文章核心观点 Ecopetrol董事会批准实施一系列措施以保障2024年3月22日普通股东大会上股东的充分代表权 [1] 分组1：董事会指示公司管理层采取的措施 - 告知股东有权通过委任代理人代表参会并说明相关法律要求 [1] - 任命验证股东代理委任的人员，不承认不符合法律最低要求的代理，不接受未明确指定代表姓名的代理表格 [2] - 不推荐或影响股东代理人姓名及代理选择过程 [3] - 告知公司员工不得建议股东投票给特定候选人名单 [4] - 不与股东就会议提案的提交和对提案的投票进行建议、协调或达成一致 [5] - 核实并执行程序，确保不向与公司管理层或员工直接或间接相关的人员授予代理 [6] 分组2：责任分配 - 法律事务副总裁负责审查和核实代理 [7] - 法律事务副总裁兼公司秘书负责确保上述措施的实施和遵守 [8] 分组3：公司概况 - 公司是哥伦比亚最大公司和美洲主要综合能源公司之一，拥有超18000名员工 [10] - 在哥伦比亚，公司负责超60%的碳氢化合物生产及大部分运输、物流和炼油系统，在石化和天然气分销领域居领先地位 [10] - 收购ISA 51.4%股份后，公司参与能源传输、实时系统管理和沿海公路特许权经营 [10] - 在国际上，公司在美洲战略盆地有业务，在美国、巴西和墨西哥有钻探和勘探业务，通过ISA及其子公司在巴西、智利、秘鲁和玻利维亚的输电业务、智利公路特许权和电信领域居领先地位 [10]

文章核心观点 - 2024年1月30日Ecopetrol S.A.向哥伦比亚金融监管局提交2023年最佳公司实践实施报告 [1] 公司情况 - 公司是哥伦比亚最大企业、美洲主要综合能源公司之一 拥有超1.8万名员工 [1] - 在哥伦比亚负责超60%的碳氢化合物生产 主导大部分运输、物流和碳氢化合物精炼系统 在石化和天然气分销领域居领先地位 [1] - 收购ISA 51.4%的股份后 参与能源传输、实时系统管理和沿海公路特许权项目 [1] - 在国际上 在美洲战略盆地有业务 在美国、巴西和墨西哥开展钻探和勘探业务 通过ISA及其子公司在巴西、智利、秘鲁和玻利维亚的电力传输业务、智利的公路特许权和电信领域居领先地位 [1] 报告获取途径 - 可通过链接https://www.ecopetrol.com.co/wps/wcm/connect/c5534518-b801-419e-a263-052c5a4f7a96/reporte-codigo- pais-2023.pdf?MOD=AJPERES查看报告 [1] - 可通过哥伦比亚金融监管局网站superfinanciera.gov.co 按Generate Report to File/2023/Public Entities/ Ecopetrol S.A.路径查看报告 [1] 联系方式 - 资本市场主管Carolina Tovar Aragón 邮箱[email protected] [2] - 企业传播主管（哥伦比亚）Marcela Ulloa 邮箱[email protected] [2]

战略目标 - Ecopetrol的战略目标是在2040年成为美洲领先的能源多元化公司，包括在能源转型和公平能源方面的承诺[8] - 哥伦比亚计划实现清洁、多样化的能源矩阵，包括可再生能源和氢能源的增长[9] 环保承诺 - Ecopetrol承诺在2025年将甲烷排放减少45%，在2030年将减少55%[12] - 公司致力于水中和和2050年零排放净值的承诺[19] 未来展望 - 公司计划到2040年生产1百万吨低排放氢气[17] - 公司通过技术创新为战略挑战提供解决方案，预计到2040年将在EBITDA价值上实现20-30亿美元的累积影响[21] 业务增长 - 2023年至2040年，Hidrocarburos业务的EBITDA预计增长率为13%至24%[23] - 2040年，Transmisión、vías y telecomunicaciones业务的EBITDA预计达到17亿至18亿美元，增长率为26%[23] ISA公司 - ISA公司致力于保持2040战略承诺，保持业务价值并加速新的低排放解决方案业务[24]

财务数据和关键指标变化 - 截至9月,公司实现收入1.08万亿哥伦比亚比索,EBITDA为4.85万亿哥伦比亚比索,净利润为1.5万亿哥伦比亚比索,与2023年财务计划一致,实现了29亿哥伦比亚比索的效率 [12] - 截至9月,公司有1.41万亿哥伦比亚比索的合并现金余额,主要来自于经营活动产生的现金流 [21] - 截至第三季度,公司的债务/EBITDA比率为1.7倍,低于2.5倍的长期目标水平 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 上游业务在第三季度实现了18万亿哥伦比亚比索的效率,占集团总效率的61% [33] - 上游业务的提升成本较上年同期上升2.72美元/桶,主要受到电力价格和外包服务成本上涨的影响,但部分被效率提升0.24美元/桶所抵消 [34] - 上游业务减少了35.1万吨二氧化碳当量的排放,超过了年度目标,占集团温室气体减排的83% [34] - 预计2023年全年产量将在720-731千桶油当量/天之间 [34] 中游业务 - 第三季度管输量较上年同期增加52,000桶/天,主要由于Llanos地区产量增加和第三方额外管输量 [37] - 9月份原油管输量创下42个月新高,达到850,000桶/天,恢复到疫情前水平 [38] - 第三季度管输成本较上年同期下降0.43美元/桶,主要由于管输量增加和维护成本上升 [40] 下游业务 - 第三季度炼厂加工量达到41万桶/天,综合毛利率为20.6美元/桶,得益于卡塔赫纳炼厂原油装置的持续运行和瓶颈的消除 [42] - 第三季度炼油现金成本较上年同期上升1.24美元/桶,主要由于前期活动的重新安排、成本执行增加、运营活动增加和通胀 [44] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在亚洲市场通过子公司Ecopetrol