资租赁安排的缔约方，包括经营租赁，其中可能包括公司办公室、钻井平台、租用海上船只和直升机、仓库和储存设施、设备和金融服务组织的融资租赁协议，以及运营中使用的设备和车辆。这些租约的年度成本对我们来说意义重大。更多信息见第四部分，项目15.，注13。租约到我们的合并财务报表。

合并特许协议-根据合并特许权协议，自2020年2月1日（“合并特许权生效日期”）起的六年期间内，将向EGPC支付总额为6500万美元的现代化付款。截至2025年12月31日，所有现代化付款均已通过实际支付现金或通过对EGPC所欠应收账款发放信贷的方式全部结清。从合并特许权生效日期开始，我们还拥有每五年一级开发期限5000万美元的最低财务工作承诺。截至2025年12月31日，5000万美元的财务工作承诺已交付给EGPC。

FPSO维护– Baobab FPSO于2025年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。FPSO预计将于2026年第二季度恢复服务。

BWE财团–我们是BWE财团的成员，该财团获得了加蓬Niosi Marin和Guduma Marin勘探区块的许可证。这些许可证由与加蓬政府签订的PSC涵盖。这些PSC将有两个勘探期，总计八年，可能会再延长两年。在第一个勘探期间，联合业主打算对现有地震进行再处理，并对这两个区块进行3D地震活动，还承诺在这两个区块上钻探勘探井。第一个勘探期将于2026年5月结束。如果BWE联合体选择进入第二个勘探期，BWE联合体将致力于在每个授予的区块上至少再钻一口勘探井。根据BWE财团PSC的条款，公司持有这些许可证37.5%的非经营性工作权益。

股息政策–我们的董事会于2023年第一季度开始采用预期每季度普通股0.0625美元的季度现金股息政策。未来股息的支付（如有）将由董事会在考虑各种因素后酌情决定，包括当前的财务状况、汇回现金的税务影响、经营业绩以及当前和预期的现金需求。

钻机承诺-该公司于2024年底签订了光船租赁协议（“光船租赁”），为其在加蓬的第三阶段钻探活动租用钻井平台。根据光船租约，公司亦与第三方就钻机维修及营运订立服务协议。光船租船合同始于2025年11月向公司第一口井调动钻机，不可撤销的期限为300天，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。

现金流

我们截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的现金流量如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2025年比2024年增加（减少）
	（单位：千）
经营性资产负债变动前经营活动提供的现金净额	$	117,263	$	184,312	$	(67,049)
经营资产和负债净变动	95,404		(70,594)		165,998
经营活动所产生的现金净额	212,667		113,718		98,949

投资活动所用现金净额	(255,890)		(102,119)		(153,771)

筹资活动中提供（使用）的现金净额	12,377		(43,048)		55,425
汇率变动对现金的影响	83		(3)		86
现金、现金等价物和限制性现金净变动	$	(30,763)	$	(31,452)	$	689

与截至2024年12月31日止年度相比，截至2025年12月31日止年度经营活动提供的现金净额增加9890万美元，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，2025年12月31日终了年度经营资产和负债提供的变动净增加1.660亿美元，原因是贸易应收款和埃及应收款及其他净额提供的现金增加（统称为1.217亿美元）。此外，由于应付账款和应计负债及其他余额增加8290万美元，经营资产和负债提供的现金增加。部分抵消这些变化的是因应收（应付）外国所得税减少4510万美元而提供的现金减少。

截至2025年12月31日止年度用于投资活动的现金净额增加1.538亿美元是由于2025年现金资本支出增加。2025年的资本支出主要归因于与埃及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。在2024年，资本支出主要归因于与重新完井和钻探计划相关的成本。此外，公司为收购Svenska使用了4020万美元的现金，被从Svenska收到的4100万美元现金所抵消。

截至2025年12月31日止年度，融资活动提供的现金净额包括我们新的2025年RBL融资下的借款收益6000万美元，部分被2650万美元的股息分配、70万美元的已行使期权和已归属限制性股票预扣税导致的库存股票回购、710万美元的与我们新的2025年RBL融资相关的递延融资成本以及1330万美元的融资租赁本金支付所抵消。截至2024年12月31日止年度，用于融资活动的现金包括2620万美元用于股息分配，680万美元用于根据我们的股票回购计划回购的库存股，以及1050万美元的融资租赁本金付款，部分被行使期权的40万美元收益所抵消。

监管和联合利益审计

我们接受各政府机构的定期例行审计，包括对我们的石油成本账户、海关、税收和其他运营事项的审计，以及承包商集团其他成员根据我们的联合运营协议进行的审计。见第四部分，项目15.，注11。承诺和或有事项到合并财务报表进一步讨论。

关键会计估计

根据公认会计原则编制财务报表要求我们作出估计和假设，这些估计和假设会影响截至财务报表日期的资产和负债的报告金额以及或有资产和负债的披露以及相应报告期间的收入和支出的报告金额。如果（1）由于对高度不确定事项进行会计处理所必需的主观性和判断程度或此类事项易发生变化，以及（2）估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的，则会计估计被视为至关重要。实际结果可能与所使用的估计和假设不同。此外，在某些情况下，GAAP允许使用不止一种替代会计方法进行报告。在这些情况下，如果我们采用另一种会计方法，我们报告的运营结果将有所不同。见第四部分，项目15.，注2。重要会计政策摘要到合并财务报表，以供我们选择会计政策。

资产报废义务

公司有重大义务在石油和天然气生产作业结束时移除有形设备并恢复陆地或海底。估算未来的堵漏和废弃成本需要管理层在未来义务的现值计算中做出固有的估计和判断。其中包括最终封堵和放弃成本、通胀因素、信贷调整贴现率、结算时机以及法律、监管、环境和政治环境的变化。

我们按照ASC 410 —资产报废和环境义务的要求对资产报废义务进行会计处理。在这些准则下，资产报废义务的负债的公允价值，如果能够对公允价值进行合理估计，则在其发生期间确认。资产报废义务发生期间不能合理估计公允价值的，在能够合理估计公允价值时确认负债。如果获得了具有现有资产报废义务的有形长期资产，则在该资产获得或使用日期确认该义务的负债。此外，有条件资产报废义务的公允价值如果能够合理估计负债的公允价值，则记录该负债。我们通过将相关长期资产的账面价值增加与负债相同的金额来将资产报废成本资本化。我们在综合经营报表和综合收益（亏损）中记录由于损耗、折旧和摊销的时间流逝而导致的折现放弃负债的增加。如果未来对这些假设的修正影响到现有资产报废义务负债的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应调整。

所得税

我们的年度税收拨备是基于我们在经营所在的各个司法管辖区可获得的预期应税收入、法定税率和税务规划机会。确定和评估我们的年度税收拨备和税收头寸涉及对我们经营所在的各个司法管辖区的税法的解释，需要做出重大判断，并使用有关重大未来事件的估计和假设，例如收入的金额、时间和性质、扣除和税收抵免。税法、法规、协议和税收协定的变化或我们在每个司法管辖区的运营水平或盈利能力的变化将影响我们在任何一年的纳税义务。我们也在

与原油、天然气和NGLS行业相关的税法开放解释的外国司法管辖区，这可能会导致税务当局主张额外的税务责任。虽然我们的所得税拨备（福利）是基于当时可获得的最佳信息，但可能需要数年时间才能确定各个司法管辖区的最终税务责任。

在确定递延所得税资产是否将全部或部分变现时需要判断。管理层评估可用的正面和负面证据，以估计是否将利用现有的递延税项资产。当预计递延所得税资产全部或部分无法变现的可能性较大时，必须对预计无法变现的递延所得税资产金额建立估值备抵。考虑的因素包括前期产生的收益、预测收益、结转到期期限、行业整体经济状况等。截至2025年12月31日，我们的递延所得税资产为3.10亿美元，主要归因于加拿大和美国的固定资产基差、外国税收抵免结转和外国净经营亏损结转。已针对截至2025年12月31日的递延税项资产建立了2.036亿美元的估值备抵，因为管理层得出的结论是，很有可能仅实现递延税项资产的一部分。在未来期间，我们可能会确定，更有可能的是，全部或部分递延所得税资产将被变现，并且在此期间，该估值备抵的全部或部分可能会在证据证明的情况下被冲回。

在某些司法管辖区，我们可能认为实现递延所得税资产的可能性很小，因为我们预计，由于运营结构和适用法律，这些司法管辖区的运营不会产生未来的税务后果。如果我们对预期的未来税务后果的预期发生变化，我们可能需要记录额外的递延税款，这可能会对我们的综合财务状况和经营业绩产生重大影响。进一步讨论情况，见第四部分，项目15.，注7。所得税至合并财务报表。

石油和天然气会计准备金的确定

核算的成功努力方法取决于我们认为可从我们的原油、天然气和NGLS储量中回收的估计储量。估算储量的过程是复杂的。它需要根据现有的地质、地球物理、工程和经济数据作出重大判断和决策。

为了估算经济可采的原油、天然气和NGLS储量以及相关的未来净现金流，我们纳入了许多因素和假设，包括：

•基于地质、地球物理和工程评估的预期储层特征；

•基于历史业绩和预期未来经营和投资活动的未来生产率；

•未来原油、天然气和NGLs价差；

•假定政府机构监管的效果；和

•未来的发展和运营成本。

我们认为，根据我们在编制估算时可获得的信息，我们的假设是合理的。然而，随着开发活动和生产业绩的额外数据变得可用，以及影响原油、天然气和NGLs价格和成本的经济状况发生变化，这些估计可能会在未来发生重大变化。

管理层负责估算已探明原油、天然气和NGLS储量的数量，并准备相关披露。估算和相关披露是根据SEC要求和石油工程师协会规定的美国普遍接受的行业惯例编制的。储量估算至少每年由NSAI独立评估，NSAI是我们的独立合格储量工程师。2025年之前，GLJ对加拿大的储量估计进行了评估。赤道几内亚将收到一份管理案例报告。

我们的董事会成立了技术与储量委员会，其职权、责任和主要目的是协助董事会履行与评估和报告石油和天然气储量有关的监督职责。技术与储量委员会将在其认为必要或适当的范围内，监督（i）对石油和天然气储量的年度审查，（ii）评估和报告石油和天然气生产活动的程序，以及（iii）遵守与编制和披露与石油和天然气储量有关的信息有关的适用监管和证券法，并应就影响我们财务报表的与石油和天然气储量有关的事项与审计委员会协商。

我们的高级管理人员和储备工程师监督我们的原油、天然气和NGLS储备的准备工作以及由我们任命的独立储备工程师进行的相关披露。技术与储备委员会和高级管理层定期与储备工程师会面，以审查储备过程和结果，并确认独立储备工程师已获得足够的信息，包括我们与独立储备工程师之间任何重大意见分歧的性质和令人满意的解决。

储量估计对我们的许多会计估计至关重要，包括：

•确定一口探井是否已发现经济可产储量；

•计算我们的单位产量耗尽率。探明的已开发储量估算用于确定在计算我们的消耗费用时适用于每个生产单位的费率；和

•必要时，根据管理层的估计，使用未贴现的未来现金流评估我们的原油、天然气和NGLS资产的减值情况。如提示减值，则采用折现价值确定资产的公允价值。用于评估减值的关键估计，包括储量估计变化的影响，将在下文讨论。

见"项目 15.展品和财务报表附表–关于原油、天然气和NGLs生产活动的补充信息（未经审计）。”

原油、天然气和NGLs生产属性减值

我们每季度或每当有事件或情况变化表明这些资产的账面值可能无法收回时，就对原油、天然气和NGLs生产资产进行减值审查。当一项原油、天然气和NGLs财产的未贴现估计未来净现金流量不足以收回其账面值时，将记录一项减值费用，以将该资产的账面值降低至其公允价值。我们的评估涉及高度的估计不确定性，因为它要求我们做出假设并应用判断来估计与探明和概略储量相关的未贴现未来净现金流。这些假设包括商品价格、资本支出、生产和废弃成本以及水库数据。资产的公允价值是使用贴现现金流模型计量的，主要依赖于Level3输入值来估计未贴现的未来净现金流。此外，我们在公允价值计量中考虑了风险调整因素。每个季度末减值评估中使用的未贴现估计未来净现金流量是基于独立储量工程师评估的最近编制的储量报告，经调整后使用来自接近每个季度末的远期带钢价格曲线的预测价格，并根据钻探和生产结果进行必要调整。如果决定出售这类资产，在持有和使用的基础上未发生减值的资产可能会发生减值。也就是说，如果资产被归类为持有待售，并且出售的估计收益，减去出售成本，低于资产的相关账面价值，则资产将发生减值。进一步讨论见第四部分，项目15.，注4。收购和资产剥离和注8。原油、天然气和NGLs属性和设备，净至合并财务报表。

未经证实的财产减值

我们至少每季度评估我们未开发的原油、天然气和NGLS租赁的减值情况，考虑的因素可能包括附近的钻探结果、地震解释、类似资产的市场价值、现有合同以及未来的勘探或开发计划。当未开发的原油、天然气和NGLs租赁被视为减值时，将收取勘探费用。未探明物业成本主要包括与加蓬Etame Marin、Niosi Marin、Guduma Marin区块未开发面积、科特迪瓦CI-705区块以及赤道几内亚Block P区块相关的购置成本。

业务组合

我们采用企业合并会计的收购法，即我们以公允价值记录收购的资产和承担的负债，并在转让的对价超过收购的净资产的公允价值的范围内确认商誉。如果获得的净资产的公允价值超过转让的对价，我们确认议价购买收益。

在估计企业合并中取得的资产和承担的负债的公允价值时，做了各种假设。最重要的假设涉及分配给已探明和未探明原油、天然气和NGLS资产的估计公允价值。若无法获得关于已探明和未探明资产公允价值的充分市场数据，则编制原油和天然气储量公允价值估计。对未来价格的估计适用于获得的估计储量数量以及对未来运营和资本成本的估计用于估计未来净

现金流。对于预计探明储量，采用收购时确定的适当的市场化折现率和风险调整因子对未来净现金流量进行折现。递延税项估计数是基于有关所收购资产的计税基础和承担的负债以及收购日的亏损结转的现有信息，尽管这些估计数在未来可能会随着更多信息的了解而发生变化。

我们估计截至收购日期所收购资产和承担负债的公允价值，我们的估计可能会通过完成进行调整，这在每种情况下都是在收购日期的一年内，基于我们对财产和设备、无形资产、其他资产和负债的公允价值的持续评估以及我们对税务状况和或有事项的评估。

会计准则

见第四部分，项目15.，注3。新会计准则至合并财务报表。

项目 7A。关于市场风险的定量和定性披露

我们面临市场风险，包括如下所述的外汇汇率和商品价格不利变化的影响。

外汇汇率风险

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12月31日，我们以XAF计价的货币负债净额为1.134亿美元（632亿XAF）。CFA相对于美元贬值10%，这些净负债的价值将增加1030万美元。截至2025年12月31日止年度，我们以XAF计价的支出约为8640万美元。

与我们的加拿大业务有关，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。我们估计，加元兑美元升值10%将使截至2025年12月31日止年度的净收益增加约0.2百万美元。相反，加元兑美元汇率下跌10%将使截至2025年12月31日止年度的净收益减少约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取的，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。使用以2025年12月31日的月末外汇汇率换算的月末现金余额，我们估计埃及镑兑美元汇率上涨10%将使截至2025年12月31日止年度的净收益减少约420万美元。相反，埃及镑兑美元汇率下跌10%将使截至2025年12月31日止年度的净收益增加约350万美元。

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，瑞典克朗兑美元贬值10%将使截至2025年12月31日止年度的净资产价值增加约180万美元。相反，瑞典克朗兑美元汇率上涨10%将使截至2025年12月31日止年度的净负债价值减少约220万美元。

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。

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NGLs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价格持续低迷或对原油、天然气和NGLS价格下跌的假设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。

原油、天然气和NGLs财产和设备每年以及每当有事件或情况变化表明财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。此外，我们在公允价值计量中纳入了风险调整因素。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。我们观察到截至2025年12月31日止年度的商品价格下跌，这促使我们评估资产账面价值的可收回性，以及某些原油、天然气和NGLs资产和设备是否发生了非临时性减值。作为这些测试的结果，截至2025年12月31日止年度，没有记录与我们的原油、天然气和NGLs生产物业和设备相关的减值，不包括持有待售物业；但是，如果对未来现金流量的估计下降，某些原油、天然气和NGLs物业和设备可能存在减值风险。

大宗商品价格的长期低位或进一步下跌、负储量修正、公司为应对价格下降而改变钻井计划或钻井或运营成本增加也有合理的可能性，可能会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，原油价格每下降5美元将减少我们的收入和营业收入，或增加我们本年度的营业亏损如下：


	2025年销量（MBLS）	收入减少（百万）		营业收入减少（百万）
加蓬	2,735	$	13.7	$	12.3
埃及	2,730	$	13.6	$	8.1
科特迪瓦	238	$	1.2	$	0.6
加拿大	667	$	3.3	$	2.6
合并	6,370

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。

埃及生产通过PSC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。PSC规定每季度回收成本，最高可达总产量的百分比。由于公司按权责发生制核算成本，而成本回收则按收付实现制确定，因此公司在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”。在埃及，根据PSC的不同，我们的超额份额在5%到15%之间。如果

符合条件的成本回收超过允许的最大百分比，未领取的成本回收结转到下一季度。通常情况下，埃及的最高成本石油价格从25%到40%不等。最大限度回收成本后的生产余额作为利润油与政府分享。根据合同，埃及政府获得67%至84%的利润石油。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油，可能会收到更多的利润油。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。

2025年12月31日未平仓衍生合约具体如下：


		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。

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	$	—	$	—	$	—	$	—

利率风险

截至2025年12月31日，我们面临的主要利率风险敞口是由于我们在2025年RBL融资下的未偿还借款为6000万美元。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12月31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8。合并财务报表和补充数据

此处所需信息从第F-1页开始，如“项目 15.展品和财务报表附表—综合财务信息索引”.

