原油价格波动情况 - 2020 - 2023年3月1日至2月28日期间，布伦特原油现货价格从每桶19.3美元的低点涨至每桶128.0美元的高点[107] - 2020年3月开始，布伦特原油价格从每桶50多美元降至4月底的每桶20美元以下[108] - 2021年底布伦特原油价格涨至每桶78美元[113] - 2022年3月布伦特原油现货价格最高涨至每桶128美元，年底降至每桶86美元，较6月水平下跌30%[114][115] - 2020年12月至3月，WTI和布伦特原油价格下跌超过45%，公司采取措施确保项目推进和资金留存[123] 原油减产情况 - 2020年4月中旬，OPEC+同意历史性减产970万桶/日，其他G - 20国家表示将减产300 - 500万桶/日[109] 公司面临的风险 - 新冠疫情已并可能继续对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响[93][99] - 石油、天然气和甲醇价格大幅或持续下跌可能对公司业务、财务状况或经营成果产生重大不利影响[93][103] - 公司业务依赖持续成功识别生产油田和前景，但未来钻探地点可能无法产出商业数量的石油或天然气[93] - 公司运营面临众多风险，包括环境、社会、健康和安全法规带来的潜在责任和成本[95] - 公司运营受所在国家政治和经济环境影响，如哥伦比亚存在内部安全问题[98] - 公司面临油价下跌影响收入、产量、储备估值等风险，也面临客户减少购买或不续约的风险[117][134] - 公司业务依赖成功识别生产性油田和前景，但未来可能无法复制过去的成功[129] - 公司部分合同有到期日和运营条件，某些情况下可能提前终止，如未履行义务可能导致合同取消或权益丧失[182] - 哥伦比亚E&P合同因违约等情况可能提前终止，智利CEOPs在特定情况下可提前终止，巴西特许权协议在特定情况可提前终止等[187][188][189] - 公司在智利天然气仅售予单一客户Methanex，若其减少或停止购买，将对公司天然气销售收入产生重大不利影响[194] - 公司并非所有资产的唯一所有者或运营商，可能无法控制勘探或开发活动的时间及资本支出金额[199] - 公司未运营CPO - 5区块，该区块执行进度的任何延迟都可能对财务状况和经营成果产生重大不利影响[200] - 公司的收购、战略投资、合作伙伴关系或联盟可能难以整合，分散关键管理人员注意力，扰乱业务，稀释股东价值并对财务结果产生不利影响[201] - 公司未来收购若使用自有现金可能耗尽运营资金，若通过债务融资可能需将大量现金流用于本息支付并受限制性契约约束，若发行股权证券可能稀释股权影响股价[208] - 公司面临客户信用风险，客户财务问题可能导致资产减值、经营现金流减少、收入下降和储量减少[215] - 公司运营受极端天气等运营风险影响，可能对勘探和生产运营产生重大不利影响或扰乱第三方承包商提供的服务[219] - 公司受众多环境、社会、健康和安全法律法规约束，违反规定可能导致行政调查、特许权和合同终止、罚款及刑事或民事环境诉讼[223] - 公司债务可能限制其履行债务义务的能力，减少现金流用于其他用途的可用性，限制借款能力等[241][250] - 环境、健康和安全法律法规复杂多变，遵守成本可能影响公司经营和财务状况[233] - 投资者对化石燃料的情绪变化可能影响公司运营、股价、融资和保险获取[233] - 水力压裂和其他非常规油气资源钻探活动的立法和监管举措可能增加公司未来经营成本、导致计划延迟或受阻[237] - 公司面临网络安全威胁，虽采取措施但不能保证足够有效，可能导致运营中断和重大损失[253][256] - 2022年哥伦比亚和厄瓜多尔经历社会和政治动荡，未来抗议活动可能对公司业务产生不利影响[275] - 2022年哥伦比亚政府发布税收改革，智利虽有税收不变条款保护，但税收改革仍可能产生潜在问题[276] - 普图马约地区勘探区块因生物多样性管理和所有权重叠面临重大成本和声誉风险[266] - 哥伦比亚政府宣布广泛的劳动改革，若通过可能对公司运营成本和内部流程产生不利影响[270] 公司业务销售情况 - 2022年公司97%的收入来自石油，天然气占3%[116] - 