Trading Asia已经营销了超过1亿桶原油,并拓展到马来西亚、泰国和日本等新市场 [11] - 公司在美国设立了新的贸易子公司Ecopetrol U.S. Trading,以加强与客户的关系并提供市场信息 [10] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司宣布了2040年能源转型战略,并在纽约证券交易所庆祝上市15周年 [10] - 公司计划到2025年在可再生能源领域拥有900兆瓦装机容量,目前已有208兆瓦投入运营,另有94兆瓦在建 [26] - 公司正在评估进口天然气以应对供需缺口,包括从委内瑞拉进口 [112][113] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司已做好准备应对厄尔尼诺现象可能带来的燃料需求增加,包括增加柴油库存和签订供应合同 [12][13] - 管理层对未来几个月保持乐观态度,尽管会面临挑战,但有信心通过卓越的运营和对能源转型的承诺来应对 [12] - 预计2023年全年产量将在720-731千桶油当量/天之间,2024年产量目标尚未确定,将在董事会讨论后确定 [70][71] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Alejandra Andrade提问** 询问公司本季度现金流受到的工资资本影响 [83] **Milena Lopez回答** 主要是FIPEG账户余额变动、存货变动等因素导致了约8900亿哥伦比亚比索的工资资本变化 [87] 问题2 **Agustin Bonasora提问** 询问公司分析了哪些替代方案来再融资16亿美元的债务 [103] **Milena Lopez回答** 主要是通过与原有银团续签的方式来再融资12亿美元的银团贷款,其余4亿美元的短期贷款将主要通过当地银行再融资 [105] 问题3 **Catherine Ortiz提问** 询问公司是否考虑从委内瑞拉进口天然气,以及油价和柴油价格调整对FIPEG的影响 [111] **Ricardo Roa和Milena Lopez回答** 公司正在评估进口天然气的可能性,包括从委内瑞拉进口,以应对供需缺口。油价和柴油价格的调整将有助于逐步消除FIPEG的余额,预计到2024年底FIPEG将完全消除 [112][113][117]

财务数据和关键指标变化 - 2023年上半年，公司实现稳健财务指标，Roche取得自2016年以来第二好成绩，期末较年度目标10%高出14.8%，高于同行约11%的平均水平，过去12个月较高财政贡献和资本使用增加的影响部分被较高营业收入抵消 [19] - EBITDA利润率为44.3%，主要因与2022年第一学期相比平均租金价格降低以及精炼产品价差缩小，部分被较高平均汇率带来的收入和采购净效应抵消，同时活动成本和运营费用因生产、炼油吞吐量和运输量增加以及通胀效应而上升 [20] - 债务权益比率为1.1倍，主要因公司在上半年获得更多美元融资 [22] - 2023年上半年，公司经营现金流达5.2万亿比索，得益于稳健经营表现和平均汇率积极影响，抵消了油价下跌和成本通胀效应，考虑FEPC余额后，期末经营现金流将达18.2万亿比索 [22] - 2023年上半年，公司有机投资达12.3万亿比索，为过去七年半年度最高，较2022年上半年执行额高出41%，符合2023年25.3 - 29.8万亿比索的目标 [23] - 与同行公司相比，本季度公司EBITDA利润率更高，同行平均利润率约为34%；按业务线划分， hydrocarbons业务贡献78%的EBITDA，主要源于上游和中游业务；传输和收费公路业务贡献16%，主要与能源传输业务结果相关；低排放业务贡献6%，主要因天然气贡献增加；总债务与EBITDA比率稳定在1.6倍，低于年度目标2.1倍 [84] - 2023年第二季度，公司营收34.3万亿比索，EBITDA 14.6万亿比索，净收入4.1万亿比索，符合2023年财务计划 [117] - 2023年上半年，公司转移支付（特许权使用费和股息）增加超23.6万亿比索，燃料价格稳定基金应收账款自2022年1月以来平均审批最低 [118] - 截至2023年上半年末，公司合并现金头寸为13万亿比索，经营现金流产生5.2万亿比索，主要因产量增加带来销售增长、中游和下游业务以及能源项目表现稳健，但部分被营运资金增加抵消，主要是FEPC账户积累和部分子公司所得税支付 [125] - 2023年公司继续推进再融资战略，6月从哥伦比亚银行融资线部分支取近6930亿比索，提前偿还2023年到期债务3.05亿美元，在国际资本市场发行15亿美元债券，8月启动回购要约提前偿还2013年发行国际债券剩余部分约8.22亿美元及利息；截至8月底，2023年到期债务余额接近1.98亿美元；2022年上半年末至2023年上半年，债务平均成本增加28个基点，接近6.07%，尽管国际利率普遍上升，但增长得到高度控制，且此期间财务费用仅增加1%，公司预计2023年剩余时间债务成本不会大幅增加 [126][127] - FEPC账户应收账款期末为30.9万亿比索，本季度累计13万亿比索，与国家股息进行8.4万亿比索无资源转移补偿后，仍有13.2万亿比索待补偿；由于汽油价格调整和价格环境改善，FEPC月度积累减少，预计下半年每月低于1万亿比索 [139] 各条业务线数据和关键指标变化 碳氢化合物业务 - 作为公司战略重点和能源转型投资推动者，该业务线本季度执行投资8.4万亿比索，占集团投资的69%，投资涵盖哥伦比亚和美国的综合产业链增长项目 [24] - 2023年第二季度，公司石油当量日产量平均为72.8万桶，较2022年第二季度增加2.3万桶，为过去三年最高季度产量，主要得益于战略油田产量增加，包括哥伦比亚的Cano Sur和Rubiales以及美国的Permian [116] - 