项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有。

项目9a。控制和程序

评估披露控制和程序

我们维持披露控制和程序，旨在合理保证我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官（“CEO”）和首席财务官（“CFO”），以便及时就所要求的披露做出决定。在设计和评估我们的披露控制和程序，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作得多么好，都只能为实现预期的控制目标提供合理保证，管理层被要求在评估和实施可能的控制和程序时运用其判断。管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已经评估了截至本年度报告所涵盖的10-K表格期间结束时我们的披露控制和程序（定义见《交易法》规则13a-15（e）和15d-15（e））的有效性。基于此评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序自2025年12月31日起生效。

管理层关于财务报告内部控制的年度报告

我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，该术语在《交易法》规则13a-15（f）和15d-15（f）中定义。财务报告内部控制是在我们的首席执行官和首席财务官的监督下设计的一个过程，由我们的董事会和审计委员会监督，并由管理层和其他人员实施，以便就财务报告的可靠性和使用内部控制-综合框架（2013年）中的框架为外部目的编制财务报表提供合理保证，该框架由Treadway委员会发起组织委员会（“COSOF框架”）发布。此类财务报告内部控制包括以下政策和程序：（1）与维护记录有关，这些记录以合理的细节准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）合理保证交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。

财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。公司管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，在我们董事会的监督下，使用COSO框架评估了截至2025年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。基于评估，我们管理层得出结论，截至2025年12月31日，公司财务报告内部控制有效。

纠正先前的物质弱点

重大缺陷是指财务报告内部控制的缺陷，或缺陷的组合，从而存在无法及时预防或发现年度或中期财务报表重大错报的合理可能性。

正如我们在截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中所讨论的那样，我们的管理层得出结论，我们在与一般信息技术控制、控制环境的有效性、风险评估和设计以及流程级控制相关的财务报告内部控制方面存在重大缺陷。

针对2024年12月31日已确定的重大缺陷，我们的管理层在审计委员会的监督下，对2025年的财务报告流程进行了以下更改：

•我们通过增加资源和重新分配人员来加强IT控制，以改善风险评估、变革管理和IT监督。

•我们加大了努力，设计和实施持续的风险评估流程，以识别和应对重大错报风险，并确保控制措施得到适当设计和有效运作。

•我们建立并实施了对一般信息技术控制的全面风险评估流程，作为我们正在进行的监测活动的一部分，该流程将继续得到完善。

•我们聘请了一位新的IT总监，管理层已经与IT总监一起审查了IT通用控制，以提供对控制设计的可见性，并为持续监控控制调整职责。

在完成我们对这些控制的设计和运营有效性的测试后，我们的管理层得出结论，截至2025年12月31日，我们完全纠正了先前确定的重大弱点。

截至2025年12月31日，我们对财务报告的内部控制已由独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所（KPMG LLP）审计，正如他们的报告所述，该报告包含在本年度报告第8项中。毕马威会计师事务所提供了一份关于公司财务报告内部控制的鉴证报告，载于本年度报告第8项。

财务报告内部控制的变化

除上述情况外，在截至2025年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》规则13a-15（f）和15d-15（f））没有发生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。

项目9b.其他信息

截至2025年12月31日止季度,没有任何公司董事或高级职员（定义见《交易法》第16a-1（f）条）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9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

第三部分

项目10。董事、执行官和公司治理

本项目所需信息将包含在我们的2026年年度会议代理声明中，该声明将在2025年12月31日后的120天内提交给SEC，并以引用方式并入本文。

项目11。高管薪酬

本项目所需信息将包含在我们的2026年年度会议代理声明中，该声明将在2025年12月31日后的120天内提交给SEC，并以引用方式并入本文。

项目12。若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项

本项目根据S-K条例第403项要求的有关某些受益所有人和管理层的证券所有权的信息将包含在我们的2026年年度会议的代理声明中，该声明将在2025年12月31日的120天内提交给SEC，并通过引用并入本文。

下表提供了信息截至2025年12月31日关于根据我们的薪酬计划可能发行的普通股数量。请参看第四部分，项目15.，注16。基于股票的薪酬和其他福利计划到合并财务报表，以获取有关股票薪酬的更多信息。


计划类别	拟发行证券数目行使未行使的期权、认股权证、和权利	加权平均行权价为未行使的期权、认股权证和权利		剩余可用证券数量用于未来股权下的问题补偿计划（不包括证券反映在第一栏）
证券持有人批准的股权补偿方案	1,097,482	$	5.30	483,624
合计	1,097,482	$	5.30	483,624

项目13。若干关系及关联交易、董事独立性

本项目所需信息将包含在我们的2026年年度会议代理声明中，该声明将在2025年12月31日后的120天内提交给SEC，并以引用方式并入本文。

项目14。首席会计师费用和服务

本项目所需信息将包含在我们的2026年年度会议代理声明中，该声明将在2025年12月31日后的120天内提交给SEC，并以引用方式并入本文。

第四部分

项目 15.展品和财务报表附表

（a）1。以下是作为本10-K表一部分提交的财务报表的索引。


VAALCO Energy, Inc.和子公司
独立注册会计师事务所的报告（毕马威会计师事务所 ; 德克萨斯州休斯顿；PCAOB身份证号。 185 ).			F-1
独立注册公共会计师事务所关于财务报告内部控制的报告（KPMG LLP；Houston，Texas；PCAOB ID第185号）			F-4
截至202年12月31日的合并资产负债表 5 和202 4			F-5
截至202年12月31日止年度的综合经营报表及综合收益（亏损）5 , 202 4 和202 3			F-6
截至二零二二年十二月三十一日止年度的合并股东权益报表 5 , 202 4 和202 3			F-7
截至202年12月31日止年度合并现金流量表 5 , 202 4 和202 3			F-8
合并财务报表附注			F-10
原油、天然气和NGLs生产活动补充信息（未经审计）			F-46

（a）2。其他附表被省略，因为它们不是必需的、不适用的或所需信息已包含在财务报表或其附注中。

（a）3。展品：


			2.1			Sasol Gabon S.A.和VAALCO Gabon S.A.于2020年11月17日签订的买卖协议（作为公司于2021年3月9日提交的10-K表格年度报告的附件 2.1提交，并以引用方式并入本文）。
			2.2**			安排协议，日期为2022年7月13日，由瓦可能源，瓦可能源加拿大ULC和环球能源公司（作为公司于2022年7月14日提交的表格8-K的当前报告的附件 2.1提交，并以引用方式并入本文）签署。
			2.3**			瓦可能源（控股）公司与PetroSwede AB于2024年2月29日签署的股份购买协议（作为公司于2024年2月29日提交的8-K表格当前报告的附件 2.1提交，并以引用方式并入本文）。
			3.1			经修订至2014年5月7日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14日（作为公司于2022年10月13日提交的表格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）。
			4.1(a)			证券说明
			10.1			加蓬共和国与VAALCO Gabon（ETame），Inc.于1995年7月7日签订的勘探和生产分成合同（作为公司于2018年3月7日提交的10-K表格年度报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.2			加蓬共和国与VAALCO Gabon（ETame），Inc.于2001年7月7日签订的勘探和生产分成合同增编第1号（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.3			加蓬共和国与VAALCO Gabon（ETame），Inc.于2006年7月7日签订的勘探和生产分成合同增编第2号（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.3提交，并以引用方式并入本文）。


			10.4			加蓬共和国与VAALCO Gabon（ETame），Inc.于2009年11月26日签订的勘探和生产分成合同增编第3号（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.4提交，并以引用方式并入本文）。
			10.5			加蓬共和国与VAALCO Gabon（ETame），Inc.于2012年1月5日签订的勘探和生产分成合同增编第4号（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.5提交，并以引用方式并入本文）。
			10.6			加蓬共和国与VAALCO Gabon（ETame），Inc.于2016年4月25日签订的勘探和生产分成合同增编第5号（作为公司于2018年3月7日提交的10-K表格年度报告的附件 10.6提交，并以引用方式并入本文）。
			10.7			加蓬共和国、VAALCO Gabon S.A.、Addax Petroleum Oil & Gas Gabon、Sasol Gabon S.A.和PetroEnergy Resources Corporation于2018年9月17日签署的勘探和生产分成合同增编第6号（作为公司于2018年11月7日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.8			VAALCO Gabon（ETame），Inc.、VAALCO Gabon S.A.与纽约梅隆银行伦敦分行作为受托人和付款代理以及开户银行于2017年6月22日签署的受托人和付款代理协议的Novation契据（作为公司于2018年3月7日提交的10-K表格年度报告的附件 10.7提交，并以引用方式并入本文）。
			10.9*			瓦可能源，Inc. 2014年长期激励计划（作为公司于2014年4月17日提交的附表14A的最终委托书的附录A提交，并以引用方式并入本文）。
			10.10*			瓦可能源，Inc. 2014年长期激励计划下的限制性股票奖励协议表格（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.20提交，并以引用方式并入本文）。
			10.11*			瓦可能源，Inc. 2014年长期激励计划下的非法定股票期权协议表格（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.21提交，并以引用方式并入本文）。
			10.12*			瓦可能源，Inc. 2014年长期激励计划下的股票奖励协议表格（面向董事）（作为公司于2015年3月16日提交的10-K表格年度报告的附件 10.22提交，并以引用方式并入本文）。
			10.13*			瓦可能源，Inc. 2016年股票增值权计划（作为公司于2016年3月15日提交的8-K表格当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.14*			瓦可能源，Inc. 2016年股票增值权计划下的股票增值权协议表格（作为公司于2016年3月15日提交的表格8-K上的当前报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.15*			控制权协议变更表格（作为公司于2019年5月8日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.16*			瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划（作为公司于2020年4月29日提交的附表14A的最终委托书的附录B提交，并以引用方式并入本文）。
			10.17*			瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划第一修正案（作为公司于2021年6月8日提交的8-K表格当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.18*			对瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划的第2号修订（作为公司于2024年6月6日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.19*			瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划下的限制性股票奖励协议（董事）表格（作为公司于2020年6月30日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.20*			瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划下的限制性股票奖励协议（员工）表格（作为公司于2020年6月30日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.3提交，并以引用方式并入本文）。
			10.21*			瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划下的非合格股票期权协议表格（作为公司于2020年6月30日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.4提交，并以引用方式并入本文）。
			10.22*			雇佣协议，由瓦可能源，Inc.和George Maxwell签署，自2021年4月19日起生效（作为公司于2021年4月12日提交的8-K表格当前报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.22.1*			由瓦可能源，Inc.和George Maxwell对雇佣协议进行的第1号修订，自2022年1月27日起生效（作为公司于2022年1月28日提交的8-K表格当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.22.2*			由瓦可能源，Inc.和George Maxwell对雇佣协议进行的第2号修订，自2022年11月23日起生效（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.21.2提交，并以引用方式并入本文）。


			10.22.3*			对高管雇佣的第3号修订，由瓦可能源，Inc.和George W. Maxwell于2024年6月6日生效（作为公司于2024年8月9日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）.
			10.23*			由瓦可能源 Energy，Inc.与Ronald Bain签订的雇佣协议，自2021年6月21日起生效（作为公司于2021年6月22日提交的8-K表格当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.23.1*			对雇佣协议的第1号修订，自2022年1月27日起生效，由瓦可能源，Inc.和Ronald Bain（作为公司于2022年1月28日提交的表格8-K的当前报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.23.2*			对雇佣协议的第2号修订，自2022年11月23日起生效，由瓦可能源，Inc.和Ronald Bain（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.23.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.23.3*			对高管雇佣的第3号修订，自2024年6月6日起生效，由瓦可能源，Inc.和Ronald Y. Bain（作为公司于2024年8月9日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.24*			环球能源公司修订并重述了递延股份单位计划（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.24提交，并以引用方式并入本文）。
			10.25**			Bareboat Charter，由瓦可能源，Inc.和World Carrier Offshore Services Corp于2021年8月31日签署（作为公司于2021年11月3日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.25.1**			VAALCO Gabon SA、World Carrier Offshore Services Corp.和Ocean Cloud Navigation Inc.于2022年11月15日签署的更新契约和Bareboat Charter修订契约（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.25.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.25.2**			截至2023年3月22日，VAALCO Gabon SA和Ocean Cloud Navigation Inc.对Bareboat Charter进行了第二次修订（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.25.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.26**			经营协议，由瓦可能源，Inc.和World Carrier Offshore Services Corp.签署，日期为2021年8月31日（作为公司于2021年11月3日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.26.1**			VAALCO Gabon SA、World Carrier Offshore Services Corp.和Atlantic Energy Logistics SASU于2022年11月15日签署的更新契据和对运营协议的修订（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.26.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.27			瓦可能源 Energy，Inc.和World Carrier Offshore Services Corp.于2021年8月31日签署的担保和赔偿契据（作为公司于2021年11月3日以表格10-Q提交的季度报告的附件 10.3提交，并以引用方式并入本文）。
			10.27.1			截至2022年11月15日，由瓦可能源、World Carrier Offshore Services Corp.和Ocean Cloud Navigation Inc.签署的更新契约和对保证和赔偿契约的修订。（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.27.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.28			瓦可能源 Energy，Inc.和World Carrier Offshore Services Corp.于2021年8月31日签署的担保和赔偿契约（作为公司于2021年11月3日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.4提交，并以引用方式并入本文）
			10.28.1**			截至2022年11月15日，由瓦可能源公司、World Carrier Offshore Services Corp.和Atlantic Energy Logistics SASU签署的更新契据以及对保证和赔偿契据的修订（作为公司于2023年4月6日提交的10-K表格年度报告的附件 10.28.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.29			阿拉伯埃及共和国与埃及通用石油公司和TransGlobe West Bakr Inc.与TransGlobe West Gharib Inc.和TG NW Gharib Inc.在West Bakr Area，West Gharib Area，Northwest Gharib Onshore Area，Eastern Desert，A.R.E.合并发展区的石油勘探、开发和开采特许协议（作为2022年3月24日提供的表格6-k的外国私人发行人报告的附件 1提供，并以引用方式并入本文）
			10.30**			原油销售和营销协议，由VA和之间 ALCO Gabon S.A.和Glencore Energy UK Ltd.，日期为2022年5月20日（作为公司于2022年8月10日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）。
			10.3 1*			经修订和重述的高管聘用，自2024年4月18日起生效，由瓦可能源，Inc.和Thor Pruckl（作为公司于2024年5月8日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）.


			10.31 .1*			对高管雇佣的第1号修订，自2024年6月6日起生效，由瓦可能源，Inc.和Thor Pruckl（作为公司于2024年8月9日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.3提交，并以引用方式并入本文）。
			10.3 2*			瓦可能源，Inc.与Matthew Powers签订的高管雇佣协议，自2024年1月18日起生效（作为公司于2024年5月8日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.2提交，并以引用方式并入本文）.
			10.3 2.1*			对高管雇佣的第1号修订，由瓦可能源，Inc.和Matthew Powers于2024年6月6日生效（作为公司于2024年8月9日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.4提交，并以引用方式并入本文）。
			10.33**			瓦可能源，Inc.（作为原始借款人）、附表1所列金融机构（作为原始贷款人）、南非标准银行有限公司（Standard Bank of South Africa Limited）马恩岛分行（Isle of Man Branch）（作为授权牵头安排人）和南非标准银行有限公司（Standard Bank of South Africa Limited）（作为代理人）于2025年3月4日签订的借款基础融资协议（作为公司于2025年3月17日提交的10-K表格年度报告的附件 10.34提交，并以引用方式并入本文）.
			10.34*			瓦可能源，Inc. 2020年长期激励计划下的2025年限制性股票奖励协议表格（作为公司于2025年8月11日提交的10-Q表格季度报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			10.35**			由瓦可能源 Canada，Inc.、Petrus Resources Corp.以及仅为其中第9.7节的目的而与Petrus Resources LTD.签署的资产购买协议，日期为2026年2月4日。（作为公司于2026年2月10日提交的关于表格8-K的当前报告的附件 10.1提交，并以引用方式并入本文）。
			19.1			内幕交易政策（作为公司于2025年3月17日提交的10-K表格年度报告的附件 19.1提交，并以引用方式并入本文）。
			21.1(a)			公司子公司名单。
			23.1(a)			毕马威会计师事务所的同意
			23.2(a)			荷兰同意，Sewell & Associates，Inc. —独立石油工程师。
			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。
			97.1			回拨政策（作为公司于2025年3月17日提交的10-K表格年度报告的附件 97.1提交，并以引用方式并入本文）。
			99.1(a)			Netherland，Sewell & Associates，Inc.（International Properties）-Egypt的报告
			99.2(a)			Netherland，Sewell & Associates，Inc.（International Properties）-加蓬报告
			99.3(a)			Netherland，Sewell & Associates，Inc.（International Properties）-Cote d'Ivoire的报告
			99.4(a)			Netherland，Sewell & Associates，Inc.（International Properties）-Canada的报告
			101.INS（a）			内联XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中。
			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（a）			封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）。

_________________________________________

(a)随此归档

(b)特此提供

*管理合同或补偿性计划或安排

**根据条例S-K第601项，本展品中的信息已被省略。

项目16。表格10-K摘要

没有。

签名

根据科的要求根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条，注册人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）

由			/s/乔治·W·M·麦克斯韦
			乔治·W·M·麦克斯韦
			首席执行官

日期：2026年3月16日

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已于2026年3月16日由以下人员代表注册人并以所示身份签署如下。


签名		标题

签名：	/s/乔治·麦克斯韦	首席执行官（首席执行官）兼董事
	乔治·麦克斯韦

签名：	/s/罗恩·贝恩	首席财务官（首席财务官）
	罗恩·贝恩

签名：	/s/琳恩·威利斯	首席财务官（首席会计官）
	林恩·威利斯

签名：	/s/Andrew L. Fawthrop	董事会主席兼董事
	Andrew L. Fawthrop

签名：	/s/Catherine L. Stubbs	董事
	Catherine L. Stubbs

签名：	/s/Fabrice Nze-Bekale	董事
	法布里斯·恩泽-贝卡莱

签名：	/s/Edward LaFehr	董事
	Edward LaFehr

独立注册会计师事务所的报告

致股东及董事会

瓦可能源：

关于合并财务报表的意见

我们审计了随附的瓦可能源及子公司（本公司）截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日止三年期间各年度的相关合并经营报表和综合收益（亏损）、股东权益、现金流量表及相关附注（统称合并财务报表）。我们认为，合并财务报表按照美国公认会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日的财务状况，以及截至2025年12月31日的三年期间各年度的经营业绩和现金流量。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）标准，根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制–综合框架（2013）》中确立的标准，对公司截至2025年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2026年3月16日的报告对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。

意见依据

这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计以就合并财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行程序以评估合并财务报表的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估合并财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

关键审计事项

下文通报的关键审计事项是对合并财务报表的本期审计产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项，这些事项：（1）涉及对合并财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对合并财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

F-1

评估估计的原油、天然气和天然气液体（NGLS）探明储量对与原油、天然气和NGLS属性相关的消耗费用的影响

如综合财务报表附注2所述，公司根据对已探明储量的估计，在产量单位法下按区块基准确定原油、天然气和NGLs属性的消耗。截至2025年12月31日止年度，公司录得折旧、损耗和摊销费用1.1亿美元。探明储量的估算需要储量工程师专家的专业知识，他们会考虑未来的产量、未来的运营和资本成本，以及历史原油、天然气和NGLS价格，包括价格差异。该公司聘请独立的储量工程师专家来估算已探明储量，这是对消耗计算的输入。

我们将评估估计的原油、天然气和NGLS探明储量对与原油、天然气和NGLS属性相关的消耗费用的影响确定为关键审计事项。用于估计已探明储量的假设的变化可能对消耗费用产生了重大影响。在评估公司的探明储量估计时需要复杂的审计师判断。具体而言，需要审计师的判断来评估公司使用的与未来生产和未来运营及资本成本相关的假设。

以下是我们为处理这一关键审计事项而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了对公司枯竭过程的某些内部控制的运行有效性，包括对探明储量估算的控制。我们对公司内部后备工程师和公司聘请的独立后备工程师专员及独立后备工程事务所的专业资质和知识、技能、能力进行了评估。我们评估了独立后备工程师专家和独立后备工程事务所与公司的关系。我们分析评估了符合行业和监管标准的损耗费用的确定。我们评估了公司独立储备工程师专家用于估算探明储量的方法是否符合行业和监管标准。我们结合我们对公司探明储量估算的评估，阅读并审议了公司独立储量工程公司的报告。我们将未来产量与历史产量进行了比较。我们通过与历史成本的比较，评估了未来的运营成本和资本成本。