2022年哥伦比亚子公司97%的收入（占合并收入的90%）来自向三个客户的油气销售[130] - 2022年智利的石油销售占合并收入的1%，天然气销售占1%；巴西马纳蒂油田的碳氢化合物销售占2%；厄瓜多尔的原油销售占1%；从第三方购买的原油销售占1%[131][132][133] - 2022年公司在智利的原油和凝析油销售100%面向智利国有石油公司ENAP[278] - 公司在巴西BCAM - 40特许权项目与巴西国有公司Petrobras签订长期承购合同，覆盖马纳蒂气田100%的净探明天然气储量[278] 公司储量情况 - 截至2022年12月31日，公司在哥伦比亚、智利、巴西和厄瓜多尔的净探明储量储产比为5.1年；若2023年1月1日停止所有钻探和开发活动，这些地区的探明已开发生产储量将在第一年下降29%[127][128] - 2022年Llanos 34区块含公司77.1%的净探明储量，产生66.7%的产量；CPO - 5区块含8.2%的净探明储量，产生14.5%的产量；Platanillo区块含3.7%的净探明储量，产生5.4%的产量等[183] - 截至2022年12月31日，公司潜在担保负债总额为9670万美元，主要与哥伦比亚、智利和厄瓜多尔部分区块的资本承诺有关[184] - 截至2022年12月31日，公司未运营其投资组合中24%的区块，并非47%的区块的唯一所有者[197] - 截至2022年12月31日，公司74%的净探明储量已开发[214] - 截至2022年12月31日，公司在哥伦比亚的业务占净探明储量的91.7%，2022年的产量占87.4%，2022年的合并收入占93.2%[271] 公司金融工具及风险管理 - 2023年1月，公司与哥伦比亚当地银行签订了相当于3800万美元的衍生金融工具合同，以应对2023年4月和6月部分预估所得税的汇率波动[137] - 公司通过签订零溢价领口期权的衍生金融工具管理油价风险[118] 公司资本支出情况 - 2022年和2021年资本支出分别为1.688亿美元和1.293亿美元[144] - 2020年因油价下跌，资本支出计划调整至6500 - 7500万美元，较先前初步估计约减少60%（先前约1.8 - 2亿美元）[145] - 2022年哥伦比亚Platanillo区块勘探井Alea NW 1钻井和完井成本原估计510万美元，实际为590万美元[153] 公司运营受影响事件 - 2022年智利Fell区块因ENAP终端存储问题，限制生产40天[165] - 2021年5 - 6月哥伦比亚抗议活动影响公司原油运输、钻井和人员设备物资调动，5月初开始减产，6月底恢复正常[162] - 2020年7月，Methanex工厂因技术故障停产10天，影响公司天然气生产和销售[196] - 2021年2月25日，哥伦比亚Putumayo盆地部分社区抗议政府根除古柯种植园计划，封锁Platanillo作业通道；2022年4 - 7月也发生类似抗议[177] - 2022年公司成功并按计划在厄瓜多尔启动勘探和生产活动，但当地复杂社会政治环境或导致运营活动受阻[180] 公司运输情况 - 公司在哥伦比亚Llanos 34区块与合作伙伴建设输油管线，2020年Jacana - ODL输油管线转为Oleoducto del Casanare管道并获运营授权，年底Jacana油田启用卡车卸载设施，Tigana油田与ODCA连接[162] - 公司在哥伦比亚Putumayo盆地Platanillo区块采用输油管线和卡车运输结合方式，通过Oleoducto Binacional Amerisur管道连接厄瓜多尔管道系统[163] - 公司在智利Fell区块生产的原油用卡车运往ENAP格雷戈里奥炼油厂的加工、储存和销售设施，ENAP购买其全部原油[165] - 公司在巴西Manati油田的天然气通过巴西国家石油公司运营的管道运输[167] - 公司在厄瓜多尔的石油生产通过现有管道基础设施运输[168] 公司合同情况 - 2022年公司在智利的天然气销售均通过长期合同售予Methanex，销售额占公司2022年合并收入的1%，合同2026年12月31日到期[194] 公司储量计算相关 - 公司计算探明储量未来净收入折现值时使用10%的折现率[210] 