2023年第二季度，公司钻探22口新井，目前共有279口井，Ecopetrol在特许权使用税前的净产量为5.87万桶油当量/日，预计年底前钻探超110口井，年产量平均日产量将在6.2 - 6.4万桶油当量/日之间（特许权使用税前） [150] - Permian合资企业在运营三年后，5月底产量创纪录，特许权使用税前达10万桶油当量/日，Ecopetrol占比约6.2万桶油当量/日，除Midland盆地生产外，Delaware地区在钻探并完成19口井后开始生产 [167] 低排放解决方案业务 - 上半年，天然气和液化石油气产量达16万桶油当量/日，占集团产量组合的22%，该业务EBITDA为2142亿比索，利润率为47% [141] - 通过连接Pizzorama和其他油田至天然气市场，每天额外提供约1400 MBTU天然气，每年减少超3.6万吨二氧化碳当量排放；实施能源效率举措，减少5吉瓦时、2兆瓦电力消耗，相当于1.6万户家庭用电量和110吉瓦时热能消耗 [142] - 2023年第二季度，公司为天然气车辆提供730亿比索资金支持；子公司更新车队，采用4辆天然气动力卡车；为波哥大公共交通巴士提供首次氢气加注测试，预计这些可持续出行举措每年减少超570吨二氧化碳排放 [143][144] - 天然气连接项目已为4843个家庭提供连接，签署新协议将在2023年为另外4000个家庭提供连接 [145] - Brisas、Castilla和San Fernando太阳能农场以及Cantayus小型水电站运营，第二季度减少5883吨二氧化碳当量排放，节省69.5亿比索；正在建设Cartagena 23兆瓦、La Cira 56兆瓦、Copey、Ayacucho和Vasconia 15兆瓦以及Caucasia 7兆瓦光伏项目，年底将新增101兆瓦可再生能源装机容量 [146] 中游业务 - 运输量同比增加近2万桶/日，主要因Llanos地区原油产量增加、两家炼油厂可用性提高以及精炼产品运输系统运营优化 [152] - 今年以来，Centenario管道进行10次反向循环，确保Cano Limon油田产量外输；实施替代路线，从Gibraltar卸载凝析原油作为重质原油稀释剂，该油田日产约3000万立方英尺天然气 [152] - 第二季度，Senate继续从Buenaventura海运码头到Tumaco码头进行沿海运输，满足受泛美公路限制地区的产品需求；Ocensa与其他实体合作三年完成Vida Manglar项目，恢复和修复Cispata湾39.2公顷红树林，促进该地区自然再生 [153] - 矿业和能源部发布第279号决议，暂时暂停每年7月的原油运输关税更新，当前关税将持续至下一期关税确定 [154] 下游业务 - Cartagena炼油厂季度吞吐量创纪录，达20.9万桶/日，得益于原油厂互连项目持续运营和工厂高可用性；本季度综合吞吐量为42.78万桶/日，较2022年同期增长17% [155][156] - 2023年第二季度，综合炼油毛利润率为14.4美元/桶，主要因炼油吞吐量增加和工厂可用性超96%；与第一季度相比，利润率受全球需求收缩影响，柴油和喷气燃料价格下跌、原油价格上涨；预计年底利润率保持两位数水平，下半年两家炼油厂将进行定期维护 [157] - 本季度在多个项目取得进展，包括Barrancabermeja炼油厂可持续航空燃料和可再生柴油项目启动、Esenttia电解器项目启动（利用太阳能板从水中制氢以满足部分运营自耗）、Barrancabermeja炼油厂5G技术实施（实现运营维护和操作流程效率提升）、Barrancabermeja炼油厂开始生产AC - 30质量沥青（开拓新市场机会，预计带来1000万美元额外收入） [158][159][160] 传输与收费公路业务 - 上半年该业务线产生积极运营和财务结果，主要得益于巴西和哥伦比亚的能源业务以及智利的收费公路业务，对集团收入贡献10%，对EBITDA贡献16%，对净收入贡献8% [173] - 本季度重要里程碑包括巴西国家电力局授予两条能源传输线路、巴西六项扩展和哥伦比亚一项连接；UPME 07、2017 Sabanalarga - Bolivar项目启动；Santa Marta变电站SmartValves运营启动，支持可再生能源连接和可靠性 [174] - Ruta de los Rios和Ruta de la Araucania特许权额外工程继续推进，将产生新收入并延长特许权期限 [175] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年第二季度，Ecopetrol Trading Asia在亚洲市场销售超8500万桶原油，原油销售占比54%，成功交付碳中和原油货物，符合公司TESG议程，第二季度EBITDA达6250万美元，较上一季度增长42% [98] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于实现卓越运营、创新和能源转型承诺，2040战略聚焦四个支柱，资本分配上，约70%用于碳氢化合物业务，20%用于传输和道路业务，10%用于低排放业务 [24][105] - 公司计划到2023年引入400兆瓦非传统和替代能源用于自消费和推广清洁能源，目前208兆瓦已投入运营，200兆瓦正在建设中 [17] - 公司重视社会价值创造，2023年社会和环境投资计划达7660亿比索，约占国家预算可比投资的5%，在食品供应、道路建设、教育、医疗、公用事业接入等方面取得进展 [31] - 公司在能源转型方面积极推进，如碳交易平台商业化1000万桶累计碳抵消原油，商业化含再生塑料沥青并出口350吨，在哥伦比亚开展五个项目推动能源转型和循环经济 [28] - 公司在勘探活动上持续投入，2023年勘探活动进度达40%，完成10口勘探井钻探，其中7口有碳氢化合物潜力，分布在Llanos Orientales、Piedemonte