评估某些原油、天然气和NGLs生产属性的可采性

如综合财务报表附注2所述，每当有事件或情况变化显示该等资产的账面值可能无法收回时，公司均按资产组基准对其原油、天然气和NGLs生产资产进行减值测试。如果有迹象表明原油、天然气和NGLs生产资产的账面金额可能无法收回，公司估计未贴现的未来净现金流量，并将其与原油和天然气资产的账面价值进行比较。如果使用该资产及其最终处置产生的预期未折现的未来现金流量净额之和低于该资产的账面价值，则根据该资产的公允价值记录减值费用。预计未来净现金流基于预测产量、预测商品价格包括价差、开发和运营成本等假设。由于这些测试的结果，截至2025年12月31日止年度，公司的原油、天然气和NGLs生产物业（不包括持有待售物业）没有录得减值。

我们将评估来自相关探明和概略储量的未贴现未来净现金流估计，用于评估某些原油和天然气生产资产的可采性，确定为关键审计事项。由于（1）与未来商品价格和预计未来产量相关的不确定性，（2）预测开发和运营成本所固有的判断，以及（3）在确定与储量相关的风险调整因素时的主观性，在评估相关探明储量和概略储量的未贴现未来净现金流量估计时需要主观审计员判断。

F-2

以下是我们为处理这一关键审计事项而执行的主要程序。我们对该设计进行了评估，并测试了对公司原油、天然气和NGLs生产属性过程的减值的某些内部控制的运行有效性，包括对公司已探明和可能储量估算过程的控制。我们对公司内部后备工程师、独立后备工程师专员、公司聘请的独立后备工程事务所的专业资质和知识、技能、能力进行了评估。我们评估了独立后备工程师专家和独立后备工程公司与公司的关系。我们分析评估了相关探明储量和概略储量的未折现未来净现金流估计值，以符合行业和监管标准。我们评估了公司独立储备工程师专家用于估计已探明和概略储量的方法是否符合行业和监管标准。我们结合我们对公司探明和概略储量估算的评估，阅读并审议了公司独立储量工程公司的报告。我们通过与历史结果和未来发展计划的比较，评估了公司与预测生产、开发和运营成本相关的未贴现未来净现金流分析。我们通过与历史结果的比较，对公司使用的相关价差进行了评估。我们邀请了具有专门技能和知识的估值专业人士，他们协助评估预测的商品价格，通过将它们与使用分析师和其他行业来源的数据的独立开发的远期价格估计范围进行比较，以及与储备量相关的风险调整因素，通过将它们与市场参与者使用的风险调整因素的第三方出版物进行比较。

/s/毕马威会计师事务所

我们自2023年起担任公司的核数师。

德克萨斯州休斯顿

2026年3月16日

F-3

独立注册会计师事务所的报告

致股东及董事会

瓦可能源：

关于财务报告内部控制的意见

我们根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制–综合框架（2013）》中确立的标准，对瓦可能源，Inc.及其子公司（本公司）截至2025年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制–综合框架（2013）》中确立的标准，截至2025年12月31日，公司在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制。

我们还按照美国公众公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，审计了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日的三年期间各年度的相关合并经营和综合收益（亏损）、股东权益、现金流量表以及相关附注（统称为合并财务报表），我们于2026年3月16日的报告对这些合并财务报表发表了无保留意见。

意见依据

公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是在我们审计的基础上，对公司财务报告内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制获得合理保证。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在当时情况下必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。

财务报告内部控制的定义和局限性

公司对财务报告的内部控制是旨在根据公认会计原则为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括：（1）与维护记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行；（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。

财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。

/s/毕马威会计师事务所

德克萨斯州休斯顿

2026年3月16日

F-4

VAALCO Energy, Inc.和子公司合并资产负债表


	12月31日，
（单位：千，股份金额除外）	2025		2024

物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	58,900	$	82,650
受限制现金	136		143
应收款项：
贸易，扣除信贷损失准备金和其他$ 0.0 百万美元 0.2 百万，分别	39,924		94,778
与合资企业所有者的账户，扣除信贷损失准备金$ 2.7 百万美元 1.5 百万，分别	5,420		179

埃及应收款和其他	2,277		35,763
原油库存	1,774		9,441
预付款项及其他	24,370		14,973
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，扣除信贷损失备抵和其他$ 0.0 百万美元 0.8 百万，分别	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
放弃资助	6,268		6,268
其他长期资产	7,362		1,209
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：
应付账款	$	44,661	$	11,756
与合资企业所有者的账户	3,193		3,324
应计负债和其他	106,444		107,710
经营租赁负债-流动部分	5,744		3,512
融资租赁负债-流动部分	12,119		13,383
应交外国所得税	19,656		42,043

持有待售流动负债	183		—
流动负债合计	192,000		181,728
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
承付款项和或有事项（附注11）
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	368,536		362,578
累计其他综合损失	( 498 )		( 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	141,890		209,761
股东权益总计	443,497		501,583
负债和股东权益总计	$	913,375	$	954,950

见合并财务报表附注。

F-5

VAALCO Energy, Inc.和子公司

合并经营报表和综合收益（亏损）


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千，每股金额除外）
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	359,272	$	478,988	$	455,066
运营成本和费用：
生产费用	158,177		163,500		153,157
FPSO复员和其他费用	—		—		7,484
勘探费用	8,914		48		1,965
折旧、损耗和摊销	109,978		143,034		115,302
持有待售资产减值损失	67,224		—		—
一般和行政费用	33,089		29,684		23,840
信贷损失（追回）及其他	106		6,304		( 4,906 )
总运营成本和费用	377,488		342,570		296,842
其他营业收入（费用），净额	( 2,391 )		78		433
营业收入（亏损）	( 20,607 )		136,496		158,657
其他收入（费用）：
衍生工具收益（亏损），净额	2,876		( 745 )		232
利息支出，净额	( 8,243 )		( 3,732 )		( 6,452 )
议价采购收益及计量期调整	—		13,532		( 1,412 )
其他费用，净额	( 595 )		( 5,754 )		( 894 )
其他收入（费用）合计，净额	( 5,962 )		3,301		( 8,526 )
所得税前收入（亏损）	( 26,569 )		139,797		150,131
所得税费用	14,822		81,307		89,777
净收入（亏损）	$	( 41,391 )	$	58,490	$	60,354
其他综合收益（亏损）
货币换算调整	4,464		( 7,842 )		1,701
综合收益（亏损）	$	( 36,927 )	$	50,648	$	62,055

每股基本净收益（亏损）：
每股净收益（亏损）	$	( 0.40 )	$	0.56	$	0.56
基本加权平均流通股	104,055		103,669		106,376
稀释每股净收益（亏损）：
每股净收益（亏损）	$	( 0.40 )	$	0.56	$	0.56
稀释加权平均流通股	104,055		103,747		106,555

见综合财务报表附注

F-6

VAALCO Energy, Inc.和子公司

股东的综合报表’股权


	已发行普通股	库存股	普通股		额外实缴资本		累计其他综合损失		库存股票		留存收益		合计
	（单位：千）
2023年1月1日余额	119,483	( 11,630 )	$	11,948	$	353,606	$	1,179	$	( 47,652 )	$	147,024	$	466,105
已发行股份-以股票为基础的补偿	1,915	—	192		482		—		—		—		674
基于股票的补偿费用	—	—	—		3,410		—		—		—		3,410
库存股票	—	( 5,421 )	—		—		—		( 23,570 )		—		( 23,570 )
股息分配	—	—	—		—		—				( 26,772 )		( 26,772 )
2023年1月1日采纳ASU2016-13时调整的累积影响	—	—	—		—		—		—		( 3,120 )		( 3,120 )
其他综合收益							1,701		—		—		1,701
净收入	—	—	—		—		—		—		60,354		60,354
2023年12月31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	906	—	90		357		—		—		—		447
基于股票的补偿费用	—	—	—		4,723		—		—		—		4,723
库存股票	—	( 1,510 )	—		—		—		( 6,802 )		—		( 6,802 )
股息分配	—	—	—		—		—		—		( 26,215 )		( 26,215 )
其他综合损失	—	—	—		—		( 7,842 )		—		—		( 7,842 )
净收入	—	—	—		—		—		—		58,490		58,490
2024年12月31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	714	—	72		( 72 )		—		—		—		—
基于股票的补偿费用	—	—	—		6,030		—		—		—		6,030
库存股票	—	( 198 )	—		—		—		( 709 )		—		( 709 )
股息分配	—	—	—		—		—		—		( 26,480 )		( 26,480 )
其他综合收益	—	—	—		—		4,464		—		—		4,464
净收入（亏损）	—	—	—		—		—		—		( 41,391 )		( 41,391 )
2025年12月31日余额	123,018	( 18,759 )	$	12,302	$	368,536	$	( 498 )	$	( 78,733 )	$	141,890	$	443,497

见合并财务报表附注。

F-7

VAALCO Energy, Inc.和子公司

合并现金流量表


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
经营活动产生的现金流量：
净收入（亏损）	$	( 41,391 )	$	58,490	$	60,354
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		115,302
议价采购收益及计量期调整	—		( 13,532 )		1,412
持有待售资产减值损失	67,224		—		—
非现金勘探费用	2,409		48		1,841
递延税款	( 29,427 )		( 16,785 )		( 2,864 )

股票补偿	6,211		4,281		2,945

衍生工具损失，净额	( 2,876 )		745		( 232 )
到期衍生品合约支付的现金结算，净额	( 48 )		( 453 )		( 127 )
就资产报废义务支付的现金结算	( 225 )		( 368 )		( 6,747 )
信贷损失和其他	( 164 )		6,346		7,650

设备和其他业务费用化	5,572		2,505		3,196
经营性资产负债变动：
应收贸易账款，净额	45,012		( 49,890 )		6,723
与合资企业所有者的账户，净额	47		( 757 )		19,571
埃及应收账款和其他，净额	32,427		5,644		14,802
原油库存	7,667		7,488		1,387
预付款项及其他	( 11,697 )		( 4,817 )		4,743
增值税和其他应收款	7,042		( 7,110 )		2,427
其他长期资产	1,161		2,869		3,830
应付账款	50,907		( 13,198 )		( 28,102 )
应收（应付）国外所得税	( 22,456 )		22,682		22,030
应计负债和其他	( 14,706 )		( 33,504 )		( 6,544 )
经营活动所产生的现金净额	212,667		113,718		223,597
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 )		( 97,223 )

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 )		( 97,223 )
融资活动产生的现金流量：
发行普通股所得款项	—		447		673
借款收益	60,000		—		—
股息分配	( 26,480 )		( 26,216 )		( 26,772 )
库存股	( 709 )		( 6,802 )		( 23,570 )
递延融资成本	( 7,145 )		—		—
融资租赁的付款	( 13,289 )		( 10,477 )		( 7,150 )
筹资活动中使用的现金净额	12,377		( 43,048 )		( 56,819 )
汇率变动对现金的影响	83		( 3 )		( 153 )
现金、现金等价物和限制性现金的净变动	( 30,763 )		( 31,452 )		69,402
期初现金、现金等价物和限制性现金	97,726		129,178		59,776
期末现金、现金等价物和限制性现金	$	66,963	$	97,726	$	129,178

见合并财务报表附注。

F-8

VAALCO Energy, Inc.和子公司

现金流量合并报表补充披露


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
补充披露现金流信息：
以原油实物支付的所得税	$	33,714	$	37,469	$	32,776
已付利息，扣除资本化金额	$	6,637	$	6,714	$	9,122
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	$	8,190	$	9,479	$	14,137

使用权经营租赁资产和负债的确认	$	3,343	$	17,649	$	2,582
使用权融资租赁资产和负债的确认	$	2,372	$	—	$	7,875


资产报废债务调整	$	85	$	27,424	$	2,487

见合并财务报表附注。

F-9

VAALCO Energy, Inc.和子公司

合并财务报表附注

1. 组织

瓦可能源，Inc.（连同其合并附属公司“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NGLs资产的收购、勘探、开发和生产。我们拥有多元化的以非洲为重点的生产开发和勘探资产组合，位于埃及加蓬、科特迪瓦、赤道几内亚、尼日利亚，以及在加拿大资产剥离（定义见下文）之前，在加拿大生产资产。

2. 重要会计政策概要

合并原则–随附的综合财务报表（“财务报表”）包括公司及其全资附属公司的账目。对非法人合营企业的投资以及某些经营性和非经营性资产的不可分割权益按比例合并。合并集团内的所有公司间交易已在合并中消除。

估计数的使用–按照美国公认会计原则（“GAAP”）编制财务报表需要估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额以及截至财务报表日期的或有资产和负债的披露以及相应报告期间的收入和支出的报告金额。财务报表包括基于管理层最佳估计和判断的金额。实际结果可能与这些估计不同。

用于估计消耗费用和减值费用以及估计在企业合并中获得的资产和负债的公允价值的原油、天然气和NGLS储量估计需要作出重大判断，并且通常不如与财务披露相关的其他估计准确。由于内在的不确定性和数据的有限性，估计是不精确的，并且随着获得更多信息而随着时间的推移可能会发生变化。

现金及现金等价物–现金及现金等价物包括存款和投资于购买日原到期日为三个月或更短的高流动性工具的资金。该公司在联邦存款保险公司投保的金融机构中维持其现金账户。不时，现金结余可能超过保险金额，然而，公司并未在此类账户中遭受任何损失，也不认为其面临与现金和现金等价物相关的任何重大信用风险。

受限制的现金和放弃资金 –受限制现金包括按合同约定受限制的现金。受限制现金根据其指定用途和预计使用时间划分为流动或非流动资产。截至2025年12月31日，流动受限制现金的余额用于与员工相关的工资预扣，而长期受限制现金账户代表2025年RBL融资下偿债准备金账户（“DSRA”）的资金需求。DSRA所需余额是根据公司应付的预定本金总额和2025年RBL融资项下的未偿应付利息金额计算得出的。截至2024年12月31日，当前受限制现金的余额为代管金额，代表加蓬海关清关的银行担保和与员工相关的工资预扣，而长期受限制现金包括FPSO加蓬近海的租船付款代管余额。此外，长期账户还包括一个$ 8.9 百万余额，用于结算与Svenska收购相关的税务审计，相应的应计税务结算负债记录并计入合并资产负债表的其他长期负债。

2023年第一季度,加蓬碳氢化合物管理局批准了一项$ 26.6 百万（$ 15.6 百万，净额至VAALCO）与FPSO退役相关的放弃资金支付。公司收到付款$ 15.6 百万在 2023年3月.2025年期间弃置基金剩余余额不变.

歼10

公司将受限和超额现金投资于易于赎回的货币市场基金。下表提供了合并资产负债表内报告的现金、现金等价物和受限现金与合并现金流量表所示金额的对账。


	截至12月31日，
	2025		2024
	（单位：千）
现金及现金等价物	$	58,900	$	82,650
受限制现金-流动	136		143
受限制现金-非流动	1,659		8,665
放弃资助	6,268		6,268
现金、现金等价物和受限制现金总额	$	66,963	$	97,726

贸易，净额–公司的贸易应收账款来自销售原油、天然气和天然气凝液。与贸易应收账款相关的信用损失，见下文信用损失备抵及其他。

与合资企业所有者的账户，净额–与合营企业所有者的账目是指合营企业所有者为公司作为运营商所作的勘探、开发和生产支出支付的现金催缴费用的超出部分。共同拥有人应收款项根据共同经营协议的条款透过现金催收及其他催收机制作担保。与合资企业所有者账户相关的信用损失和其他备抵，见下文信用损失备抵和其他。

埃及应收账款和其他，净额–于合并特许权生效日期，公司须就历史商业条款的差异及自合并特许权生效日期（定义见本文件）起适用于生产的经修订商业条款作出生效日期调整（“生效日期调整”）。公司确认应收款项$ 67.5 百万，用于截至2022年10月的生效日期调整，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。

与埃及应收账款和其他相关的信用损失，净额，见下文信用损失备抵和其他。

增值税和其他应收款，净额–公司产生应收加蓬政府的可偿还增值税（“增值税”）。

截至2025年12月31日及2024年12月31日 , 未缴增值税应收账款余额约为$ 1.1 百万美元 2.8 万，分别净流入VAALCO。应收款项扣除备抵后，在合并资产负债表的“增值税和其他应收款”项目中作为非流动资产列报。由于应收增值税和相关备抵均以XAF计价，因此在每个报告期末将这些余额按汇率重估为美元也会对公司的经营业绩产生影响。此类外币收益（亏损）在合并经营和综合收益表的“其他费用，净额”项目中单独列报。与增值税相关的备抵，见下文信用损失备抵等。

信贷损失准备金和其他– 2023年1月1日,公司采用会计准则更新2016-13,金融工具——信贷损失（“ASU 2016-13”).ASU2016-13要求实体采用反映预期信用损失的方法计量包括贸易应收款在内的某些金融资产的信用损失，并要求考虑更广泛的合理和可支持的信息以形成信用损失估计。此前作为坏账准备披露的所有其他金额均转入信用损失准备和其他。

该公司主要使用账龄分析或贴现现金流量方法估计当前预期信用损失和其他备抵，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已确定该余额将不是被收集。

公司确定了以下几类属于ASU范围的金融资产2016-13:

•贸易，净额；

F-11

•与合资企业所有者的账户，净额；

•埃及应收账款和其他，净额；和

•贷款给员工。

截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，公司确认$ 0.1 百万美元 7.7 百万信用损失和其他备抵，分别主要是应收增值税和应收合营伙伴款项。

下表分析了信贷损失和其他备抵总额的变化：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024
	（单位：千）
信贷损失准备金和其他
期初余额	$	( 2,554 )	$	( 6,029 )
信贷损失和其他	( 1,126 )		( 6,304 )
信贷回收和其他	1,028		( 1,421 )
因结清有关应收款项而产生的备抵转回	—		11,200

期末余额	$	( 2,652 )	$	( 2,554 )

原油库存 –原油存货按成本与可变现净值孰低列账。在加蓬和科特迪瓦，库存代表公司在FSO和FPSO上生产和储存的原油份额但在每一期结束时未售出。在埃及，库存包括该公司尚未出售的权利原油桶。

预付款项及其他– 公司2025年12月31日、2024年合并资产负债表“预付款项及其他”项目中包含以下资产：


	2025		2024
	（单位：千）
埃及向承包商提供预付款	$	5,485	$	3,665
预付固定资产进度款	3,747		9
存款	3,292		2,933
衍生品	3,053		119
雇员贷款和垫款	2,398		1,430
预付版税	285		3,089
其他预付款项	6,110		3,728
预付款项和其他款项共计	$	24,370	$	14,973

原油、天然气和NGLs属性和设备，净额–公司使用成功努力法核算原油、天然气和NGLs生产活动。

•大写–包含生产性储量的成功油井、开发干井和租赁的成本在相关储量的整个存续期内按产量单位进行资本化和摊销。其他勘探成本，包括干探井成本、适用于未开发租赁物的地质和地球物理费用、租赁物到期成本和延迟租金，在发生时计入费用。在确定是否已发现探明储量之前，探井的成本将初步资本化。在钻探活动完成时，如果确定已发现探明储量，探井的成本仍保持资本化。未发现探明储量的，探井费用计入费用。在某些情况下，无法在钻井完成时确定探明储量，需要对油井进行额外的测试和评估。如果（a）该油井发现了足够数量的储量，足以证明其作为生产井完井是合理的，并且（b）在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够进展，则发现尚不能归类为已探明储量的探井所产生的成本将被资本化。暂停油井成本状况持续监测，每季度审查一次。由于某些项目的资金密集型性质和地域特点，可能需要一段较长的时间才能