公司勘探和生产合同情况 - 公司在哥伦比亚、巴西、阿根廷和厄瓜多尔部分区块有勘探和生产合同[198] 公司环保计划 - 公司计划到2025年底将运营范围1和2的温室气体排放量从2020年基线减少35 - 40%，到2030年底减少40 - 60%，并在2050年实现净零排放[231] 公司债务情况 - 截至2022年12月31日，公司合并基础上的未偿债务为4.976亿美元，由2027年到期的票据组成[240] 公司网络安全措施 - 公司为保护关键系统和敏感信息，采用云计算、人工智能等新技术，并加强安全能力建设，其网络安全平台等高于行业平均水平[248][249][252] 地区经济情况 - 2023年拉丁美洲和加勒比地区经济增长率预计为1.3%，是2022年3.7%的三分之一[269] 地区资源与社区情况 - 哥伦比亚普图马约地区12个油气开发和勘探区块中有9个与原住民领土重叠[267] - 公司在梅塔省与多个社区就3D地震采集计划的咨询流程进入跟进阶段，同时推进多个项目的前期咨询工作[265] 地区政策影响 - 哥伦比亚政府拟禁止水力压裂技术，相关法律项目预计2023年在国会辩论，Ecopetrol已暂停非传统试点项目投资[238] - 哥伦比亚在经济受三种或以上气候相关危害风险方面全球排名第10，84%的人口和86%的资产处于受两种或以上危害影响的地区[260]

财务数据和关键指标变化 - 2022年公司收入超10亿美元，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）超5.4亿美元，净利润超2.24亿美元，相当于每股3.80美元 [38] - 全年运营现金流为4.67亿美元，偿还了1.7亿美元债务，取消了2024年的票据，年末现金为1.29亿美元，净债务为3.69亿美元，净杠杆率为0.7倍，到2027年无主要债务到期 [39] - 2022年资本支出（CapEx）总计1.69亿美元，低于预期，主要因第四季度部分地区封锁导致约1500万美元的支出延迟，以及一些钻探和小项目取消带来的节省 [22] - 预计2023年布伦特原油价格为80美元时，调整后EBITDA将超5亿美元，自由现金流将超1.2亿美元，计划将其中40% - 50%返还给股东 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年Llanos 34产量增长2%，CPO - 5产量增长50%，Tigana、Jacana和Indico位列哥伦比亚前十大产油区 [57] 各个市场数据和关键指标变化 - Vasconia原油折扣在第四季度有所扩大，目前比布伦特原油低6.85美元，年初至今平均比布伦特原油低8美元，而2022年为低约5.5美元，主要因委内瑞拉产量增加、俄罗斯低价原油和加拿大出口增加 [74] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2023年计划投资2 - 2.2亿美元钻探50 - 55口井，其中10 - 15口为低风险、高潜力的评估和勘探井 [40] - 持续投资和开发减少碳排放和环境影响的项目，2022年将Llanos 34区块连接到国家电网并安装太阳能公园，碳足迹较上一年减少约30% - 35% [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着中国重新开放，预计2023年对拉丁美洲原油（包括Vasconia）的需求将改善，Vasconia原油折扣将在年内缩小 [12] - 关注到哥伦比亚封锁活动和暴力事件增加，公司将持续与现场团队合作，监测与社区的关系，预计这一情况将持续到年底 [70][71] 其他重要信息 - 2022年公司向股东支付超6000万美元，每股超1美元，通过提高基础股息和加速股票回购实现，预计2023年将继续增加回报 [6] - 每投资1美元资产，同年可产生超3倍的调整后EBITDA，证明了资产质量高，结合了资本配置方法和成本控制 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 能否说明将两口停产油井恢复生产的信心水平及下季度初可能无法恢复的风险 - 