Foothill和哥伦比亚北部；Flamenco发现已具商业可行性，预计下半年获得生产许可证；Upper Magdalena Valley和CPO9的部分井正在进行广泛测试 [163][164] - 公司关注氢气业务发展，认为可再生和传统能源在氢气项目中起关键作用，预计到2030年氢气业务需3 - 5吉瓦，2040年超9 - 10兆瓦；公司正在测试不同商业案例，专注于与碳氢化合物业务有协同效应的氢气项目以实现盈利 [120][121][133] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年上半年宏观经济形势高度不确定，发达经济体高利率、美国银行业动荡以及中国经济封锁影响原油和精炼产品价格，市场波动加剧，但公司凭借运营韧性和适应性表现出色，在当前形势中寻找机会，专注于补救商品和美国战略以寻求类似业务机会 [27] - 公司对团队能力充满信心，致力于在动态商业环境中实现可持续增长和成功，将继续推进投资计划，积极管理债务，根据现金状况分配股息 [29][140] - 公司认为天然气储备在中长期内不足以满足所有需求，开发近期宣布的近海盆地发现至关重要，这将有助于开发潜在资源；公司计划在2025 - 2027年将部分资源转化为储备，到本十年末实现这些资源的全面开发 [15][37] - 公司预计2023年全年产量在72 - 72.5万桶油当量/日之间，有望接近上限；低排放业务中，短期内资本分配仍以天然气为主，公司希望该业务能实现约10%的可持续回报，与碳氢化合物业务竞争，具体回报情况取决于监管、市场、执行和环境条件 [53][54][55] - 公司认为国内燃料价格调整将持续到2024年，目标是到2024年底使国内价格与国际价格接轨 [107] 其他重要信息 - 公司在水资源管理方面取得进展，上半年平均每日工业用水提取量为65.7万桶，远低于72.4万桶的限制；淡水提取再利用率达49%，超过2023年第一学期目标123%；生产水再利用率为29%，虽受压力注入系统影响，但其他两项指标表现良好弥补了这一不足 [16] - 公司在社会事务方面表现突出，上半年创造4298个非石油就业岗位，通过质量和教育覆盖项目使55659名学生受益；在治理方面，公司保持稳健透明的公司治理，董事会独立性达78%，女性代表占33%，目标是在道琼斯可持续发展指数中维持或提高2022年获得的公司治理评级 [18] - 公司参与由矿业和能源部牵头的工作组，寻求定义可发展为自给自足能源社区的倡议组合；通过以税代劳机制，公司获得27个新项目，价值1670亿比索，业务集团在该机制中的参与度占全国分配的37% [91] - 公司与影响地区社区进行社会对话，本季度开展13次对话，涉及全国超1000名社会参与者，包括社区行动委员会、学术界、企业和地方机构；启动Ethnic Inclusiveness Support Program，为Nagzira和Putumayo的少数民族社区提供培训，以增强其个人和组织能力 [92] - 公司在技术方面取得进展，技术作为战略主要加速器，在2023年上半年通过增加收入、降低成本、避免成本和提高生产力等方式创造超1万亿比索的效益 [94] - 公司在环境方面取得进展，2023年上半年，集团在范围一和范围二累计减少109万吨二氧化碳当量温室气体排放，主要通过上游和下游业务的不同措施实现，预计到2023年相对于2019年基线累计减少140万吨二氧化碳当量 [95] - 2023年上半年，公司实现1.6万亿比索的效率提升，其中1.1万亿比索用于缓解持续影响成本和费用的通胀效应；通过优化重质和超重质原油稀释和外输成本、实施生产策略降低开采成本、采用技术解决方案和自发电实现能源效率提升等举措，6月开采成本为9.41美元/桶，同比增加0.13美元/桶，主要受能源目标、油井服务和化学处理通胀影响，但效率提升抵消了0.24美元/桶的影响；炼油现金成本较2022年上半年下降14%，主要因吞吐量增加和汇率差异；6月运输成本为2.76美元/桶，与去年同期持平；6月总单位成本为45.6美元/桶，较去年同期下降14.7%，主要因汇率上升和交易量增加 [168][169][170][171] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 与2020年计划相比，公司对当前天然气储量数据的看法，以及这些数据与公司预期的一致性，是否有预期变化？ - 仅考虑储量，目前储量在中长期内不足以满足所有天然气需求，这与公司数据和战略计划结论一致，开发近期宣布的近海盆地发现至关重要，这将有助于开发潜在资源 [15] 问题2: 哥伦比亚政府是否会干预Permian盆地已规划的生产发展？ - Permian是公司盈利业务之一，与合作伙伴合作进展良好，未来决策将符合合作协议规定 [21] 问题3: 关于近海天然气的重要性和路线图，以及其在当前国内价格下的可行性，公司目标是否超出自给自足？ - 加勒比近海天然气潜力巨大，根据估计，该天然气在国内市场价格下具有竞争力，相关项目在资本分配中排名靠前；将潜在资源转化为储量需进行限制工作（如钻井和建设设施）和基础设施建设（如确定运输和处理方式），公司已发现与现有基础设施的协同效应，有助于加快工作进度 [44][45][46] 问题4: 2023年下半年石油产量趋势，以及实现年度指导目标的上行和下行风险及主要挑战？ - 公司维持产量预测在72 - 72.5万桶油当量/日之间，有望接近上限；低排放业务中，短期内资本分配仍以天然气为主，公司希望该业务能实现约10%的可持续回报，与碳氢化合物业务竞争，具体回报情况取决于监管、市场、执行和环境条件 [53][54][55] 问题5: 目前氢气业务的回报率水平及预期回报，与碳氢化合物业务回报的比较？ - 公司关注与碳氢化合物业务有协同效应的氢气项目，以实现有吸引力的回报率；碳氢化合物业务盈利能力