F-12

评估勘探项目的未来潜力以及与确定其商业可行性相关的经济性。在已探明储量区域内用于开发钻探的地震研究费用被资本化为开发成本。符合条件的在建资产的利息费用资本化。资本化的利息成本包括在原油、天然气和NGLS财产和设备中，净额。

•资本化设备、备件及其他– 资本化的设备、备件和其他是指采购和使库存达到目前位置和状态所产生的成本，并以按加权平均成本计算的采购成本为基础，包括运输成本。当公司预计超过正常运营周期使用库存时，库存被归类为长期库存。

•折旧、损耗和摊销–油井、平台和其他生产设施的耗损是根据对总探明开发储量的估计，在单位产量法下按区块计算的。租赁物购置成本的耗减是根据对总探明储量的估计，在单位产量法下按区块基准提供的。与原油、天然气和NGLS生产活动相关的支持设备（设备库存除外）和租赁物改良，以及与原油、天然气和NGLS生产活动无关的不动产、厂房和设备，按成本入账，并在资产的估计使用寿命内按直线法折旧，办公室和杂项设备通常为五年，租赁物改良通常为五至七年。

•未经证实的物业成本–重大未证明物业个别评估减值，当事件或情况显示物业的账面价值可能无法收回，相关物业的资本化成本将费用化。未经证实的物业成本不受折旧、损耗和摊销的影响，直到它们被归类为已证实的物业。

•减值 –公司审查原油、天然气和NGLs资产和设备，每当有事件或情况变化表明这些资产的账面值可能无法收回时，均按区块基准进行减值净额审查。如果使用该资产及其最终处置产生的预期未折现未来现金流量之和低于该资产的账面价值，则根据该资产的公允价值记录减值费用。这可能如果区块包含的储量低于预期或商品价格持续下跌的时期，就会发生这种情况。减值测试中使用的公允价值计量通常使用贴现现金流模型计算，使用几个基于估计的第3级输入值，其中最重要的是净探明储量的估计。在估算探明储量的数量以及预测未来的生产速度和开发支出的时间安排方面存在许多固有的不确定性，包括公司无法控制的许多因素。储量工程是对无法精确测量的原油、天然气和NGLs的地下积累进行估算的主观过程，任何储量估算的准确性都是现有数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。最终回收的原油、天然气和NGLs的数量、生产和运营成本、未来开发支出的金额和时间以及未来原油、天然气和NGLs销售价格可能所有这些都与这些估计中的假设不同。持有待售的长期资产通过比较资产的账面价值与其公允价值减去出售成本后的可能减值进行评估。如果账面净值超过公允价值减去出售成本，则该资产被视为减值并调整至较低值。

资本化设备库存定期审查是否过时。截至2025年12月31日止年度，我们录得存货减记$ 2.4 万元用于估计过时存货以及账面价值超过可变现净值且相关费用计入合并经营报表和综合收益（亏损）“其他营业收入（费用）、净额”项目的存货。

当未开发的原油、天然气和NGLs租赁被视为减值时，将收取勘探费用。未探明物业成本包括与加拿大、埃及加蓬的Etame Marin区块和赤道几内亚的Block P区块的未探明物业成本相关的购置成本。

• 持有待售资产及负债 –公司在满足以下所有标准期间将处置组分类为持有待售：（1）管理层，有权批准行动，承诺出售处置组的计划；（2）处置组在其现有状况下可供即时出售，惟须遵守该等处置组的销售通常及惯常条款；（3）已启动寻找买方或买方的积极计划及完成出售处置组计划所需的其他行动；（4）很可能出售处置组，且预期转让处置组符合确认为已完成销售的资格，在一年内，除非公司无法控制的事件或情况延长期限

F-13

被要求在一年后出售处置集团；（5）处置集团正以相对于其当前公允价值合理的价格积极进行市场销售；（6）完成计划所需的行动表明不太可能对计划作出重大改变或计划将被撤回。

分类为持有待售的处置组按其账面值或公允价值减去任何出售成本后的较低者进行初始计量。因这一计量而产生的任何损失在满足持作出售标准的期间内确认。处置集团的公允价值减去任何出售成本后的变动报告为对处置集团账面值的调整，只要新的账面值不超过资产在最初分类为持有待售时的账面值。待剥离资产一旦被归类为持有待售，折旧、损耗和摊销费用将不入账。在处置组达到分类为持有待售标准的初始期间，处置组的资产和负债在合并资产负债表中分别作为持有待售资产和持有待售负债单独列报。

当出售或以其他方式处置原油、天然气和NGLS财产和设备项目时，任何收益或损失均在净收入中报告。处置原油、天然气和NGLS财产和设备的收益在赚取时确认，这通常在关闭时确认。如果预期处置损失，则在资产分类为持有待售时确认此类损失。

租赁承诺 –在开始时，对合同进行审查，以确定协议是否包含根据会计准则编纂（“ASC”）842定义的租赁 , 租约。在合同范围内确定租赁的，确定该租赁是否符合经营租赁或者融资租赁的条件。无论何种类型的租赁，租赁的初始计量导致按未来租赁付款的现值记录使用权（“ROU”）资产和租赁负债。

资产报废义务（“ARO”)–公司有法律义务在原油、天然气和NGLs生产作业结束时移除有形设备并恢复陆地或海底。清除和恢复义务主要与封堵和弃井、清除和处置全部或部分陆上或海上原油、天然气和NGLS平台以及封顶管道有关。估算未来的修复和清除成本，需要管理层做出预估和判断。资产清除技术和成本不断变化，监管、政治、环境、安全和公共关系方面的考虑也在不断变化。

如果能够对公允价值作出合理估计，则ARO负债在发生法定义务的期间内确认。ARO负债反映了与原油、天然气和NGLs财产和设备相关的拆除、拆除、场地复垦以及类似活动的估计现值净额。该公司使用当前的退休成本来估计退休义务的预期现金流出。现值计算中固有的是众多假设和判断，包括最终结算金额、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。ARO负债的初始记录被记录到原油、天然气和NGLS财产和设备的相应资产报废成本资本化净额所抵消。如果这些或其他假设在初始确认负债后发生变化，则修订公允价值估计并调整已确认负债，并酌情对相关资本化资产报废成本或通过计入收益进行相应调整。资本化资产报废成本的折旧和资产报废义务的增加是随着时间的推移而记录的。折旧是根据原油、天然气和NGLs财产和设备、净生产设施的生产单位确定的，而增值在资产的整个生命周期内不断升级，以达到预期的结算价值。ARO向下修正超过相关资产账面净值的，相应调整以资产账面净值金额为限，剩余金额确认为收益。

收入确认–公司的收入来自与客户的合同。特许权使用费被视为出售交易价格的一部分，因此被列为收入的减少。与销售原油、天然气和NGLs相关的收入是根据与客户签订的合同中规定的对价计量的。

与客户签订的合同产生的收入，在公司通过向客户转让商品或服务而履行履约义务时确认。商品或服务在客户取得对该商品或服务的控制权时转让。石油、天然气和NGLs控制权的转移通常与所有权转移给客户和客户实际占有同时发生。公司主要是在一个时点上履行履约义务。根据公司政策，与某些销售相关的销售和交付成本从收入中扣除

F-14

关于这类费用的分类。公司已使用了ASC主题606-10-50-14（a）中的实用权宜之计，该主题指出，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则公司无需披露分配给剩余履约义务的交易价格。

与销售公司的原油、天然气、凝析油和天然气液体（“NGLs”）相关的收入通过参考原油、天然气、凝析油和NGLs活跃市场的实际销售量和市场报价确认，并根据销售合同适用的特定条款和条件进行调整。收入按已收或应收对价的公允价值计量。

主要维修活动–主要维护费用在发生期间计入费用，可包括现有油井修井、承包商维修服务、材料和用品、设备租金和劳动力成本。

股票补偿–公司根据授予日奖励的公允价值计量为换取权益工具奖励而获得的员工服务成本。期权或股票增值权（“SARS”）的授予日公允价值根据授予的奖励条款的复杂性使用Black-Scholes或Monte Carlo方法进行估计。SARS公允价值在授予日进行估计，并在随后的每个报告日重新计量，直至行使、没收或取消。

Black-Scholes和Monte Carlo模型采用假设，基于管理层在授予时的最佳估计，这些假设会影响公允价值的计算，并最终影响在股票期权或SAR奖励的整个存续期内确认的费用金额。这些模型使用以下输入：（i）公司普通股在估值日的市场报价，（ii）员工可能获得的最大股价增值收到，（iii）基于合同期限的预期期限，（iv）基于期权或SAR奖励的预期期限对应的时间长度的公司股票历史波动率的预期波动率，（v）基于预期股息支付的预期股息收益率，以及（vi）基于期权或SAR奖励的预期期限对应的时间长度的截至报告日有效的美国国债收益率曲线的无风险利率。

对于限制性股票奖励，授予日公允价值采用授予日普通股的市场价值确定。

股权奖励的股票补偿费用在提供服务的期间内确认。对于在美国公认会计原则下被视为负债的奖励，奖励在授予日以公允价值计量，并在结算之前以公允价值重新计量。

法律或有事项–我们受制于日常业务过程中产生的法律诉讼、索赔和责任。当此类损失很可能且可合理估计时，我们计提与法律索赔相关的损失。如果我们确定很可能发生损失，并且无法估计该损失的具体金额但可以估计损失的范围，则应计提该范围内的最佳估计。如果范围内没有任何金额是比其他任何金额更好的估计，则应计提该范围的最低金额。估计数会随着获得更多信息或情况发生变化而调整。与损失或有事项相关的法律辩护费用在发生期间计入费用。

外币交易 –美元为公司除加拿大以外的境外经营子公司的记账本位币，记账本位币为加元。公司子公司记账本位币为美元时，外币往来损益计入收益。当公司子公司记账本位币为当地货币而非美元时，按现行汇率将记账本位币折算为美元的资产负债表科目的累计影响计入累计其他综合收益（损失）。公司确认外币交易损失$ 0.7 2025年百万,$ 1.8 2024年的百万美元和$ 0.9 2023年百万.

所得税–税务拨备是基于公司经营所在的各个司法管辖区的预期应课税收入、法定税率和公司可获得的税务规划机会。年度税收拨备和税收状况的确定和评估涉及对公司经营所在的各个司法管辖区的税法的解释，需要做出重大判断，并使用有关重大未来事件的估计和假设，例如收入的金额、时间和性质、扣除和税收抵免。税法、法规、协议和税收协定的变化或每个司法管辖区的运营水平或盈利能力的变化将影响任何特定年份的纳税义务。该公司还在与原油、天然气和NGLS行业相关的税法可以解释的外国司法管辖区开展业务，这可能会导致税务机关声称

F-15

额外的税务负债。虽然所得税拨备（福利）是基于当时可获得的最佳信息，但若干年可能在确定各个司法管辖区的最终税务责任之前经过。公司还将政府分配给利得油的价值增加或减少记为所得税费用，这是由于从最初产生分配到实际解除分配之间的价值变化所致。

递延税项资产和负债确认为资产和负债的财务报表账面值与其计税基础之间的差异导致的估计未来税务后果。递延所得税资产在变现的可能性较大时予以确认。我们会定期评估我们的递延税项资产，并在我们认为部分或全部递延税项资产很可能无法实现时，通过估值备抵减少此类资产。判断递延所得税资产是全部变现还是部分变现需要判断。管理层评估现有的正面和负面证据，以估计是否会利用现有的递延税项资产，以及估计很可能不会实现全部或部分特定递延税项资产，例如净经营亏损结转或外国税收抵免结转。必须对预计无法变现的递延所得税资产金额建立估值备抵。考虑的因素有前期产生的收益、预测收益和结转到期期限。

衍生工具和套期保值活动–公司不时订立原油对冲安排，以努力减轻商品价格波动的影响，并增强与营销我们的部分原油生产有关的现金流的可预测性。虽然这些工具减轻了未来大宗商品价格下跌的现金流风险，但它们可能也减少了未来大宗商品价格上涨带来的好处。

公司在综合资产负债表中将商品风险管理活动产生的余额记录为以公允价值计量的资产或负债。公司已选择不根据总净额结算安排抵消合格衍生工具的公允价值金额以及现金抵押应收账款和应付账款的相关公允价值金额。衍生工具公允价值变动损益和商品衍生工具现金结算损益在位于合并经营和综合收益（亏损）报表“其他收益（费用）”部分的“衍生工具收益（亏损），净额”项目中列报。

公允价值–公允价值定义为在计量日市场参与者之间的有序交易中，出售资产将收到的价格或转移负债所支付的价格。用于确定公允价值的输入根据一个层次结构进行表征，该层次结构根据这些输入的可观察程度对其进行优先排序。公允价值层次结构的三个输入层次如下：

第1级–输入值是反映截至计量日相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价的可观察输入值。

第2级–输入是可观察的基于市场的输入或由市场数据证实的不可观察输入。

第3级–投入是不可观察的投入，没有得到市场数据的证实，可能与内部开发的方法一起使用，从而导致管理层对公允价值的最佳估计。

非经常性公允价值计量–公司对非经常性计量的非金融资产和负债采用公允价值计量，包括对原油、天然气和NGLs财产和设备的减值、净额、资产报废资产和负债以及企业合并中收购的资产和承担的负债以及持有待售资产和负债的计量或重新计量。当可以识别出与被估值资产相似的可比交易时，公司对资产采用市场可观察价格。当公司被要求计量公允价值，而该资产或类似资产不存在市场可观察的价格时，则根据可用于支持管理层假设的信息质量使用成本或收益法。成本法是基于管理层对当期资产重置成本的最佳估计。收益法是基于管理层对未来净现金流预期的最佳假设。预期现金流使用相应的风险调整贴现率进行折现。此类评估涉及重大判断，其结果基于预期的未来事件或条件，例如销售价格、对未来油气产量或吞吐量的估计、开发和运营成本及其时间、经济和监管气候等因素，其中大部分往往不在管理层的控制范围内。然而，用于反映市场参与者对长期价格、成本和其他因素的看法的假设与公司业务计划和投资决策中使用的假设一致。

F-16

金融工具的公允价值 –公司通过使用尽可能高的输入“水平”来确定我们以公允价值计量的资产和负债的公允价值。


		截至2025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	$	—	$	3,053	$	—	$	3,053

		$	—	$	3,053	$	—	$	3,053
负债

衍生负债	应计负债和其他	$	—	$	207	$	—	$	207
		$	—	$	207	$	—	$	207


		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

见附注9。衍生工具，以了解公司衍生工具合约的进一步详情。

每股收益 –每股普通股基本收益的计算方法是，普通股股东可获得的收益除以该期间已发行普通股的加权平均数。稀释每股普通股收益的计算方法是将普通股股东可获得的收益除以已发行稀释普通股的加权平均数，其中包括潜在稀释性证券的影响。具有潜在稀释性的证券包括未归属的限制性股票奖励和使用库藏法的股票期权。库藏法下，假设与未归属的基于股票的补偿授予相关的未确认补偿费用金额或如果股票期权被行使将获得的收益将用于以市场平均价格回购股票。当存在亏损时，所有具有潜在稀释性的证券都具有反稀释性，因此被排除在稀释每股收益的计算之外。

3. 新会计准则

已通过

2023年12月,财务会计准则委员会（“FASB”）发布ASU 2023-09，所得税（主题740）：所得税披露的改进。本次更新中的修订提高了所得税披露的透明度，要求（1）在税率调节中保持一致的类别和更大程度的信息分类，以及（2）按司法管辖区分类支付的所得税。此次更新要求按司法管辖区分类披露税前收入（或亏损）和所得税费用（或收益），从而提高了披露的有效性和可比性。本ASU将在预期基础上应用，允许追溯应用。本次更新中的指引对2024年12月15日之后开始的财政年度有效。公司采用ASU2023-09年

F-17

预期截至2025年12月31日止。ASU2023-09的采用需要额外的所得税披露，对公司的综合财务状况或经营业绩没有影响。

不是尚未通过

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和2027年12月15日之后开始的中期报告期有效。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。允许提前收养。公司已选择不采纳该实用权宜之计。公司在估计其信用损失时，将继续考虑与其评估现金流可收回性相关的现有信息，包括历史损失、当前经济状况以及合理和可支持的预测。管理层将继续监测公司投资组合的变化、经济状况以及财务会计准则委员会发布的未来指导，以确定在未来报告期间选择实用权宜之计是否合适。

4. 收购和剥离

加拿大资产剥离

2025年12月，公司董事会批准出售公司在加拿大的油气资产。截至2025年12月31日，与加拿大资产剥离（定义见下文）相关的资产和负债在我们的综合资产负债表中被归类为持有待售。The Canada Asset Divestment不符合FASB ASC主题205下的终止经营资格，财务报表的列报，因为这并不代表会对公司经营或财务业绩产生重大影响的战略转变。

在分类为持有待售时，公司录得减值损失$ 67.2 万元调整持作出售资产的账面价值至其估计公允价值减出售成本。该减值损失在综合经营及综合收益（亏损）报表的“持有待售资产减值损失”项目中列报。下表列示了持有待售资产和负债的账面价值：

资产负债表分类

2025年12月31日

（单位：千）

流动资产（衍生资产，流动）

持有待售流动资产

179

原油、天然气和NGLs属性和设备，净额

持有待售的非流动资产

31,826

流动负债（资产报废义务，流动）

持有待售流动负债

( 183 )

资产报废义务

持有待售的非流动负债

( 7,403 )

持有待售净资产

24,419

如前所述，公司在每个报告期或每当事件或情况变化表明这些资产的账面金额可能无法收回时，每季度审查一次原油、天然气和NGLs资产和设备。在编制财务报表时进行减值评估，确保确认的损失反映截至报告日的情况。如上文进一步讨论，公司确定截至2025年12月31日，加拿大资产剥离符合分类为持有待售的标准。该认定构成需要进行减值评估的触发事件，与公司截至2025年12月31日的定期减值评估同时进行。

2026年2月4日，公司订立资产购买协议（“加拿大APA”），将我们在加拿大的所有经营性资产（“加拿大资产剥离”）出售给第三方购买者，购买价格为$ 24.4 百万

F-18

（加元 33.4 万）将以现金结算，但须按惯例调整。加拿大资产剥离于2026年2月19日结束，生效日期为2026年2月1日，调整后购买价格为$ 25.5 百万（加元 34.9 万元），但须按惯例进行额外的交割后调整。此次撤资的净现金收益主要用于为我们的资本支出提供资金，并用于营运资金用途。加拿大资产剥离代表该公司完全退出其加拿大石油和天然气业务。

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$ 6.1 百万净成本给公司。

Svenska收购

2024年4月30日，公司完成了对Svenska Petroleum Exploration Aktiebolag（一家在瑞典注册成立的公司（“Svenska”））资本中全部已发行股份的收购，调整后的净收购价为$ 40.2 万（“Svenska收购”）。总购买价格对价的资金为$ 40.2 百万公司手头现金。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 截至收盘日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。下表汇总了购买价款支付的现金及收购对价的最终购买价款分配情况。

F-19




	2024年4月30日		计量期调整		2024年4月30日（经调整）
	（单位：千）
购买代价
现金	$	40,166	$	—	$	40,166
购买总对价	$	40,166	$	—	$	40,166

	2024年4月30日		计量期调整		2024年4月30日（经调整）
	（单位：千）
收购资产：
现金及现金等价物	$	31,789	$	466	$	32,255
其他应收款，净额	830		—		830
原油库存	14,981		—		14,981
预付款项及其他	409		—		409
原油、天然气和NGLs属性和设备，净额	100,188		6,901		107,089
受限制现金	8,788		—		8,788
其他应收LT款	33		—		33
递延所得税资产	28,153		( 12,095 )		16,058
获得的资产总额	185,171		( 4,728 )		180,443
承担的负债：
应付账款	( 2,506 )		—		( 2,506 )
国家石油责任	( 19,447 )		—		( 19,447 )
应计税款结算	( 8,788 )		—		( 8,788 )
应计应付账款发票	( 21,692 )		—		( 21,692 )
应计负债和其他	( 19,083 )		( 301 )		( 19,384 )
资产报废义务	( 15,694 )		( 11,617 )		( 27,311 )
递延税项负债	( 37,897 )		10,280		( 27,617 )
获得的负债总额	( 125,107 )		( 1,638 )		( 126,745 )
议价购买收益	( 19,898 )		6,366		( 13,532 )
采购总价	$	40,166	$	—	$	40,166

收购后经营业绩. 下表汇总了在Svenska收购中获得的科特迪瓦资产对公司2024年4月30日期间综合业绩的贡献金额直通 2024年12月31日 .


	2024年4月30日至2024年12月31日
	（单位：千）
原油、天然气和天然气液体销售	$	95,082
净收入	12,143

编制以下未经审计的备考业绩是为了使上文讨论的Svenska收购对公司截至本年度的经营业绩生效 2024年12月31日和2023,就好像收购已于 2023年1月1日。未经审计的备考业绩并不旨在代表公司的

歼20

如果Svenska收购在该日期完成，或预测公司未来任何日期或期间的经营业绩，则实际经营结果将是。


	截至12月31日止年度，
		2024		2023
	（单位：千）
备考（未经审计）
原油、天然气和天然气液体销售		$	510,513	$	632,514
营业收入		$	120,681	243,228
净收入（a）（b）		$	38,336	95,740

基本每股净收益：
净收入		$	38,336	$	95,740
每股净收益		$	0.37	$	0.90
基本加权平均流通股		103,669		106,376
稀释每股净收益：
净收入		$	38,336	$	95,740
每股净收益		$	0.37	$	0.90
稀释加权平均流通股		103,747		106,555

(a)截至2024年12月31日止年度未经审核备考净收益（亏损）不包括直接归因于Svenska收购的非经常性备考调整，包括议价购买收益$ 13.5 百万。

（b）截至2023年12月31日止年度未经审计的备考净收入（亏损）不包括归因于TransGlobe收购的非经常性备考调整，包括议价购买收益调整$ 1.4 百万。

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。

F-21

报告的净收入（亏损）与计算EPS时使用的净收入（亏损）的对账以及基本股份与稀释股份的对账如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
净收入（亏损）（分子）：
净收入（亏损）	$	( 41,391 )	$	58,490	$	60,354
归属于未归属股份的收益	( 475 )		( 714 )		( 632 )
基本的分子	( 41,866 )		57,776		59,722
归属于未归属股份的收益	—		—		1
用于稀释剂的分子	$	( 41,866 )	$	57,776	$	59,723

加权平均份额（分母）：
基本加权平均流通股	104,055		103,669		106,376
稀释性证券的影响	—		78		179
稀释加权平均流通股	104,055		103,747		106,555
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	3,608		516		385

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私营保安公司管理。

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

根据原油销售和购买协议（“COSPA”）或原油销售和营销协议（“COSMA或COSMA”），与客户签订的合同产生的收入来自在加蓬的销售。除了在发生时计入费用的内部成本外，没有与获得新的COSPA或COSMA相关的前期成本。

当客户的油轮抵达FPSO或FSO并且原油通过连接交付给油轮时，客户销售一般按月进行。存在单一履约义务（将原油交付给

F-22

交付点，即与客户的原油油轮的连接）在履约义务事件发生的时间点产生收入确认。这被称为“解禁”。升降机可能需要一到两天才能完成。

公司根据公司的工作权益，减去特许权使用费，对销售额进行核算。不平衡根据实际销售收益进行估值。从历史上看，作为运营商，销量可能高于或低于公司根据财产所有权权益有权获得的数量，如果出售的数量超过公司的所有权权益，公司将确认一项负债。

根据COSPA或COSMA完成的每一次吊装，客户在提单日期后30天以电子转账方式以美元付款。对于每次解除的原油，定价是基于解除月份的过时布伦特原油的平均值，并根据地点和市场因素进行调整。

Etame PSC的条款包括向加蓬政府支付以下款项的条款：基于 13 按公布价格生产的百分比和根据每日生产利率确定的利润油的共享部分，以及总附带工作权益 7.5 %（增加至 10 2026年6月20日开始的百分比）的所有费用。对于特许权使用费和Profit Oil，Etame PSC规定，加蓬政府可能以实物结算这些债务，即拿走原油桶，而不是用现金付款。

迄今为止，加蓬政府还没有选择以实物形式收取其特许权使用费，这项义务是通过每月现金支付来解决的。支付特许权使用费反映为来自客户的收入减少。

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。在合并经营和综合收益（亏损）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。根据ETame PSC条款，与Profit Oil相关的金额反映为收入，并在当期所得税费用中报告抵消金额。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12月31日和2024年12月31日止年度，我们通过解除生产支付的实物总额为$ 31.8 百万美元 30.3 分别为百万。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的外国所得税应付款为$ 18.8 百万美元 40.0 分别为百万。

与Etame Marin区块附带权益相关的某些金额报告为收入。在这种附带权益安排中，包括公司和其他工作权益所有者在内的承付方有义务为所有工作权益成本提供资金，否则这些成本将是承付方的义务。承付方从附带权益方的收入中收回这些资金。

下表列出了与客户签订的合同在加蓬的收入以及与Etame PSC下的义务相关的收入：


	年终 12月31日，
	2025		2024		2023
客户合同收入：	（单位：千）
COSPA或COSMA下的销售	$	176,508	$	205,965	$	261,801
加蓬政府在Profit石油实物中所占份额	31,845		30,256		32,776
附带权益补偿	1,865		2,276		5,301
版税	( 28,480 )		( 32,543 )		( 39,532 )
净收入	$	181,738	$	205,954	$	260,346

埃及

在埃及的销售收入一般通过直接向EGPC销售或通过根据原油销售和购买协议（“COSPA”）或原油销售和营销协议（“COSMA或COSMA”）与客户签订的合同获得。EGPC和公司各自拥有一 50 分别于作为合并特许协议一方的营运公司的%权益。EGPC和该公司还各自拥有一个 50 分别在作为South Ghazalat特许权协议一方的运营公司中的%权益。

F-23

客户销售一般发生在直接向EGPC销售或通过货物起重随意生产销售的情况下。公司将EGPC的产量份额记录为与收入相抵的特许权使用费，无论EGPC的产量份额来自EGPC的利润石油份额还是超额成本石油。

关于埃及所得税，这些税款由EGPC代表公司从EGPC的生产权利份额中支付。代公司向阿拉伯埃及共和国缴纳的所得税确认为原油收入和所得税费用。

EGPC拥有公司生产交付的储存和出口设施，公司需要EGPC的合作和批准才能安排提货。一旦发生提货，由于直接向国际采购商进行营销，公司对提货有30天的收款周期。视乎公司对原油货物买家的信贷评估，他们可能被要求在提货前邮寄不可撤销信用证支持销售。

在某些情况下，公司会借入或借出生产量，以达到货物销售所需的原油量。在这些情况下，公司可能处于过高或过低的位置。无论处于过高或过低的位置，销售都是基于公司的工作兴趣，较少的特许权使用费。不平衡根据实际销售收益进行估值，公司将根据已收或应收对价的公允价值记录应付款项（如果处于超提位置）或应收款项（如果处于欠提位置）。

下表列出了埃及与客户签订合同的收入：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
客户合同收入：	（单位：千）
总销售额	$	225,957	$	250,946	$	272,613
版税	( 85,250 )		( 104,449 )		( 110,569 )
销售成本	( 744 )		( 531 )		( 995 )
净收入	$	139,963	$	145,966	$	161,049

加拿大

在加拿大资产剥离之前，当原油、天然气、凝析油或NGL通常通过管道销售到交付点时，客户的销售通常每天都会发生。存在在履约义务事件发生时点产生收入确认的单一履约义务（向交割点交付原油、天然气、凝析油或NGL的）。公司根据既定的特许权使用费制度向艾伯塔省政府和其他矿权所有者支付了特许权使用费。该公司录得扣除特许权使用费的收入。

加拿大的应收账款结算发生在生产后的次月25日。

下表列出了与客户签订的合同在加拿大的收入：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
客户合同收入：	（单位：千）
石油收入	$	15,319	$	28,418	$	28,287
燃气收入	2,052		1,849		3,467
NGL收入	5,804		7,646		8,440
其他收入	164		213		—
版税	( 3,330 )		( 5,009 )		( 5,821 )
销售成本	( 835 )		( 1,131 )		( 702 )
净收入	$	19,174	$	31,986	$	33,671

F-24

科特迪瓦

公司拥有一家 27.39 西非科特迪瓦近海CI-40 Block深水生产Baobab油田的非经营性工作权益的%。生产产生frOM Baobab油田根据PSC（“科特迪瓦PSC”）共享。此外，于2025年3月，该公司作为作业者在科特迪瓦近海的CI-705区块种植了一 70 %工作兴趣和a 100 %支付利息。

根据原油销售和购买协议（“COSPAs”），与客户签订的合同产生的收入来自在科特迪瓦的销售，收入在下述定义的解除完成时确认。

当客户的油轮到达FPSO并且原油通过连接交付给油轮时，客户销售一般按月发生。存在单一履约义务（将原油交付至交货点，即与客户原油油轮的连接），在履约义务事件发生的时点产生收入确认。这被称为“解禁”。升降机可能需要一到两天才能完成。

公司根据公司的工作权益，减去特许权使用费，对销售额进行核算。不平衡根据实际销售收益进行估值。销量可能高于或低于公司根据财产所有权权益有权获得的数量，如果出售的数量超过公司的所有权权益，公司将确认一项负债。

对于根据买卖协议完成的每一次解除，客户在提单日期后30天以电子转账方式以美元付款。对于每次解除的原油，定价是基于解除月份的过时布伦特原油的平均值，并根据地点和市场因素进行调整。

成本石油允许公司收回其资本和生产成本以及公司代表政府国有石油公司承担的成本。Profit Oil是根据合资伙伴各自的股权分配给合资伙伴的，其中一部分已分配给科特迪瓦政府（“科特迪瓦政府”）。科特迪瓦政府应占Profit Oil归属于公司股权的份额在收入中列报，相应金额反映在当期所得税费用拨备中。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的份额支付。

下表列出与客户签订的合同在科特迪瓦的收入：


	截至12月31日止年度，
			2025		2024
客户合同收入：		（单位：千）
买卖协议项下的销售			$	16,528	$	87,870
科特迪瓦政府在Profit石油实物中所占份额			1,869		7,212
净收入			$	18,397	$	95,082

有关公司的资料’s最重要的客户-

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们按客户划分的各经营分部收入集中度如下表所示。


	截至12月31日止年度，
	2025	2024(1)	2023
加蓬	100 %	100 %	100 %
埃及	100 %	100 %	62 %和 38 %
科特迪瓦	100 %	87 %和 13 %	— %
加拿大	51 %, 20 %和 15 %	41 %, 32 %和 21 %	52 %, 37 %和 7 %

(1)对于科特迪瓦，反映了2024年4月30日至2024年12月31日期间与Svenska收购相关的销售额。

F-25

7. 所得税

所得税前收益（亏损）归属如下：


	截至12月31日止年度，
（单位：千）	2025		2024		2023
美国	$	( 24,853 )	$	( 26,337 )	$	( 15,781 )
国外	( 1,716 )		166,134		165,927
	$	( 26,569 )	$	139,797	$	150,146

与收入（损失）相关的所得税拨备包括以下内容：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
美国联邦：	（单位：千）
当前	$	—	$	—	$	—
延期	( 1,940 )		( 1,698 )		6,214
国外：
当前	44,341		98,882		92,642
延期	( 27,579 )		( 15,877 )		( 9,079 )
合计	$	14,822	$	81,307	$	89,777

所得税费用（收益）按美国法定税率与所得税的对账如下：


			截至12月31日止年度，
（单位：千）			2025
美国联邦法定税率			$	( 5,580 )	21.00	%
国内联邦
		税收抵免-外国税收抵免	( 13,982 )		52.63	%
		估值津贴变动	7,385		( 27.79 )	%
		跨境税法-美国对外国无视实体征税	8,242		( 31.02 )	%
		不可课税或不可扣除项目	806		( 3.03 )	%
外国税收影响
	加蓬
		法定所得税率差额	4,923		( 18.53 )	%
		加蓬法定税率与PSC之间的税率差异	9,435		( 35.51 )	%
		不可课税或不可扣除项目：
		不可收回成本	1,067		( 4.02 )	%
		不可扣除利息	1,670		( 6.29 )	%
		生产与起重收入差异影响	( 8,075 )		30.39	%
		附带权益	( 1,020 )		3.84	%
		其他调节项目	478		( 1.80 )	%
		估值津贴变动	2,095		( 7.89 )	%
	埃及
		法定所得税率差额	9,067		( 34.13 )	%
		不可课税或不可扣除项目：
		不可收回成本	2,288		( 8.61 )	%
		其他调节项目	( 92 )		0.35	%
		估值津贴变动	356		( 1.34 )	%

F-26


加拿大
	法定所得税率差额	4,184		( 15.75 )	%
	国家以下各级所得税	( 5,580 )		21.00	%
	估值津贴变动	16,045		( 60.39 )	%
科特迪瓦
	法定所得税率差额	( 716 )		2.70	%
	法定税率与PSC的税率差异	( 12,197 )		45.91	%
	不可课税或不可扣除项目：
	不可收回成本	1,033		( 3.89 )	%
	统计数据与美国公认会计原则的调整	( 1,250 )		4.71	%
	成本回收提升	( 9,167 )		34.50	%
	估值津贴变动	1,834		( 6.90 )	%
赤道几内亚
	法定所得税率差额	( 119 )		0.45	%
	估值津贴变动	744		( 2.80 )	%
瑞典
	税收抵免-外国税收抵免	( 3,767 )		14.18	%
	跨境税法-瑞典对外国无视实体征税	( 2,885 )		10.86	%
	不可课税或不可扣除项目：
	已实现汇兑收益	4,036		( 15.19 )	%
	其他调节项目	( 100 )		0.38	%
	估值津贴变动	3,126		( 11.76 )	%
其他
	不可课税或不可扣除项目：
	其他调节项目	538		( 2.03 )	%
	合计	$	14,822	( 55.77 )	%

支付的所得税（扣除已收到的退款）如下：


	12月31日，
（单位：千）	2025		2024
加蓬	$	36,739	$	31,109
埃及	29,025		31,355


科特迪瓦	2,221		9,155

已缴税款总额	$	67,985	$	71,619

递延所得税资产和负债，根据资产和负债的财务和计税基础之间的暂时性差异的估计所得税影响计算，采用实际缴纳或收回税款时预期有效的税率确定。

在评估递延税项资产的可变现性时，本公司按司法管辖区考虑所有可用的正面和负面证据，以估计是否更有可能产生足够的未来应课税收入以允许使用现有的递延税项资产。递延所得税资产的最终变现取决于递延所得税资产可使用期间的未来收益的产生。许多判断和假设在这一评估中是固有的，包括确定未来的应税收入、未来的经营状况，特别是与现行原油价格相关的情况。

根据这一评价，截至2025年12月31日，估值备抵$ 203.6 万元已入账，以仅确认递延所得税资产中更有可能实现的部分。然而，如果减少或增加对未来应纳税所得额的估计，被视为可变现的递延所得税资产的金额可能会有所调整。

F-27

产生递延所得税资产和负债的重大暂时性差异的税务影响如下：


	12月31日，
（单位：千）	2025		2024
递延所得税资产：
固定资产(1)	$	40,988	$	35,541
国外税收抵免结转	133,803		123,660
净经营亏损	58,892		56,317
资产报废义务	48,015		20,384
ROU租赁负债	8,567		9,973
应计负债	16,071		19,686
应收款项	( 146 )		( 1,788 )
其他	3,846		2,682
递延所得税资产总额	310,036		266,455
估价津贴	( 203,624 )		( 173,140 )
递延所得税资产净额	$	106,412	$	93,315

递延税项负债：
固定资产基差	( 115,217 )		( 131,639 )
递延所得税负债净额	$	( 115,217 )	$	( 131,639 )

(1) 这一行包括ROU租赁资产。

该公司来自美国以外子公司的未分配收益包括为先前和未来资本项目支出提供资金而保留的金额。由于这些未分配收益预计将在可预见的未来无限期地再投资，因此没有为潜在的未来税收义务记录递延所得税，例如外国预扣税和州税。截至2025年12月31日，估计未确认的递延所得税负债并不切实可行。然而，这些资金的汇款未确认的递延税款预计不会是重大的。

截至2025年12月31日，公司在以下司法管辖区拥有NOL’s：


管辖权	金额（单位：千）		到期期限


埃及	$	14,596	2026-2028
加拿大	$	91,662	2031-2040
赤道几内亚	$	127,564	无到期

公司只有在审计后确定他们更有可能维持该职位后，才会确认税务职位的财务报表收益。该公司认为，其所得税状况和扣除将在审计时持续下去，因此无为不确定的税收状况建立了准备金。因此，无截至2025年12月31日已累计产生利息或罚款和2024年。公司的政策是将与未确认的税收优惠相关的利息和罚款列为所得税费用的组成部分。

该公司须在美国和包括加拿大在内的多个外国司法管辖区缴纳所得税。公司的加拿大子公司目前正在接受加拿大税务局（“CRA”）的审查，涉及截至2022年12月31日止年度所包括的纳税年度的某些外国关联公司的股份处置的税务处理。

2026年1月，公司收到了CRA与本次考试相关的评估。该公司目前正在评估评估和可用的行政补救措施，包括提交反对通知。公司也在考虑与先前宣布的出售公司加拿大资产有关的事项。截至2025年12月31日，没有任何事态发展或新信息需要公司记录未确认的税收优惠。根据目前可获得的信息，公司不认为该

F-28

该事项的最终解决将对其合并财务状况、税务费用、经营业绩或现金流量产生重大不利影响；但最终结果仍不确定。

截至2025年12月31日止年度,2024年和2023年，该公司只需缴纳外国和美国联邦税，没有分配给州和地方税。下表汇总了主要税务管辖区仍需审查的纳税年度。


管辖权						年
美国						2015 - 2025
加蓬						2021 - 2025
埃及						2020 - 2025
加拿大						2020 - 2025
瑞典						2019 - 2025
科特迪瓦						2022 - 2025

8. 原油、天然气和天然气液化石油气资产和设备、净

2025年12月31日公司的原油、天然气和NGLS资产和设备净额和2024年由以下部分组成：


	2025		2024
	（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	$	1,016,019	$	1,593,243
在制品	214,213		44,517
未经证实的属性	52,079		60,761
资本化设备、备件及其他	84,471		75,581
	1,366,782		1,774,102
累计折旧、损耗、摊销和减值	( 780,687 )		( 1,235,999 )
原油、天然气和NGLs属性和设备，净额	$	586,095	$	538,103