财务数据和关键指标变化 - 公司在第一季度实现收入3.89万亿哥伦比亚比索、EBITDA1.78万亿哥伦比亚比索和净利润5700亿哥伦比亚比索,这主要得益于布伦特油价的预期和哥伦比亚比索的贬值 [12] - 公司宣布了创纪录的每股593哥伦比亚比索的股息,相当于2022年净利润的73%,创公司历史最高 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油气生产业务EBITDA贡献占集团总EBITDA的48.6%,EBITDA利润率为42% [53] - 天然气和液化石油气业务EBITDA为2.67亿美元,同比增长7%,EBITDA利润率为59% [37] - 输电和公路业务EBITDA为3.2万亿哥伦比亚比索,创历史新高 [57][58] - 炼油业务实现历史季度最高的综合炼厂毛利为24.6美元/桶,EBITDA为3.2万亿哥伦比亚比索 [63][64] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度布伦特原油价格从84美元/桶下降至79美元/桶,主要受俄罗斯产量韧性、美欧日原油库存增加以及3月银行危机的影响 [15][16] - 公司在美国德克萨斯州的子公司和Caño Sur项目产量增加,支撑了整体产量的增长 [11][52] - 由于安全局势等因素,第一季度产量受到6800桶/日和2600桶/日的负面影响 [53][54] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司2040战略的四大支柱是:能源转型发展、ESG价值创造、前沿知识和资本回报 [8] - 公司计划2023年资本支出460亿-660亿哥伦比亚比索,65%用于油气业务,其余用于低排放解决方案和输电公路业务 [132][133] - 公司将继续在哥伦比亚和美国德克萨斯州的页岩油气业务保持战略地位,同时加大在可再生能源、氢能等新兴领域的投资 [105][106][107] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年全球经济环境充满挑战,通胀压力限制了货币政策转向 [14] - 公司将密切关注油价、汇率、债务成本等市场风险,采取战略措施应对 [14][17] - 中国需求复苏为公司在新加坡的业务带来机遇 [16] - 公司将继续提高运营效率,利用技术和创新应对通胀影响 [17] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Bruno Montanari 提问** 公司在能源转型中是否会减少勘探和常规钻井活动,是否有足够的二次和三次采油来抵消老油田的自然产量下降 [103][104] **Alberto Consuegra 回答** 公司现有的265个勘探机会将支撑2030年以后的产量增长,同时EOR项目将占到产量的40%左右,是公司未来的重要资源 [105][106][107] 问题2 **Badr El Moutawakil 提问** 公司是否与财政部就燃料价格补贴和未偿付余额的结算进行过讨论 [119][120][121] **Jaime Caballero 回答** 公司正与政府积极讨论,预计未来燃料价格将继续上涨,同时采取措施降低补贴累积速度,政府有决心维护生产商的竞争性回报 [127][128][129][130][131] 问题3 **Luis Carvalho 提问** 公司未来3-4年的主要目标和成就是什么,在资本配置上如何平衡投资、股息和燃料价格补贴 [138][139][140][141][142] **Jaime Caballero 回答** 公司首要目标是完成既定的投资计划,其次是维持合理的债务水平,最后才是股息分配,公司将继续与政府合作应对燃料价格补贴问题 [144][145][146][147][148][149][150][151][152]

股息分配相关 - 公司普通股东大会批准利润分配方案，约95.42%代表股份赞成，普通股股息每股487比索，特别股息每股106比索，总股息每股593比索，创历史新高，总分配额达243821.99951286亿比索[4] - 少数股东股息分三次等额支付，分别在4月27日、9月28日和12月21日；大股东股息计划在12月31日前与应收账款余额相抵[5] 公司决策投票相关 - 约99.98%代表股份赞成选举公司董事会成员，包括非独立董事Monica de Greiff Lindo和Gonzalo Hernández Jimenez等[6] - 约99.99%代表股份赞成任命安永审计公司为外部审计机构，2023年费用为41.39366593亿比索加增值税，2024年使用选择权价值43.75710523亿比索加增值税[6] - 2022年12月31日的单独和合并审计财务报表获99.10%代表股份批准[7] 财务数据关键指标变化 - 2022年公司收入达159.5万亿比索，增长73.8%[7] - 2022年公司EBITDA达75.2万亿比索，增长79.3%[7] - 2022年公司归属于股东的净收入为33.4万亿比索[7] 安全指标相关 - 2022年公司事故率低，TRIF为0.33，创历史最低[8] 业务拓展相关 - 公司收购ISA 51.4%的股份，参与能源传输等业务[8]