未经证实的物业成本

2025年12月31日未证明物业成本一览表见下表和2024年：


	2025		2024
	（单位：千）
未经证实的物业成本
加蓬	15,235		$	13,735
赤道几内亚	10,000		10,000
埃及	11,035		11,542
科特迪瓦	15,809		12,775
加拿大	—		12,709
未经证实的物业成本	$	52,079	$	60,761

2025年12月31日，公司分类$ 31.8 百万净原油、天然气和NGLs财产和设备，包括未经证实的财产成本$ 13.1 万，作为合并资产负债表“持有待售的非流动资产”。

F-29

勘探费用

截至2025年12月31日止年度，我们的勘探开支为$ 8.9 百万，其中包括与在南加扎拉特确定为商业上不可行的一口井相关的勘探费用，将用于科特迪瓦Block 705区块的额外地震数据的费用，以及与加蓬G和H区块相关的费用。我们在2024年期间的勘探费用极少。

9. 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。此外，根据2025年RBL融资协议的条款，如果2025年RBL融资下的借款总额超过 35 （a）可用的承诺总额和（b）适用的借款基础金额中较低者的百分比，我们被要求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。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12月31日：


		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
总成交量（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）。千兆焦耳的天然气大约是 25.5 立方米标准条件。

见附注2。有关以公允价值计量我们的衍生资产的进一步详情的重要会计政策摘要。

下表列示了公司合并经营报表和综合收益（亏损）中衍生工具的收益（亏损）：


		截至12月31日止年度，
衍生项目	运营项目报表	2025		2024		2023
		（单位：千）
商品衍生品	到期衍生品合约支付的现金结算，净额	$	( 48 )	$	( 453 )	$	( 127 )
	未实现收益（亏损）	2,924		( 292 )		359
	衍生工具收益（亏损），净额	$	2,876	$	( 745 )	$	232

歼30

10. 资产归还义务

下表汇总了公司资产报废义务的变化情况：


	截至12月31日止年度，
（单位：千）	2025		2024
期初余额	$	79,766	$	47,343
吸积	6,364		4,753
新增	2		27,424
修订	427		981
定居点	( 225 )		( 368 )
分类为持有待售的负债	( 7,586 )		—
外汇损失	( 342 )		( 367 )
期末余额	78,406		79,766
减：流动债务	—		( 1,174 )
长期资产报废义务	$	78,406	$	78,592

增加额记入综合经营及综合收益（亏损）报表“折旧、损耗及摊销”项目。

11. 承诺与或有事项

放弃资助

加蓬

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。由于PSC延期，根据适用的放弃研究，每年的资金支付将分散在Etame Marin Block的整个生命周期内。支付的金额将通过成本账户报销，不予退还。在 2023年8月,完成了一项废弃研究，估计废弃成本约为$ 77.9 百万（$ 45.9 百万，净对VAALCO）未贴现基础上。根据PSC的要求，向加蓬碳氢化合物管理局提交了废弃估算。截至2025年12月31日，$ 10.7 百万（$ 6.3 百万，净额至VAALCO）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合并资产负债表“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。

2023年第一季度,加蓬碳氢化合物管理局批准了一项$ 26.6 百万（$ 15.6 百万，净额至VAALCO）与FPSO退役相关的放弃资金支付。公司收到付款$ 15.6 2023年3月百万.截至2025年底，废弃资金账户未发生其他活动。该公司正与加蓬碳氢化合物管理局合作制定付款时间表，以根据Etame PSC恢复为废弃基金提供资金。

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、私下协商交易或以其他方式遵守1934年《证券交易法》规则10b-18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来自

F-31

运营。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。

监管和联合利益审计及相关事项

公司接受来自我们经营所在国际司法管辖区的各种政府机构的定期审计，包括各自政府和公司联合经营协议的其他成员的审计。

合并特许协议

公司是与埃及通用石油公司（“EGPC”）合并特许协议的一方。根据合并特许权协议，我们被要求作出$ 10.0 百万年现代化付款通过 2026年2月1日.截至2025年12月31日，所有现代化付款均已通过实际现金付款或通过对EGPC所欠应收款项发放信贷的方式全部结清。

公司还有最低财务工作承诺$ 50.0 百万/每五年一级开发期限期限，自2020年2月1日起共计$ 150 百万以上 15 年许可合同期限。至2025年12月31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。

截至2025年12月31日这类未履行的表外财务工作承诺将支付的金额是$ 10.0 2026年百万,$ 10.0 2027年百万,$ 10.0 2028年百万,$ 10.0 2029年百万，$ 10.0 2030年的百万美元和$ 50.0 2031年及之后的百万。

国内市场义务

根据加蓬和科特迪瓦各自PSC的条款，公司可以被要求向政府或政府指定的其他实体出售其一定比例的Profit石油，以满足国内市场的需求。

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。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。光船租船合同于2025年11月开始，当时钻井平台被调动到公司的第一口井，不可撤销的期限为300天，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。

12. 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12月31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12月31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”），其中规定了2025年RBL融资。

F-32

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，进一步增至$ 184.0 根据订立2025年融资协议后满足的条件，于2025年4月实现百万。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RBL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。2025年，我们完成了6月30日和9月30日的借款基数重新确定，将借款基数提高到$ 190.0 百万。

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RBL融资协议规定的条件和程序的情况下，向代理人发出通知，以增加初始承诺总额，最高金额为$ 300.0 百万。自2025年10月17日起，经批准的贷款人（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。

截至2025年12月31日，我们有$ 190.0 百万的融资承诺总额和$ 130.0 2025年RBL融资下的百万可用借贷能力。

此外，在符合某些先决条件的情况下，2025年RBL贷款机制下的某些现有贷款人同意将其初步承诺从2026年1月23日起从$ 190.0 百万至$ 255.0 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。

2026年2月4日，公司又借了一笔$ 65.0 2025年RBL融资下的百万。借款应计利息的利率为 10.2 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。

2025年RBL融资下的每笔贷款的利率将等于定期有担保隔夜融资利率（“SOFR”）加上（i）的适用保证金 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的浮式生产储存和卸货油轮设施的翻新和维修（“Baobab FPSO改造”）满足2025年RBL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之间商定的其他期间。

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当前银行情况下预计将低于 25 初步核定储备金的百分比。

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RBL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，继Baobab FPSO改造完成日期后，自每年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（以及任何临时重新确定日期）开始直至最终到期日的过去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） 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限制的肯定和否定契约和

F-33

重要性，其中包括（其中包括）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工具合同、限制产生留置权、债务、资产处置、收购、限制性付款、订立承购协议和其他习惯契约。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RBL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、受制于某些流动性补救权的资金短缺、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年融资协议项下的所有未偿金额，并且任何未偿的无资金承诺可能会被终止。此外，如到期未支付任何应付本金，则应对逾期金额自到期日起至实际支付之日止的利息按附加利率为 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，反映了当前的市场利率。2025年RBL融资的公允价值计量为第2级投入。

13. 租赁

根据2019年1月1日生效的租赁标准,租赁有两种类型：融资租赁和经营租赁。无论哪种租赁类型，租赁的初始计量导致以未来租赁付款的现值记录一笔ROU资产和一笔租赁负债。

经营租赁

该公司目前是公司和埃及办事处以及运输设备的三个经营租赁协议的缔约方。这些协议的剩余租期从 35 到 60 几个月。在某些情况下，租赁合同要求公司为资产本身的使用以及运营和维护服务支付款项。ROU资产和租赁负债的计算中仅包括与租赁部分相关的资产使用付款。运营和维护服务的付款被视为非租赁部分，不包括在ROU资产和租赁负债的计算中。对于联合经营中使用的ROU资产的租赁，一般由经营者反映租赁部分的全部金额，包括将由非经营者出资的金额。作为Etame Marin区块的运营商，为联合运营中使用的某些设备记录的ROU资产包括租赁组件的总额。

运输设备租赁包括可变租赁付款的准备金，根据该准备金，公司需要根据资产部署的天数或小时数支付额外款项。由于公司不知道公司将被要求支付此类款项的程度，因此将其排除在ROU资产和租赁负债的计算之外。

融资租赁

该公司目前是Etame Marin区块运营中使用的FSO以及发电机和海运船只的多项融资租赁协议的缔约方。这些协议的剩余租期从 1 到 81 几个月几个月。在某些情况下，租赁合同要求公司为资产本身的使用以及运营和维护服务支付款项。仅包括与租赁部分相关的资产使用付款

F-34

在ROU资产和租赁负债的计算中。运营和维护服务的付款被视为非租赁部分，不包括在ROU资产和租赁负债的计算中。

所有租约

对于所有包含延长初始租赁期限选择权的租赁，公司已评估是否合理确定公司将延长租赁超过初始租赁期限。当公司认为可以合理确定其将在初始租赁期限之后使用这些租赁资产时，这些付款已包括在ROU资产和负债的计算中。用于计算ROU资产和租赁负债的贴现率代表公司的增量借款利率。公司通过考虑每项租赁的期限和经济环境，并估计公司借入租赁付款将产生的利率来确定这一点。

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，租赁费用和补充资料构成部分如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
租赁成本：	（单位：千）
融资租赁成本(1):
租赁资产摊销	$	13,558	$	12,924	$	10,253
租赁负债利息	5,449		6,274		7,044
经营租赁成本	5,018		5,100		1,403
短期租赁成本(2)	845		893		6,574
可变租赁成本(3)	1,964		1		653
租赁费用总额	26,834		25,192		25,927
租赁成本资本化	761		—		55
租赁费用共计	$	27,595	$	25,192	$	25,982

(1)指与融资租赁相关的折旧和利息。

(2)系指1年或1年以下合同下的短期租赁，其中ROU资产和租赁负债无需记录。

(3)可变成本指最低租赁成本与租赁合同项下实际发生的租赁成本之间的差异。

其他信息：


	截至12月31日止年度，
	2025			2024			2023
其他信息：
为计入租赁负债计量的金额支付的现金：
归属于融资租赁的融资现金流（单位：千）	$	13,289		$	10,477		$	7,161
加权-平均剩余租期（年）	6.47			7.36			8.16
加权平均贴现率	7.21		%	7.16		%	7.99		%

归属于经营租赁的经营现金流（单位：千）	$	6,531		$	2,127		$	505
加权-平均剩余租期（年）	3.29			4.09			0.67
加权平均贴现率	6.53		%	6.14		%	8.45		%

F-35

下表介绍了公司综合经营报表和其他综合收益（亏损）中租赁总成本的列报方式。如上文所述，公司的合营业主须向公司偿还其分担的若干开支，包括若干租赁费用。


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
融资租赁成本	$	11,179	$	11,290	$	10,231
生产费用	4,309		3,517		3,556
一般和行政费用	500		346		196
向合营企业所有者收取的租赁费用	10,846		10,039		11,964
租赁费用总额	26,834		25,192		25,947
租赁成本资本化	761		—		35
租赁费用共计	$	27,595	$	25,192	$	25,982

下表说明公司经营和融资租赁负债的未来到期情况 2025年12月31日：


	经营租赁		融资租赁
年份	（单位：千）
2026	$	6,646	$	16,676
2027	5,431		15,216
2028	5,202		11,660
2029	958		11,660
2030	626		12,568
此后	—		17,884
	18,863		85,664
减：推算利息	( 1,936 )		( 16,289 )
租赁负债总额	$	16,927	$	69,375

根据联合经营协议，其他合资企业所有者有义务提供大约$ 41.3 百万美元 104.5 百万未来租赁负债截至 2025年12月31日。

F-36

14. 应计负债和其他

应计负债和其他余额包括以下各项：


	截至2025年12月31日
	2025		2024
	（单位：千）
应计应付账款发票	$	16,320	$	48,913
国家石油责任	18,244		19,616
应计资本支出	51,339		8,923
埃及现代化应付款项	—		9,933
加蓬合同义务	3,858		6,977
应计工资和其他补偿	6,694		4,956
地震数据	1,155		2,455
资产报废义务，流动部分	—		1,174
其他	8,834		4,763
应计负债和其他合计(a)	$	106,444	$	107,710

（a）该表不包括$ 0.2 与持有待售资产相关的资产报废义务流动部分的百万。

15. 股东 ’ 股权

股息政策

下表是2025年期间支付的股息时间表：


股息支付日	每股普通股金额		记录日期
2025年3月28日	$	0.0625	2025年2月28日
2025年6月27日	$	0.0625	2025年5月23日
2025年9月19日	$	0.0625	2025年8月22日
2025年12月24日	$	0.0625	2025年11月21日
2025年支付的每股总金额	$	0.2500

优先股–授权优先股由 500,000 面值$的股份 25 每股。无截至目前已发行和流通在外的优先股 2025年12月31日或2024年12月31日。

库存股票

请参阅附注11下有关公司股份回购计划的讨论。承诺和或有事项。

16. 基于股票的补偿和其他福利计划

公司股票薪酬已在多个股票激励和长期激励计划项下授予。方案授权公司董事会薪酬委员会发放各类激励薪酬。公司此前曾根据2014年长期激励计划发行股票期权与限制性股票、2016年股票增值权计划发行股票增值权。2020年6月25日，公司股东批准了《2020年长期激励计划》（经修订，“2020年度计划”），根据该计划 5,500,000 股份获授权授出。2021年6月，公司股东批准了对2020年计划的修订，据此，额外 3,750,000 根据2020年计划的奖励授权发行股票。截至2025年12月31日， 483,624 股票可用于未来的授予。

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就每份授出的股票期权而言，2020年计划下的授权股份数目将按一比一的基准减少。每授予一股限制性股票，2020年计划授权的股份数量将减少限制性股票数量的两倍。公司没有为授予期权而采购股票的固定政策。历史上，根据期权授予发行的股票一直是新股。

如下表所示，公司将与股票薪酬相关的补偿费用记录为与发行股票期权、限制性股票和股票增值权相关的一般和管理费用。截至12月31日止年度， 2024年和2023年，公司以现金结算$ 0.2 百万美元 0.4 SARS分别为百万无 2025年结算的金额。截至12月31日止年度,2024年和2023年，公司收到现金$ 0.4 百万美元 0.7 万，分别来自股票期权行权，无 2025年收到的金额。


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
股票薪酬-股权奖励	$	5,954	$	4,567	$	3,338
以股票为基础的赔偿-赔偿责任	—		( 9 )		( 15 )
股票薪酬总额	$	5,954	$	4,558	$	3,323

业绩受限制股票单位

公司以业绩限制性股票单位（“PSS”）奖励股份的形式向高管授予其普通股股份。这些奖励按授予日相关股份的公允价值计量，并按比例确认为一段时期内的补偿费用三年，在满足履约障碍和服务条件的情况下，于授出日期起计的周年纪念日分三等份归属。

2025年6月,公司授予 789,976 向公司某些高管授予基于绩效的限制性股票奖励（“PSS”）。这些奖励的授予日公允价值约为$ 1.8 百万使用蒙特卡罗估值模型。公司将确认整个$ 1.8 百万的赔偿费用，无论是否满足这些条件，在必要的服务期内，除非在此期间没收单位。

对于每一次PSS股票奖励，三分之一的基础股票在授予日的一周年和使用30天平均数确定的公司股价超过$ 3.86 每股；有关三分之一基础股份的PSS奖励在授予日的两个周年日和使用30天平均数确定的公司股价超过$ 4.45 每股；和PSS对剩余三分之一基础股份的奖励在授予日的第三个周年日和使用30天平均数确定的公司股价超过$ 5.12 每股。这些PSS奖励包含必要的服务期为 10 年。

截至2025年12月31日止年度，采用以下加权平均假设计算蒙特卡洛模型下PSS奖励的加权平均授予日公允价值。


	截至12月31日止年度，
	2025

平均预期波动率	68.71		%
无风险利率	4.40		%
预期股息率	7.44		%
加权平均授予日公允价值-（美元/股）	$	2.29

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截至2025年12月31日止年度与蒙特卡洛模型相关的PSS奖励活动如下：


	基础期权的股票数量	加权平均行使价每分享		加权平均剩余合同期限
	（单位：千）			（年）
2025年1月1日未归属	—	$	—
获批	790	2.29



2025年12月31日未归属	790	$	2.29	1.75

业绩股票期权奖励的内在价值是标的股票当前市值超过奖励行权价格的金额。

截至2025年12月31日,与未归属归属奖励相关的未确认补偿成本为$ 1.3 万，预计按加权平均期间确认 1.75 年。

股票期权和业绩股

股票期权的行权价格不得低于授予日标的股票的公允市场价值。一般而言，授予参与者的股票期权将在公司董事会薪酬委员会确定的期限内成为可行使的期限，该期限一般为三年自授予之日起的周年日分三等份归属，并可能遏制绩效障碍。

2024年6月,公司向公司某些被视为绩效股票期权的员工授予期权，以购买合计 549,495 股，行使价为$ 5.96 每股和寿命十年 .对于每个业绩股票期权奖励，三分之一的基础股票在授予日一周年和公司股价（使用30天平均数确定）超过$ 6.85 每股业绩股票期权与标的股份的三分之一归属于授予日两周年和公司股价（使用30天平均数确定）超过$ 7.88 每股；与剩余三分之一标的股票相关的业绩股票期权在授予日的第三个周年日和使用30天平均数确定的公司股价超过$ 9.09 每股。这些奖励是包含市场条件的期权奖励。此类奖励的补偿成本在派生服务期内按比例确认，如果公司认为很可能不会达到此类绩效标准或如果服务提供商（雇员或其他）未能达到此类绩效标准，则与具有市场条件的奖励相关的补偿成本将不会被冲回。

有无截至2025年12月31日止年度的股票期权授予情况。

在截至2024年12月31日和2023年12月31日的年度内，以下加权平均假设被用于计算蒙特卡洛模型下业绩股票期权授予的加权平均授予日公允价值。


	截至12月31日止年度，
	2024			2023
加权平均行权价-（美元/股）	$	5.96		$	4.19
预期寿命（年）	6.7			6.4
平均预期波动率	71		%	68		%
无风险利率	4.28		%	3.73		%
预期股息率	4.19		%	5.97		%
加权平均授予日公允价值-（美元/股）	$	3.27		$	2.29

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截至2025年12月31日止年度与蒙特卡洛模型相关的绩效股票期权活动如下：


	基础期权的股票数量	加权平均行使价每分享		加权平均剩余合同期限	聚合内在价值
	（单位：千）			（年）	（单位：千）
截至2025年1月1日	1,118	$	5.32


未归属股份被没收	( 21 )	6.41

截至2025年12月31日	1,097	$	5.30	7.6	$	79
可于2025年12月31日行使	333	$	4.21	6.8	$	79

业绩股票期权奖励的内在价值是标的股票当前市值超过奖励行权价格的金额。

截至2025年12月31日,与未兑现业绩股票期权奖励相关的未确认补偿成本为$ 0.6 万，预计按加权平均期间确认 1.27 年。

公司与Black-Scholes模型相关的定期股票期权（不附带业绩条件的股票期权）奖励已于2024年全部行权。股票期权的内在价值是标的股票当前市值超过期权行权价格的金额。2024年和2023年股票期权行权的内在价值为$ 0.5 百万美元 0.6 分别为百万。

限制性股票

授予员工的限制性股票将在薪酬委员会确定的期限内归属，该期限通常为三年期，于授出日期后的周年日分三等份归属。授予董事的限制性股票将于（i）授出日期的一周年和（ii）授出日期后的第一次股东年会（但不少于授出日期后的五十（50）周）中较早者归属。

以下为截至2025年12月31日止年度公司受限制股份的活动：


	限制性股票	加权平均授予日公允价值
	（单位：千）
截至2025年1月1日已发行的非既得股份	1,352	$	5.41
授予的奖项	1,461	3.36
已授予的奖励	( 623 )	5.39
奖项被没收	( 226 )	4.15
截至2025年12月31日已发行的非既得股份	1,964	$	4.03

2025、2024和2023年期间已归属限制性股票授予的公允价值总额为$ 2.2 百万，$ 5.0 百万，以及$ 1.5 百万，分别。2025年、2024年和2023年归属的限制性股票奖励的加权平均授予日公允价值为$ 5.39 , $ 4.42 和$ 3.92 ，分别。

截至2025年12月31日，与限制性股票相关的未确认补偿成本总计$ 3.8 万，并预计在加权平均期间内确认不到 1.41 年。

在TransGlobe收购之前，在正常业务过程中向TransGlobe的董事、高级管理人员和员工发放了RSU。每个RSU每年归属于一个三年期间。

歼40

截至2025年12月31日止年度的受限制股份单位活动如下表所示：


	限制性股票	加权平均转股日公允价值
	（单位：千）
截至2025年1月1日已发行的非既得股份	174	$	5.01
授予的奖项	331	3.36
已授予的奖励	( 82 )	4.78
奖项被没收	( 17 )	3.36
截至2025年12月31日已发行的非既得股份	406	$	3.79

2025年期间既得RSU奖励的公允价值总额为$ 0.3 百万。2025年期间归属的RSU每股加权平均授予日公允价值为$ 4.78 .

截至2025年12月31日，与RSU相关的未确认赔偿费用总计$ 1.7 万元，预计将在加权平均期间内确认 0.75 年。

截至2025年12月31日止年度， 194,771 由于限制性股票和RSU的归属预扣税款，股票被添加到库存中。

PSU与RSU类似，只是它们最初包含一个影响归属百分比的绩效因素。对于在TransGlobe收购生效后仍未偿还的PSU，适用的归属百分比由TransGlobe董事会确定为 200 2022和2023年授予的PSU的百分比；以及 64.4 2024年授予的PSU的百分比。所有获授的事业单位于其授予日的第三个周年日归属。

截至2025年12月31日止年度的PSU活动如下表所示：


	限制性股票	加权平均转股日公允价值
	（单位：千）
截至2025年1月1日已发行的非既得股份	9	$	4.27

已授予的奖励	( 9 )	4.27

截至2025年12月31日已发行的非既得股份	—	$	—

截至2025年12月31日止年度， 3,671 由于PSU归属的预扣税，股票被添加到库存股中。

DSU与RSU类似，只是它们在授予日成为完全归属，并且仅向公司董事发行。DSU计划下的分配在DSU持有人从公司董事会退休之前不会发生。在 2025年12月31日,有大约 101,313 未偿还的DSU，已归属但未转换。

股票增值权（“特区”)

SARS可能根据瓦可能源公司2016年股票增值权计划和2020年计划授予。SAR是指在行使SAR时，有权获得与普通股股份价差相等的现金金额。价差为SAR奖励中规定的每股SAR行权价（可能不低于授予日公司普通股的公允市场价值）与SAR行权日公司普通股每股公允市场价值之间的差额。授予参与者的特别行政区将在公司董事会薪酬委员会确定的期限内行使。此外，SARS将

F-41

变得可在控制权发生变更时行使，除非公司董事会薪酬委员会另有规定。

SARS在美国公认会计原则下被视为负债，奖励在授予日以公允价值计量，并在奖励结算前以公允价值重新计量。

SAR的内在价值是标的股票当前市值超过授予行权价的金额。2024年和2023年行使的SARS的内在价值为$ 0.2 百万，和 0.4 分别为百万。截至2025年12月31日止年度和2024年，该公司做了不是授予员工或董事特别行政区。2024年2月28日,所有余下的特区奖励均获行使。

其他福利计划

该公司已对公司的某些指定执行官采取了控制权协议变更的形式，并对其位于休斯顿的非执行员工采取了遣散计划。一旦公司无故终止参与者的雇用，或参与者在控制权变更前三个月或控制权变更后六个月因正当理由辞职，控制权协议发生变更的高管和高级管理人员将有权获得 100 %和 50 参与者基本工资的百分比，以及参与者及其符合条件的配偶和其他受抚养人六个月内继续参加公司的团体健康计划的百分比。此外，某些指定的执行官将获得 75 他们的目标奖金的%。一些被点名的执行官还有权根据他们的雇佣协议获得遣散费。

17. 关联方交易

VAALCO已与相关方订立多项协议。该公司支付了大约$ 0.3 百万美元 0.2 截至2025年12月31日止各年度向该等关联方支付百万和2024年,分别。2025年和2024年的金额主要是支付给公司一名高级职员的关联方拥有和控制的实体的合同工程服务。

18. 其他综合收入（损失）

截至2025年12月31日,公司累计其他综合亏损$ 0.5 百万。公司的所有其他综合收益（亏损）均产生于将瓦可能源 Canada，Inc.的货币换算为美元。

累计其他综合收益（亏损）构成部分如下：


	货币换算调整
	（单位：千）
2023年12月31日余额	$	2,880
从累计其他综合损失中重新分类的金额	( 7,842 )
2024年12月30日余额	$	( 4,962 )
从累计其他综合收益中重分类的金额	4,464
2025年12月31日余额	$	( 498 )

F-42

19. 分段信息

该公司的业务位于加蓬、埃及、科特迪瓦、加拿大和赤道几内亚。每一个可报告经营分部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。公司和其他主要是公司和运营支持成本，这些成本未分配给可报告的经营分部，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）”为计入净收入（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。

由于在其生产碳氢化合物的市场上活跃的石油和天然气采购商数量众多，公司预计不会在以公平的市场价格出售其碳氢化合物产品方面遇到任何困难。

截至2025年12月31日止年度持续经营业务的分部活动,2024年和2023年以及2025年12月31日的长期资产和分部资产和2024年如下：


	截至2025年12月31日止年度
（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	$	181,738	$	139,963	$	19,174	$	—	$	18,397	$	—	$	359,272
运营成本和费用：
生产费用	84,677		53,539		8,458		1,561		9,941		1		158,177

勘探费用	3,799		2,409		—		—		2,706		—		8,914
折旧、损耗和摊销	48,739		36,649		13,485		—		10,134		971		109,978
持有待售资产减值损失	—		—		67,224		—		—		—		67,224
一般和行政费用	1,684		545		136		282		2,138		28,304		33,089
信用（追偿）损失和其他	( 792 )		( 228 )		—		1,126		—		—		106
总运营成本和费用	138,107		92,914		89,303		2,969		24,919		29,276		377,488
其他营业收入（费用），净额	18		—		—		—		( 2,409 )		—		( 2,391 )
营业收入（亏损）	43,649		47,049		( 70,129 )		( 2,969 )		( 8,931 )		( 29,276 )		( 20,607 )
其他收入（费用）：
衍生工具损失，净额	—		—		—		—		—		2,876		2,876
利息支出，净额	( 3,443 )		( 862 )		—		—		( 3,117 )		( 821 )		( 8,243 )
议价购买收益	—		—		—		—		—		—		—
其他收入（费用），净额	( 1,096 )		155		444		( 5 )		325		( 418 )		( 595 )
其他收入（费用）合计，净额	( 4,539 )		( 707 )		444		( 5 )		( 2,792 )		1,637		( 5,962 )
所得税前收入（亏损）	39,110		46,342		( 69,685 )		( 2,974 )		( 11,723 )		( 27,639 )		( 26,569 )
所得税（福利）费用	17,959		21,358		—		—		( 22,631 )		( 1,864 )		14,822
净收入（亏损）	$	21,151	$	24,984	$	( 69,685 )	$	( 2,974 )	$	10,908	$	( 25,775 )	$	( 41,391 )
合并资本支出	$	61,739	$	28,768	$	1,588	$	607	$	143,186	$	526	$	236,414

F-43


	截至2024年12月31日止年度
（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	$	205,954	$	145,966	$	31,986	$	—	$	95,082	$	—	$	478,988
运营成本和费用：
生产费用	62,234		50,770		11,301		1,173		38,017		5		163,500
勘探费用	—		48		—		—		—		—		48
折旧、损耗和摊销	50,679		33,458		19,309		—		38,771		817		143,034
一般和行政费用	1,679		70		( 206 )		305		1,701		26,135		29,684
信用（追偿）损失和其他	812		4,813		—		679		—		—		6,304
总运营成本和费用	115,404		89,159		30,404		2,157		78,489		26,957		342,570
其他营业收入（费用），净额	( 24 )		—		102		—		—		—		78
营业收入（亏损）	90,526		56,807		1,684		( 2,157 )		16,593		( 26,957 )		136,496
其他收入（费用）：
衍生工具收益（亏损），净额	—		—		—		—		( 533 )		( 212 )		( 745 )
利息（费用）收入，净额	( 4,694 )		( 1,489 )		( 46 )		—		313		2,184		( 3,732 )
逢低买入收益	—		—		—		—		—		13,532		13,532
其他收入（费用），净额	( 1,635 )		( 204 )		225		( 7 )		( 1 )		( 4,132 )		( 5,754 )
其他收入（费用）合计，净额	( 6,329 )		( 1,693 )		179		( 7 )		( 221 )		11,372		3,301
所得税前收入（亏损）	84,197		55,114		1,863		( 2,164 )		16,372		( 15,585 )		139,797
所得税（福利）费用	48,026		30,648		—		—		4,229		( 1,596 )		81,307
净收入（亏损）	$	36,171	$	24,466	$	1,863	$	( 2,164 )	$	12,143	$	( 13,989 )	$	58,490
合并资本支出	$	22,579	$	11,364	$	25,828	$	641	$	44,435	$	4,592	$	109,439

F-44


	截至2023年12月31日止年度
（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		赤道几内亚		企业及其他		合计
收入：
原油、天然气和天然气液体销售	$	260,346	$	161,049	$	33,671	$	—	$	—	$	455,066
运营成本和费用：
生产费用	87,131		54,779		9,463		1,481		303		153,157
FPSO复员和其他费用	7,484		—		—		—		—		7,484
勘探费用	51		1,914		—		—		—		1,965
折旧、损耗和摊销	62,622		35,095		17,398		—		187		115,302
一般和行政费用	1,769		974		—		416		20,681		23,840
信用（追偿）损失和其他	( 10,596 )		5,182		—		508		—		( 4,906 )
总运营成本和费用	148,461		97,944		26,861		2,405		21,171		296,842
其他营业收入（费用），净额	( 55 )		( 241 )		729		—		—		433
营业收入（亏损）	111,830		62,864		7,539		( 2,405 )		( 21,171 )		158,657
其他收入（费用）：
衍生工具损失，净额	—		—		—		—		232		232
利息收入，净额	( 5,563 )		( 2,110 )		( 4 )		—		1,225		( 6,452 )
议价购买收益计量期调整	—		—		—		—		( 1,412 )		( 1,412 )
其他收入（费用），净额	( 820 )		—		2		( 6 )		( 70 )		( 894 )
其他收入（费用）合计，净额	( 6,383 )		( 2,110 )		( 2 )		( 6 )		( 25 )		( 8,526 )
所得税前收入（亏损）	105,447		60,754		7,537		( 2,411 )		( 21,196 )		150,131
所得税（福利）费用	50,692		32,859		—		—		6,226		89,777
净收入（亏损）	$	54,755	$	27,895	$	7,537	$	( 2,411 )	$	( 27,422 )	$	60,354
合并资本支出	$	17,011	$	37,866	$	16,809	$	—	$	950	$	72,636


（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大(a)		赤道几内亚		科特迪瓦		企业及其他		合计
长期资产：
截至2025年12月31日	$	177,030	$	138,839	$	—	$	11,248	$	254,307	$	4,671	$	586,095
截至2024年12月31日	$	153,576	$	149,129	$	104,891	$	10,641	$	114,756	$	5,110	$	538,103

(a) 在2025年12月31日，公司分类$ 31.8 百万净原油、天然气和NGLS属性为“非流动ASS合并资产负债表上的“持有待售ETs”。


（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12月31日	$	315,787	$	182,023	$	35,982	$	13,631	$	283,768	$	82,184	$	913,375
截至2024年12月31日	$	300,568	$	269,905	$	113,310	$	12,331	$	187,264	$	71,572	$	954,950

F-45

20. 随后发生的事件

2026年2月，该公司成为运营商，拥有一 60 CI-40 Block上Kossipo油田%的工作权益，油田开发计划将于2026年下半年完成。

关于原油、天然气和天然气液化石油气生产活动的补充信息（未经审计）

此补充信息是根据ASC主题932的某些规定提供的–采掘活动-石油和天然气.报告的地理区域是美国（北美），其中包括加蓬近海和科特迪瓦（非洲）的生产物业，以及埃及的陆上以及在加拿大资产剥离（定义见下文）之前，在加拿大生产物业。

2025年12月，公司董事会批准出售公司在加拿大的油气资产。截至2025年12月31日，与我们的加拿大资产剥离相关的某些资产和负债在我们的综合资产负债表中被归类为持有待售。2026年2月4日，公司订立资产购买协议，出售我们在加拿大的所有经营资产。此次出售于2026年2月16日完成，生效日期为2026年2月1日（“加拿大资产剥离”）。截至2025年12月31日，我们在加拿大的所有已探明已开发和已探明未开发储量均归属于持有待售资产。

我们的储量信息由独立石油工程公司Netherland，Sewell & Associates，Inc.（“NSAI”）进行评估。2025年之前，加拿大的储量信息由GLJ Ltd.（“GLJ”）独立评估。探明储量是根据我们的NRI计算得出的。

购置、勘探和开发活动产生的成本


年内发生的成本：	加蓬		埃及		加拿大		科特迪瓦		合计
截至2025年12月31日止年度	（单位：千）
勘探成本-费用化	$	3,799	$	2,409	$	—	$	2,706	$	8,914
勘探成本-资本化	—		1,201		—		—		1,201
收购物业	—		—		—		3,034		3,034
开发成本	61,739		27,567		1,588		143,186		234,080
合计	$	65,538	$	31,177	$	1,588	$	148,926	$	247,229


	加蓬		埃及		加拿大		科特迪瓦		合计
截至2024年12月31日止年度	（单位：千）
勘探成本-费用化	$	—	$	48	$	—	$	—	$	48
收购物业	—		—		—		107,089		107,089
开发成本	22,579		11,364		25,828		44,435		104,206
合计	$	22,579	$	11,412	$	25,828	$	151,524	$	211,343


			加蓬		埃及		加拿大		合计
截至2023年12月31日止年度(1)			（单位：千）

勘探成本-费用化			$	51	$	1,914	$	—	$	1,965
收购物业			—		—		—		—
开发成本			17,011		37,866		16,809		71,686
合计			$	17,062	$	39,780	$	16,809	$	73,651

(1)就科特迪瓦而言，所有活动都涉及与Svenska收购相关的2024年4月30日至2024年12月31日期间。

F-46

与原油、天然气和NGLs生产活动相关的资本化成本

资本化成本涉及在加蓬、埃及、科特迪瓦和加拿大的生产活动，以及在加蓬、埃及、科特迪瓦、加拿大和赤道几内亚的未开发租赁权。


	截至12月31日，
	2025		2024
资本化成本：	（单位：千）
未摊销的物业	$	348,641	$	155,825
正在摊销的物业	1,147,433		1,588,699
资本化成本总额	$	1,496,074	$	1,744,524
减去累计损耗、摊销和减值	(884,747)		(1,214,465)
净资本化成本	$	611,327	$	530,059

原油、天然气和NGLs生产活动的运营结果


	加蓬		埃及		加拿大		科特迪瓦		合计
截至2025年12月31日止年度	（单位：千）
收入	$	181,738	$	139,963	$	19,174	$	18,397	$	359,272
生产成本及其他费用(1)	(84,677)		(53,539)		(8,458)		(9,941)		(156,615)
折旧、损耗、摊销	(48,739)		(36,649)		(13,485)		(10,134)		(109,007)
持有待售资产减值损失	—		—		(67,224)		—		(67,224)
勘探费用	(3,799)		(2,409)		—		(2,706)		(8,914)
其他经营费用	18		—		—		(2,409)		(2,391)
所得税优惠（费用）	(22,748)		(21,813)		—		12,525		(32,036)
原油和天然气生产活动的结果	$	21,793	$	25,553	$	(69,993)	$	5,732	$	(16,915)


	加蓬		埃及		加拿大		科特迪瓦		合计
截至2024年12月31日止年度(2)	（单位：千）
原油和天然气销售	$	205,954	$	145,966	$	31,986	$	95,082	$	478,988
生产成本及其他费用(1)	(62,234)		(50,770)		(11,301)		(38,017)		(162,322)
折旧、损耗、摊销	(50,679)		(33,458)		(19,309)		(38,771)		(142,217)
勘探费用	—		(48)		—		—		(48)
其他经营费用	(24)		—		102		—		78
所得税优惠（费用）	(80,488)		(34,300)		—		(2,587)		(117,375)
原油和天然气生产活动的结果	$	12,529	$	27,390	$	1,478	$	15,707	$	57,104

			加蓬		埃及		加拿大		合计
截至2023年12月31日止年度			（单位：千）
原油和天然气销售			$	260,346	$	161,049	$	33,671	$	455,066
生产成本及其他费用(1)			(94,615)		(54,779)		(9,463)		(158,857)
折旧、损耗、摊销			(62,622)		(35,095)		(17,398)		(115,115)
勘探费用			(51)		(1,914)		—		(1,965)
其他经营费用			(55)		(241)		729		433

所得税优惠（费用）			(67,982)		(37,271)		—		(105,253)
原油和天然气生产活动的结果			$	35,021	$	31,749	$	7,539	$	74,309

(1)包括当地一般和行政费用，但不包括公司一般和行政费用以及分配的公司间接费用。

(2)就科特迪瓦而言，所有活动都涉及与Svenska收购相关的2024年4月30日至2024年12月31日期间。

F-47

估计数量探明储量

估计原油、天然气和NGLs的净可采量是一个技术性很强的过程，它基于可能发生变化的几个基本假设。见"项目 1A。风险因素”和“项目7。管理’s财务状况、现金流量和流动性的讨论与分析–关键会计政策和估计–原油、天然气和NGLS活动核算的成功努力方法。”有关包括内部控制在内的储量估算过程的讨论，请参见“项目 1.商业–储备信息.”