公司基本信息 - 公司注册地为哥伦比亚波哥大[2] - 公司在纽约证券交易所上市的证券包括美国存托股份、5.875%到期于2023年的债券、4.125%到期于2025年的债券等[3] - 公司在年度报告期末共有41,116,694,690股普通股[4] - 公司确认自己是一个知名的老牌发行人[4] - 公司在过去12个月内按时提交了所有根据证券交易法第13或15(d)条款要求提交的报告[5] - 公司确认已经按规定提交了所有交互式数据文件[5] - 公司确认自己是一个大型加速发行人[6] - 公司已经提交了管理层对其内部财务控制有效性的评估报告[7] 公司战略和业务表现 - 公司的战略是2040年能源转型，旨在通过TESG实现竞争回报[8] - 在哥伦比亚的勘探活动取得了积极成果，产量达到了18亿桶[8] - 公司的炼油业务在巴兰卡贝梅哈炼油厂和卡塔赫纳炼油厂取得了显著成绩[8] - 公司的电力传输活动在哥伦比亚和其他国家也取得了良好的业绩[8] - 公司在研发和知识产权方面也取得了一定的进展[8] 财务报表 - 2020年、2021年和2022年的财务报表是按照国际财务报告准则（IFRS）制定的[15] - 在2020年，公司的总收入为967.7亿美元，创下了中国市场的收入纪录[110] 全球石油市场趋势 - 2022年全球石油需求显著增加，Brent原油价格较2021年有所上涨[21] - 2022年下半年，通货膨胀压力和高燃料价格导致需求减弱，全球各国央行开始加息周期，对经济前景和活动产生负面影响[22] - 中国的“零COVID”政策和欧洲的高天然气价格也对需求产生了影响，导致中国的石油消费量显著下降[22] Ecopetrol集团战略和目标 - Ecopetrol集团发布了长期战略“2040战略：能源转型”，旨在在2050年实现零排放目标，并计划在2040年平均每年投资52亿至60亿美元[28] - Ecopetrol集团的长期目标包括在2030年达到每日80至85万桶的产量，以及在2040年占哥伦比亚天然气总产量的33%[31] - Ecopetrol集团的中游业务长期目标包括占据哥伦比亚石油运输市场超过90%的份额[32] - Ecopetrol集团的下游业务旨在提高现有炼油厂资产利润率，最大化聚丙烯利润，并评估进入石化和绿色燃料领域的选择[33] - Ecopetrol集团计划通过商业策略增强各种产品的价值，包括多样化重质原油目的地，利用质量和供应可靠性优势，以及整合基于客户的物流和配方[34] Ecopetrol集团投资计划 - 2023年，Ecopetrol集团计划在勘探业务上投资约11%的资金[52] - 2023年，Ecopetrol集团计划在生产业务上投资约54%的资金[52] - 2023年，Ecopetrol集团计划在电力传输和收费公路方面投资约21%的资金[52] - 2023年，Ecopetrol集团计划在社会投资方面投资约1.05亿美元，以加强对当地社区的承诺[51] 公司发展历程 - 1951年由哥伦比亚政府成立，开始在La Cira-Infantas开采原油[54] - 2007年进行了首次公开发行，股票在哥伦比亚证券交易所上市[56] - 2018年进入巴西盐盖油田，与英国石油、中国石油等公司合作[59] - 2019年与Occidental Petroleum合作进入Permian盆地[60] - 2021年成立Ecopetrol Singapore Pte Ltd.，并收购了ISA的51.4%股份[61][62] - 2022年成立Ecopetrol US Trading LLC，主要进行国际市场营销[63] 公司财务表现 - 公司在2022年增加了对第三方原油的购买和后续商业化，以进一步优化供应链和捕获利润[156] - 2022年，公司销售石油和天然气达到953.3 mboed，其中燃料和石化产品销售占47%，原油销售占42%，天然气销售占11%[148] - 2022年，原油出口销售总量为400.3 mboed，比2021年增加了24.6 mboed，主要是由于生产增加（15 mboed）、炼油厂原油释放增加（6 mboed）和改善的再生原油[149] 公司储量和生产 - 2022年哥伦比亚地区的原油净探明储量为893.3百万桶油当量，天然气净探明储量为2,101.9亿标准立方英尺，总油气当量为1,306.0百万桶油当量[162] - 2022年，公司的总探明储量为1,414.0百万桶油当量，100.8百万桶油当量的NGL，2,828.5亿标准立方英尺的天然气，总油气当量为2,011.0百万桶油当量[166] - 2022年，公司的发现和扩展总量为57百万桶油当量，其中47百万桶油当量来自于Rubiales和Quifa等新证明区域的活动[183]

财务业绩 - 2022年，Ecopetrol集团实现了创纪录的运营和财务业绩，投资了7.5亿美元（319亿哥伦比亚比索）用于发展低排放氢[1] - 2022年全年报告的营收为159.5万亿哥伦比索，净利润为33.4万亿哥伦比索，EBITDA为75.2万亿哥伦比索，EBITDA利润率为47.2%[2] - 2022年，Ecopetrol集团向哥伦比亚共和国提供了约42.4万亿哥伦比索的股息、税收和税款，较2021年增加了25.6万亿哥伦比索[3] - 2022年累计销售收入同比增长73.8%，达到159.5万亿哥伦比索[18] - 2022年变动成本同比增长77.1%，达到26.7万亿哥伦比索[28] - 2022年总销售量同比增长6.7%，达到953.3 mboed[21] - 2022年总销售量中，出口销售量同比减少17.5%，达到456.7 mboed[20] - 2022年总销售量中，本地销售量同比增长11.4%，达到464.2 mboed[20] - 2022年总销售量中，中间馏分销售量同比增长17.9%，达到171.6 mboed[20] - 2022年总销售量中，汽油销售量同比增长12.4%，达到151.9 mboed[20] - 2022年总销售量中，原油销售量同比增长29.2%，达到3.1 mboed[20] - 2022年总销售量中，燃料油销售量同比减少66.7%，达到0.1 mboed[20] - 2022年总销售量中，天然气销售量同比增长4.3%，达到96.0 mboed[20] - 2022年固定成本较2021年增加47.2%，达到5.3万亿哥伦比亚比索，其中第四季度较去年同期增加22.3%，达到0.9万亿哥伦比索[31] - 2022年折旧和摊销较2021年增加18.9%，达到1.8万亿哥伦比索，主要原因包括ISA的折旧合并、资本支出增加、汇率影响以及Permian和Ecopetrol S.A.的产量增加[32] - 2022年运营费用（除长期资产减值之外的其他收入前）较2021年增加46.7%，主要原因包括Cenit和Oleoducto Bicentenario达成的和解协议、ISA全年业绩合并、勘探支出增加以及海关运营增加[34] - 2022年长期资产减值前税额为2880亿哥伦比索，主要包括上游、中游和下游领域的资产减值[41] - 2022年资产增长62.1万亿哥伦比索，主要原因包括应收账款增加、固定资产和自然资源增加、递延税款资产增加以及关联公司和合资企业投资增加[45] - 2022年负债增长36.8万亿哥伦比索，主要原因包括债务增加、所得税增加、应付账款增加以及员工福利增加[47] - 2022年Ecopetrol集团总资产达到119.1万亿哥伦比索，归属于Ecopetrol股东的权益为91万亿哥伦比索，较2021年增加19.3万亿哥伦比索[48] - 2022年末Ecopetrol集团债务达到115.1万亿哥伦比索，相当于23936亿美元，较2021年增加20万亿哥伦比索，主要受到哥伦比亚比索贬值对美元债务的负面影响[55] - 2022年Ecopetrol集团EBITDA的增强使得2022年末总债务/EBITDA比率为1.5倍，较2021年末的2.3倍有所下降，债务/股权比率为0.97倍[56] - 2022年Ecopetrol S.A.签署了一项价值1,000亿美元的信贷协议，主要用于替代与Mizuho Bank Ltd.、The Bank of Nova Scotia和Banco Sabadell签订的非循环承诺额度下的665亿美元，以及对Cartagena炼油厂的某些债务工具进行本金偿还[58] - 2022年，Ecopetrol集团的有机资本投资总额为5,488亿美元，高于2022年设定的目标范围（在4,800亿美元至5,800亿美元之间）[62] - 2022年，Ecopetrol集团的探险活动取得了成功，共钻探了24口勘探井，其中7口取得了成功，主要位于哥伦比亚的重要盆地，将有助于哥伦比亚的能源安全[75] - 2022年，Ecopetrol集团的总产量达到709.5万桶/日，较上年增长4.5%[81] - Ecopetrol集团的上游部门在2022年占集团有机投资的65%，主要集中在Rubiales、Caño Sur、Castilla、Casabe和Permian等地区的开发活动[66] - Ecopetrol集团的下游部门在2022年的投资主要集中在维持炼油厂运营效率、可靠性和完整性方面，其中83%用于运营连续性[68] - Ecopetrol集团在2022年的投资中，10%用于扩展天然气链，投资约为5.4亿美元，较2021年增加约2.5亿美元[63] - Ecopetrol集团的探明储量净额为2,011 MBOE，储量替换率为104%，平均储量寿命为8.4年，其中75%为液体储量，25%为天然气储量[74] - Ecopetrol集团的中游部门在2022年的投资占集团总投资的6%，主要集中在运营连续性项目和优化油气和多用途管道的运营方面[67] - Ecopetrol集团的投资中，巴西和哥伦比亚分别占总投资的33%和23%，其余44%主要与在智利和秘鲁的投资有关[65] - 2022年，Ecopetrol集团的产量较2021年增加了30.5 mboed，达到709.5 mboed，主要原因包括Caño Sur首个液体处理列车在2022年下半年投入运营，导致

财务数据和关键指标变化 - 前九个月净收入达COP26.6万亿，EBITDA为COP59.2万亿，EBITDA利润率达50%；前九个月净收入较2021年全年增长59%，较去年同期增长150% [7] - 油气业务每桶EBITDA较2021年前九个月增加$27.1，达$67.3；净收入盈亏平衡点降至$20.3，较2021年前九个月降低$14.5 [50][51] - ISA的EBITDA利润率达83.6%，2022年前九个月ROE为13.2%；集团综合EBITDA利润率为49.5%，ROACE从2021年同期的10.8%升至19.1% [52][53][54] - 总债务与EBITDA比率降至1.5倍；前九个月资本支出达$55亿，较2021年同期增长74%，其中油气业务$48亿，ISA $7亿 [55][56][57] - 三季度末现金头寸为COP15.9万亿，运营现金流达COP14.9万亿；应收账款达COP20.4万亿；资源用于有机资本投资COP5.5万亿和现金流流出COP7.3万亿 [60][62] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探业务 - 三季度钻了4口探井，全年计划钻24口；已确认6次勘探成功，2次海上，4次陆上 [28] - 戈尔贡 - 2井和乌丘瓦 - 1井确认天然气存在；科尔多瓦省珊瑚1井发现天然气；尼诺 - 2发现进入开发生产阶段 [28][29][30][31] 生产业务 - 三季度平均日产量达72.04万桶油当量，为2020年二季度以来最高；较二季度增加1.58万桶油当量 [32][33] - 二叠纪盆地三季度平均日产净油当量4.38万桶，较2021年同期增长79.2%；9月创纪录达5.02万桶；天然气产量占比16% [35] 中游业务 - 运输量较2021年三季度增加6.3万桶/日；三季度产品管道运输量创历史新高，超30万桶/日 [37] 下游业务 - 炼油厂季度吞吐量创历史新高；三季度综合炼油毛利率为$20.3/桶，EBITDA为COP2.2万亿 [40][41] - 卡塔赫纳炼油厂产能增至20万桶/日，较之前增加5万桶/日 [42] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至9月，原材料和电力价格大幅上涨，成本结构加权增加13%；三季度总单位成本同比每桶增加约$13 [45][47] - 开采成本从$8.45/桶涨至$9.17/桶，涨幅9%；炼油现金成本降低16%；每桶运输成本下降 [48] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司坚持“2040能源转型”战略，推动可再生和低排放能源发展，同时继续勘探开发油气 [69] - 实施TESG战略，在环境、社会和公司治理方面取得显著进展，如减排、奖学金计划、公司治理奖项等 [12][14][15] - 开展低排放解决方案业务，包括天然气进口试点、资助天然气车辆项目、绿色氢生产试点等 [21][22][24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 国内外宏观经济形势带来商业、通胀和物流挑战，公司采取综合策略应对通胀影响，提高执行效率 [45][46] - 预计2023年油价保持强劲，但长期价格不确定，税收改革不会从根本上改变长期项目估值 [85] - 公司将继续与政府合作，为国家能源政策设计做出贡献，推动能源转型 [71] 其他重要信息 - 公司举行第二次特别股东大会，选举了董事会，董事会由2名女性和7名男性组成，其中7名独立成员，2名非独立成员 [16] - 公司在科技创新方面取得成果，截至三季度捕获收益$1.36亿，推进创新竞赛和国际合作 [18][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 产量驱动因素及能否超2022年产量指引上限，以及税率和特许权使用费不可抵扣的影响 - 四季度因库西阿纳天然气厂计划维护产量将下降，但11、12月将回升，年底产量在70 - 70.5万桶/日；2023年产量预计在72 - 72.5万桶/日 [76][77] - 税收改革主要有企业税附加费和特许权使用费不可抵扣两个影响；附加费与油价相关，低油价影响小，高油价有现金影响但需考虑增量现金流；特许权使用费影响相对较小，预计使有效税率增加2 - 5个百分点 [79][81][82] 问题2: 2023年再融资选择，FEPC余额及2023年预估 - ISA收购贷款大部分已再融资，剩余约$35亿信贷需再融资，倾向银行贷款，也考虑其他选择 [88][89] - 三季度末FEPC余额为COP20.4万亿，预计年底在COP29 - 32万亿；2023年情况取决于政府调整步伐、国际油价和汇率 [90][91] 问题3: FEPC与税收改革的关联，免税区情况，以及合同续签或重新激活对资本支出和产量的影响 - 税收改革对油气行业有价格相关附加费、特许权使用费不可抵扣和免税区政策三个主要影响；附加费反映国际油价环境，特许权使用费影响不大，现有免税区税收地位维持不变 [95][96][98][100] - 政府将履行已签合同，评估签订新合同需求；暂停合同需解决商业和技术条款，若有竞争力将进入成熟流程并可能带来勘探机会 [101][102] 问题4: 是否停止Kale和Platero项目，如何解除合同及成本影响，是否可签订新勘探合同，Invercolsa剥离进展及资产优化举措 - 若政府决定禁止水力压裂，公司将停止相关项目；已申请90天合同暂停，与合作伙伴讨论商业协议，各公司将恢复原区域所有权；成本主要是环境许可准备和社会投资，无重大问题 [106][107][108] - 与政府部门讨论额外勘探潜力，分享数据和信息 [110] - 公司出售Invercolsa股权的决定不变，需获政府批准，获批后预计9个月完成 [112] 问题5: 税收讨论中可扣除的是总生产成本还是仅特许权使用费，成本通胀影响及未来趋势，稀释剂用量预期及对成本结构的影响 - 税收改革后，与特许权使用费相关的生产成本将不可扣除 [115] - 目前成本受通胀影响约12 - 13%，已通过合同策略等缓解4 - 5个百分点；未来压力将增加至16 - 17% [116][117] - 炼油和运输成本符合计划，开采成本较二季度增长15%，主要受能源、原材料和油井服务成本影响 [119] 问题6: 是否仍有可能发行可持续债券为ISA收购贷款再融资 - ISA收购贷款大部分已再融资，剩余约$4.5 - 4.7亿待处理；2023年总再融资需求约$35亿，优先选择银行贷款，债券是备选方案 [122][123][124] 问题7: 为防止FEPC应收账款加速积累，汽油和柴油价格需调整的幅度，以及资本支出中通胀对勘探和中游业务的影响 - FEPC余额每月增加COP25 - 40亿，受国际产品差价、汇率、政府国内价格干预和方法调整等因素影响；政府调整方向正确，若持续实施，明年末差距将显著缩小 [128][129][130] - 三季度资本支出主要由活动执行驱动，通胀影响较小；未来通胀将成为因素，不同项目影响在10 - 20%，总体预计明年资本支出受影响在13 - 50% [131][132] 问题8: 年底是否会从财政部获得FEPC付款，2023年总债务水平预期，以及如何抵消FEPC压力 - 今年财政部预算无额外FEPC付款，但有使用预算盈余的法律灵活性，具体不确定 [135][136] - 2023年是否增加债务取决于FEPC付款时间和资本市场情况，目前过早给出观点；公司倾向保护投资计划和债务水平，保持灵活性 [137][138][139] - 公司三季度自由现金流健康，但无法完全抵消FEPC积累影响，政府已在预算中安排COP19万亿，公司正与政府讨论增加金额 [140][142] 问题9: 税收改革带来的$40 - 50亿增量成本的油价假设，以及2022年计划钻探的开发井数量 - 未给出税收改革影响的具体估计；目前有效税率约35%，最高情况下（油价超$83/桶）将升至约50%；90 - 95%的影响来自附加费，特许权使用费影响较小 [145][146][147] - 2022年计划钻探约580口开发井，2023年约600口 [148] 问题10: 公司目前用于项目定价的碳影子价格，以及当前税收改革是否包含碳税成分 - 公司采用碳影子价格评估项目，未来五年为$20/吨，之后升至$30/吨，最终到$40/吨；这是理论成本，无现金影响，用于项目优先级排序 [149][150] - 哥伦比亚现有碳税约$4/吨，税收改革后平均升至约$20/吨；在总税收改革中影响不大 [152]