	石油
探明储量：	加蓬（MBBLs）	埃及（MBBLs）	加拿大（MBBLs）	科特迪瓦（MBBLs）	合计（MBBLs）
2023年1月1日余额	10,219	8,577	3,607	—	22,403
生产	(3,197)	(2,771)	(334)	—	(6,302)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	—	93	810	—	903
对先前估计数的修订	2,042	4,693	(652)	—	6,083
2023年12月31日余额	9,064	10,592	3,431	—	23,087
生产	(2,783)	(2,585)	(348)	(1,054)	(6,770)
购买储备	—	—	—	15,288	15,288
扩展和发现	—	—	251	—	251
对先前估计数的修订	4,782	1,441	(569)	1,018	6,672
2024年12月31日余额	11,063	9,448	2,765	15,252	38,528
生产	(2,535)	(2,730)	(214)	(111)	(5,590)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	1,195	34	—	—	1,229
对先前估计数的修订	278	1,862	(209)	1,870	3,801
2025年12月31日余额	10,001	8,614	2,342	17,011	37,968


	石油
	加蓬（MBBLs）	埃及（MBBLs）	加拿大（MBBLs）	科特迪瓦（MBBLs）	合计（MBBLs）
年末探明已开发储量：
2025	5,287	8,177	1,179	—	14,643
2024	6,830	8,962	1,480	118	17,390
2023	8,053	10,141	1,309	—	19,503
2022	10,219	8,001	1,722	—	19,942
年末探明未开发储量：
2025	4,714	437	1,163	17,011	23,325
2024	4,233	486	1,286	15,134	21,139
2023	1,011	451	2,122	—	3,584
2022	—	576	1,885	—	2,461

F-48


	天然气
探明储量：	加蓬（MMcF）	埃及（MMcF）	加拿大（MMcF）	科特迪瓦（MMcF）	合计（MMcF）
2023年1月1日余额	—	—	16,539	—	16,539
生产	—	—	(1,528)	—	(1,528)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	—	—	3,219	—	3,219
对先前估计数的修订	—	—	(1,298)	—	(1,298)
2023年12月31日余额	—	—	16,932	—	16,932
生产	—	—	(1,532)	(26)	(1,558)
购买储备	—	—	—	6,830	6,830
扩展和发现	—	—	876	—	876
对先前估计数的修订	—	—	(196)	(253)	(449)
2024年12月31日余额	—	—	16,080	6,551	22,631
生产	—	—	(1,449)	—	(1,449)

扩展和发现	—	—	—	—	—
对先前估计数的修订	—	—	(2,422)	403	(2,019)
2025年12月31日余额	—	—	12,209	6,954	19,163


	天然气
	加蓬（MMcF）	埃及（MMcF）	加拿大（MMcF）	科特迪瓦（MMcF）	合计（MMcF）
年末探明已开发储量：
2025	—	—	9,059	—	9,059
2024	—	—	10,490	47	10,537
2023	—	—	9,011	—	9,011
2022	—	—	11,023	—	11,023
年末探明未开发储量：
2025	—	—	3,150	6,954	10,104
2024	—	—	5,590	6,504	12,094
2023	—	—	7,921	—	7,921
2022	—	—	5,516	—	5,516

F-49


	NGLs
探明储量：	加蓬（MBBLs）	埃及（MBBLs）	加拿大（MBBLs）	科特迪瓦（MBBLs）	合计（MBBLs）
2023年1月1日余额	—	—	2,797	—	2,797
生产	—	—	(270)	—	(270)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	—	—	505	—	505
对先前估计数的修订	—	—	(295)	—	(295)
2023年12月31日余额	—	—	2,737	—	2,737
生产	—	—	(267)	—	(267)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	—	—	142	—	142
对先前估计数的修订	—	—	68	—	68
2024年12月31日余额	—	—	2,680	—	2,680
生产	—	—	(212)	—	(212)

扩展和发现	—	—	—	—	—
对先前估计数的修订	—	—	(687)	—	(687)
2025年12月31日余额	—	—	1,781	—	1,781


	NGLs
	加蓬（MBBLs）	埃及（MBBLs）	加拿大（MBBLs）	科特迪瓦（MBBLs）	合计（MBBLs）
年末探明已开发储量：
2025	—	—	1,329	—	1,329
2024	—	—	1,744	—	1,744
2023	—	—	1,449	—	1,449
2022	—	—	1,855	—	1,855
年末探明未开发储量：
2025	—	—	452	—	452
2024	—	—	936	—	936
2023	—	—	1,289	—	1,289
2022	—	—	942	—	942

F-50


	总储备(1)
探明储量：	加蓬（MBOE）	埃及（MBOE）	加拿大（MBOE）	科特迪瓦（MBOE）	合计（MBOE）
2023年1月1日余额	10,219	8,577	9,161	—	27,957
生产	(3,197)	(2,771)	(859)	—	(6,827)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	—	93	1,852	—	1,945
对先前估计数的修订	2,042	4,693	(1,163)	—	5,572
2023年12月31日余额	9,064	10,592	8,991	—	28,647
生产	(2,783)	(2,585)	(870)	(1,058)	(7,296)
购买储备	—	—	—	16,465	16,465
扩展和发现	—	—	539	—	539
对先前估计数的修订	4,782	1,441	(534)	974	6,663
2024年12月31日余额	11,063	9,448	8,126	16,381	45,018
生产	(2,535)	(2,730)	(667)	(111)	(6,043)
购买储备	—	—	—	—	—
扩展和发现	1,195	34	—	—	1,229
对先前估计数的修订	278	1,862	(1,301)	1,940	2,779
2025年12月31日余额	10,001	8,614	6,158	18,210	42,983

(1) 若要将天然气转换为MBOE，加拿大储备的MMCF除以6，科特迪瓦储备的MMCF除以5.8。


	总储备(1)
	加蓬（MBOE）	埃及（MBOE）	加拿大（MBOE）	科特迪瓦（MBOE）	合计（MBOE）
年末探明已开发储量：
2025	5,287	8,177	4,018	—	17,482
2024	6,830	8,962	4,972	126	20,890
2023	8,053	10,141	4,260	—	22,454
2022	10,219	8,001	5,414	—	23,634
年末探明未开发储量：
2025	4,714	437	2,140	18,210	25,501
2024	4,233	486	3,154	16,255	24,128
2023	1,011	451	4,731	—	6,193
2022	—	576	3,746	—	4,322
(1)若要将天然气转换为MBOE，加拿大储备的MMCF除以6，科特迪瓦储备的MMCF除以5.8。

截至2025年12月31日止年度

修订

在2025年期间，该公司对先前估计的2.8 MMBOE进行了净正向修正。这些向上修正包括我们的埃及部分增加了1.9 MMBOE，这是由于持续的开发活动，包括积极的现场钻探、修井以及改进的预测油井性能。此外，我们的科特迪瓦部分增加了1.9 MMBOE，这反映了基于对即将到来的第5阶段钻探活动的技术分析的恢复情况有所改善。基于生产性能的改善，加蓬部分也贡献了0.3 MMBOE的增长。上调幅度被加拿大1.3MMBOE的负面修正所抵消，原因是根据SEC指引，合理预期不会在五年时间框架内开发油井。

扩展和发现

在2025年期间，该公司通过与加蓬第三阶段钻探活动相关的扩展、发现和其他增加，增加了1.2 MMBOE的探明储量。

F-51

截至2024年12月31日止年度

购买到位储备金

对于2024年12月31日的余额，已到位的购买储量包括在科特迪瓦的16.5 MMBOE的探明储量，这与我们收购Svenska Petroleum Exploration Aktiebolag（“Svenska”）有关，因此，Svenska的主要资产：在Block CI-40的深水生产Baobab油田的27.39%的非经营性工作权益。

扩展和发现

就2024年12月31日的余额而言，扩展和发现包括加拿大已探明储量的0.5 MMBOE，主要与钻探新井有关。

修订

2024年，主要由于业绩和开发活动，通过对先前估计的积极修正，加蓬的业务增加了4.8 MMBOE的储量。对于埃及，我们通过对先前估计的积极修正增加了1.4 MMBOE的储量，这主要是由于我们的修井计划。对于加拿大，我们对先前的估计进行了0.5 MMBOE的负面修正，这主要是由于现有油井的性能调整。对于2024年12月31日的余额，由于实地绩效改善，在科特迪瓦的业务包括1.0MMBOE的正向准备金修正。

截至2023年12月31日止年度

修订

2023年，通过对先前估计的积极修正，加蓬的业务增加了2.0 MMBOE的储量。正向修正的2.8 MMBOE是由于业绩被通过价格的负向修正的0.8 MMBOE所抵消。对于2023年12月31日的埃及，通过对先前估计的积极修正，增加了4.7 MMBOE的储备。5.3正向修正的MMBOE是由于业绩被通过价格的负向修正的0.6 MMBOE所抵消。对于2023年12月31日的余额，由于现有油井的性能调整，在加拿大的运营将1.2 MMBOE纳入了储量的负修正。

扩展和发现

就2023年12月31日的余额而言，扩展和发现包括埃及已探明储量的0.1 MMBOE，主要与运营改进和新井钻探有关，以及加拿大已探明储量的1.9 MMBOE，主要与新井钻探有关。

根据美国证券交易委员会的指导方针，在为该发现编制开发计划表明开发井将在其首次预订之日起五年内钻探之前，该公司不会就发现登记已探明储量。此外，开发计划需要获得发现中的合资公司所有者的批准。此外，如果开发该区块需要政府同意储量为商业储量，则必须在预订任何储量之前就已收到此批准。

与探明原油储量相关的贴现未来净现金流量的标准化计量

以下信息是根据公认会计原则规定的程序开发的，并使用独立石油顾问估计的储量和产量数据。该信息可能对某些比较目的有用，但不应仅依赖于评估其或公司的业绩。

F-52

根据SEC的指导方针，对来自物业的未来净现金流及其现值的估计是使用原油、天然气和NGLS合同价格使用12个月的月初平均价格作出的，并在物业的整个生命周期内保持不变，除非此类指导方针允许交替处理，包括使用固定和可确定的合同价格上涨。未来现金流还基于预测日期的现有成本，不包括加蓬特许权使用费，以及其他财团成员的利益。未来生产成本不包括联合经营协议允许的间接费用或总部一般和行政管理费用。然而，当油井变得不经济生产时，与未来财产废弃有关的所有未来成本均计入未来开发成本，以计算贴现净现金流的标准化计量。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日，美国房地产没有贴现未来净现金流。


	国际
（单位：千）	加蓬		埃及		加拿大		科特迪瓦		合计
截至2025年12月31日止年度
未来现金流入	$	666,072	$	556,434	$	197,628	$	1,301,697	$	2,721,831
未来生产成本	(390,226)		(302,960)		(82,400)		(445,893)		(1,221,479)
未来开发成本（1）	(156,136)		(53,308)		(59,664)		(348,759)		(617,867)
未来所得税费用	(86,489)		(59,725)		—		(125,346)		(271,560)
未来净现金流	33,221		140,441		55,564		381,699		610,925
按年率10%折现现值	(1,660)		(22,389)		(27,793)		(149,074)		(200,916)
未来现金流量折现的标准化计量	$	31,561	$	118,052	$	27,771	$	232,625	$	410,009
截至2024年12月31日止年度
未来现金流入	$	912,914	$	782,814	$	269,195	$	1,423,441	$	3,388,364
未来生产成本	(470,775)		(370,085)		(123,367)		(446,645)		(1,410,872)
未来开发成本（1）	(221,743)		(93,426)		(62,629)		(466,407)		(844,205)
未来所得税费用	(134,216)		(144,883)		—		(205,167)		(484,266)
未来净现金流	86,180		174,420		83,199		305,222		649,021
按年率10%折现现值	(13,169)		(39,281)		(36,092)		(181,079)		(269,621)
未来现金流量折现的标准化计量	$	73,011	$	135,139	$	47,107	$	124,143	$	379,400
截至2023年12月31日止年度
未来现金流入	$	761,919	$	828,418	$	352,666	$	—	$	1,943,003
未来生产成本	(410,425)		(383,957)		(129,317)		—		(923,699)
未来开发成本（1）	(88,868)		(84,132)		(80,129)		—		(253,129)
未来所得税费用	(148,750)		(144,269)		—		—		(293,019)
未来净现金流	113,876		216,060		143,220		—		473,156
按年率10%折现现值	(6,052)		(54,313)		(70,857)		—		(131,222)
未来现金流量折现的标准化计量	$	107,824	$	161,747	$	72,363	$	—	$	341,934

(1)在适用情况下，包括预计因放弃这些物业而产生的费用。

国际所得税是指应支付给加蓬和科特迪瓦政府的关于Profit Oil的金额，作为公司所得税的最后付款，以及国内所得税（包括被视为税收的其他费用）。

F-53

贴现未来净现金流量标准化计量的变化

下表列示未来现金流量折现的标准化计量变动情况如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
	（单位：千）
期初余额	$	379,400	$	341,934	$	624,465
销售原油和天然气，扣除生产成本	(192,861)		(316,667)		(296,209)
价格和生产成本净变动	(279,298)		18,385		(210,703)
扩展和发现	5,542		9,156		28,849
对先前数量估计的修订	93,369		145,177		139,856
采购	—		175,849		—
预计未来开发成本的变化	18,844		(94,003)		(92,641)
期间发生的开发成本	201,533		28,676		—
折扣的增加	37,940		45,917		62,447
所得税净变动	139,391		21,053		77,757
生产速率（时间）和其他的变化	6,149		3,923		8,113
期末余额	$	410,009	$	379,400	$	341,934

在估算已探明储量的数量以及预测未来的生产速度和开发支出的时间安排方面存在许多固有的不确定性，包括公司无法控制的许多因素。储量工程是对无法精确测量的原油、天然气和NGLs的地下积累进行估算的主观过程，任何储量估算的准确性都是现有数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。最终回收的原油、天然气和NGLs的数量、生产和运营成本、未来开发支出的金额和时间以及未来原油、天然气和NGLs销售价格都可能与这些估计中的假设有所不同。未来净现金流折现的标准化计量不应被理解为归属于物业的原油、天然气和NGLS储量估算的当前市值。上述表格中列出的信息包括对上一年估计数中包含的可归属于已探明财产的某些储量估计数的修订。此类修订是所涉物业的后续竣工和生产历史提供的额外信息的结果，或产品价格变化导致此类物业的预计经济寿命减少（或增加）的结果。此外，加蓬显示的原油数量根据服务合同是可以回收的，合同期结束时到位的储量仍然是加蓬政府的财产。

根据美国证券交易委员会当前的准则，我们物业的未来净现金流及其现值的估计是使用一年中每个十二个月的第一天价格的平均值进行的，并根据质量、运输费和市场差异进行了调整。此类价格在物业的整个生命周期内保持不变，除非此类准则允许交替处理，包括使用固定和可确定的合同价格升级。

F-54

对于2025年和2024年，我们用于储量估算的此类价格的平均值如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024

原油（美元/桶）
加蓬	$	66.60	$	81.08
埃及	$	57.66	$	65.48
科特迪瓦	$	68.95	$	79.70
加拿大	$	61.61	$	69.12
天然气（$/McF）
科特迪瓦	$	2.77	$	2.77
加拿大	$	1.07	$	0.95
天然气液体（美元/桶）
加拿大
乙烷	$	2.90	$	3.52
丙烷	$	19.67	$	19.46
丁烷	$	25.88	$	30.68
冷凝物	$	62.44	$	69.59

生产分成合同

根据加蓬的Etame PSC，加蓬政府是所有原油、天然气和NGLs矿权的所有者。原油、天然气和NGLs的生产权由碳氢化合物总局管理，Etame PSC是通过一项法令授予的。根据合同，加蓬政府获得13%的固定特许权使用费。最初，在Etame PSC下，预计加蓬政府不会对其分配的产量采取实物交付。相反，该公司被授权出售加蓬政府的生产份额，并将收益汇给加蓬政府。从2018年2月开始，加蓬政府选择对Profit Oil分配的产量进行实物交付。请见附注6的进一步讨论。收入。

Etame财团拥有一个成本账户，只要成本账户中还有剩余金额（“成本回收”），该账户就有权获得扣除13%特许权使用费后剩余的部分产量。在PSC延期之前，财团有权获得70%的成本回收百分比。根据PSC延期，自2018年9月17日至2028年9月16日的10年期间，成本回收百分比提高至80%。2028年9月16日后，成本回收百分比恢复至70%。作为企业所得税的支付，Etame财团向政府支付合同地区剩余Profit Oil产量的分配，其范围为扣除特许权使用费和成本回收后剩余原油的50%至60%。作为税收支付给政府的Profit Oil的百分比是产率的函数。然而，当成本账大幅收回后，公司仅收回持续运营费用和新项目资本支出，导致税率较高。此外，由于成本账户的性质，原油价格下跌导致收回成本所需的桶数增加。

Etame PSC允许通过开发区域的剥离来设置开采期，这些区域包括Etame Marin区块的所有生产油田以及可能存在储量的额外未开发区域。PSC延期将Etame Marin区块的三个开采区各自的期限延长十年，自2018年9月17日（即PSC延期生效日期）起生效。PSC延期还授予Etame财团两个额外延长期的权利，每个延长期为五年。这与荷兰独立储备工程公司Sewell & Associates，Inc.评估的当前储备报告下的储备经济结束日期相比。

赤道几内亚Block P的PSC使公司有权获得扣除特许权使用费后任何未来产量的最高70%，只要成本账户中还有剩余金额。版税税率为10-16 %，具体取决于生产税率。Etame财团向政府支付合同地区剩余Profit Oil产量的分配，其范围为扣除特许权使用费和成本回收后剩余原油的10%至60%。作为税收支付给政府的利润石油的百分比是累积产量的函数。此外，赤道几内亚对净利润征收25%的所得税。Block P PSC规定将某发现重新分类为具有

F-55

任期25年。截至2025年12月31日，公司在赤道几内亚无SEC探明的与Block P相关的储量。

埃及的产量基于过时的布伦特价格，较少质量差异，并通过PSC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。PSC规定每季度回收成本，最高可达总产量的百分比。由于公司按权责发生制核算成本，而成本回收则按收付实现制确定，因此公司在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”。在埃及，根据PSC的不同，承包商的超额份额介于5%至15%之间。如果符合条件的成本回收超过允许的最大百分比，则未索赔的成本回收结转到下一季度。通常情况下，埃及的最高成本石油价格从25%到40%不等。最大限度回收成本后的生产余额与政府共享（Profit Oil）。根据合同，埃及政府获得67%至84%的利润石油。在合同的整个期限内，每份合同中都设置了生产分成拆分。

根据艾伯塔省的现代化特许权使用费框架（“MRF”），生产商最初为每口生产井的生产收入支付5%的固定特许权使用费，直至支付，这是该井的累计毛收入等于适用的钻井和完井成本津贴的时间点。支付后，生产商将支付高达40%的额外特许权使用费，这将取决于资源性质和市场价格。一旦一口井的出产率太低，无法承受全部的特许权使用费负担，其特许权使用费比率就会随着产量下降而逐渐下调，最终达到5%的下限。MRF适用于2017年1月1日或之后开钻或重新进入的油井产生的碳氢化合物。《特许权使用费保证法案》（艾伯塔省）于2019年7月生效，对《矿山和Minerals法案》（艾伯塔省）进行了修订，并保证在10年期间内石油和天然气特许权使用费结构不会发生重大变化。

生产私有石油和天然气的特许权使用费率由生产者和资源所有者协商确定。艾伯塔省政府每年对永久业权矿产地的生产征收永久业权矿物税。平均而言，艾伯塔省征收的税款为永久产权矿产权财产报告收入的4%，由矿产权的注册所有者支付。

该公司拥有西非科特迪瓦近海CI-40 Block深水生产Baobab油田27.39%的非经营性工作权益。Baobab油田产生的产量根据PSC（“科特迪瓦PSC”）共享。根据科特迪瓦PSC，该公司有权获得高达总产量80%的成本石油回收百分比。利润油百分比根据每日总产量的范围从30%到53%不等。成本石油允许公司收回其资本和生产成本以及公司代表政府国有石油公司承担的成本。Profit oil按照各自的股权分配给合资伙伴，此前一部分已分配给科特迪瓦政府。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。

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