公司表示这超出其控制范围，难以给出指导，停产原因是确定性设施建设延迟，并非ANH方法改变 [42][43] 问题2: 2022年资本支出远低于指导的主要原因，以及是否会有部分支出转入2023年 - 2022年第四季度部分地区封锁导致约1500万美元的资本支出延迟，还有一些钻探和小项目取消带来节省，预计2023年工作项目将在2 - 2.2亿美元的指导范围内完成，包括2022年项目的结转 [22] 问题3: 收入附加费是否会由ANH公布，以及2022年数据估算是否会改变2023年税收支付指导 - 税收改革中的附加费与过去10年布伦特油价触发点相关，公司已公布计算结果，具体解释将由外部顾问提供，并由安永审计 [77] 问题4: 如何看待哥伦比亚因封锁导致的复杂性增加情况，政府如何应对以及对2023年生产的潜在影响 - 公司关注到这一情况，持续与现场团队合作，监测与社区的关系，预计这一情况将持续到年底，公司会尽力减少影响并改善与周边的关系 [70][71] 问题5: 2022年第四季度2000万美元冲销是由哪些不成功的勘探工作导致的 - 冲销主要来自哥伦比亚的三口井（Putumayo一口、channels 34两口）和厄瓜多尔一口井的减记 [78] 问题6: 如何看待2023年Vasconia原油折扣情况 - 目前Vasconia原油折扣较2022年有所扩大，主要因委内瑞拉产量增加、俄罗斯低价原油和加拿大出口增加，随着中国重新开放，预计2023年对Vasconia原油的需求将改善，折扣将缩小 [12][74] 问题7: 资本支出是否包括CPO - 5地表设施相关成本 - 永久设施成本已包含在指导范围内，预计该项目不会有变化或偏差 [68] 问题8: 勘探计划目前进展如何 - 多数勘探井正在钻探、测试或完井中，预计4月初运营更新时会有更多信息，Llanos 34、Llanos 87、CPO - 5等区域都有相关进展 [66]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度投资4300万美元钻11口井，油气产量同比增长8% [9] - 运营现金流超1.4亿美元，是去年同期两倍多；每投资1美元可产生超3美元的调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA） [12] - 收入增长48%，调整后EBITDA增长63%，季度净利润达7300万美元，每股1.20美元 [12] - 第三季度全额赎回2024年到期债券6700万美元，自今年1月以来总债务减少1.7亿美元，季度末净杠杆率为0.8倍，低于1 - 1.5倍的长期目标范围 [13] - 季度末现金头寸约9300万美元；支付每股0.13美元股息，年化股息收益率近4%；过去12个月完成3000万美元股票回购，占总股数超3% [14] 各条业务线数据和关键指标变化 生产业务 - 核心Llanos 34区块持续发展，CPO - 5项目产量增长强劲，收购时日产8000桶，现增至超24000桶/日，每桶净收益约50美元 [9][10] - 2023年预计产量39500 - 41500桶/日（不包括勘探产量），在布伦特油价80 - 90美元时，调整后EBITDA超5亿美元 [18] 勘探业务 - 2023年计划钻探50 - 55口井，其中10 - 15口为勘探和评估井，资本支出（CapEx）计划2 - 2.2亿美元，35%用于勘探 [17] 各个市场数据和关键指标变化 哥伦比亚市场 - 2023年预计产量增长约5%，CPO - 5预计增长10%，Llanos 34预计增长2% - 5%，Platanillo预计产量下降 [29] 厄瓜多尔市场 - 2022年平均日产约800桶油当量，2023年预计增至1300 - 1500桶油当量 [30] 智利和巴西市场 - 预计油田产量下降约20% [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2023年工作项目将持续推进，计划钻探50 - 55口井，CapEx为2 - 2.2亿美元，35%用于勘探，工作项目可根据钻探结果、油价和哥伦比亚税收改革最终结果调整 [17][18] - 继续加强资产负债表，将税后自由现金流的40% - 50%通过股息、股票回购等方式返还给股东 [19] - 推进减排计划，目标是在2025年或更早将范围1和2的温室气体排放强度降低35% - 40%；本季度末太阳能公园将全面投入运营，2023年计划将更多运营区块接入国家电网 [20][21] - 公司一直追求资产多元化，在不同盆地和国家建立多元化资产基础仍是业务模式核心 [47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 税收改革已获国会批准，目前处于协调阶段，具体适用性存在不确定性，公司已在2023年指导中包含改革潜在影响的估计，但最终影响仍取决于油价和后续法规 [27][28][46] - 勘探活动有产量提升潜力，但因风险因素通常不提供相关产量指导，若有结果会更新生产指导 [32] - 2023年工作项目与五年计划基本一致，五年计划包含积极的勘探活动，目标是实现10%的复合年增长率（CAGR） [42][43] 其他重要信息 - 第三季度Platanillo有38天、CPO - 5有10天生产中断，影响日产约1100 - 1200桶油；第四季度Llanos 34预计日产中断200 - 250桶油，目前所有生产已恢复正常，公司与各方保持建设性对话 [54][55] - 2022年运营成本目标为每桶油当量8 - 8.5美元，第三季度成本环比下降近15%是暂时的，与Platanillo销售情况有关；2023年预计运营成本为每桶油当量8 - 9美元 [57][58][59] - 厄瓜多尔2022年有三个新发现，目前日产约3000桶油；2023年Perico区块计划开展三口评估井，Espejo区块将根据Pashuri和Caracara井结果决定是否继续钻探评估井 [60] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请分享哥伦比亚税收改革的预期影响及2023年生产指导按国家和油田的详细情况 - 税收改革已获国会批准，处于协调阶段，具体适用性不确定，公司已在2023年指导中包含潜在影响估计，包括特许权使用费不可抵扣部分和附加费影响，附加费与油价相关，最终现金影响可能在2023年或2024年初体现 [27][28] - 2023年生产指导为39500 - 41500桶油当量/日，哥伦比亚预计增长5%，其中CPO - 5预计增长10%，Llanos 34预计增长2% - 5%，Platanillo预计下降；厄瓜多尔预计从2022年的约800桶/日增至1300 - 1500桶/日；智利和巴西预计下降20%，以上均不包括勘探产量 [29][30] 问题2: 勘探目标及成功后的产量提升情况 - 计划钻探10 - 15口勘探井，目标是调查约1.5亿桶的增长和风险平均资源，井位分布在Llanos 1、123、124、87区块、CPO - 5、Platanillo和Oriente等地 [31] - 勘探有产量提升潜力，但因风险因素通常不提供相关产量指导，若有结果会更新生产指导 [32] 问题3: CPO - 5的产量提升潜力及五年计划与2023年工作项目的关系 - CPO - 5目前日产约24000桶，Indico 7井将在年底增加产量，2023年还有一口开发井和更多勘探井；该区块产量预计达到30000桶/日级别，而非60000桶/日 [35][39] - 五年计划目标是实现10%的CAGR，包含积极的勘探活动，2023年工作项目与五年计划基本一致 [42][43] 问题4: 哥伦比亚税收改革对五年计划的影响及资产多元化情况 - 税收改革对五年计划的影响仍待观察，公司正在评估整个投资组合，最终影响取决于油价，目前难以预测 [46] - 资产多元化一直是公司业务模式核心，公司将继续在不同盆地和国家建立多元化资产基础 [47] 问题5: 勘探活动对产量指导的提升时间 - 目前有四到五口勘探井正在钻探，部分井预计11月底达到总深度，若成功，12月可实现早期生产测试；明年上半年约一半钻机将用于钻探勘探井 [49][50] 问题6: 2022年第四季度CapEx的部署情况 - 2022年CapEx指导为2 - 2.2亿美元，前九个月已花费1.15亿美元，10月花费2500万美元，预计将处于指导范围下限 [52] 问题7: 哥伦比亚生产中断的区块和原因 - 第三季度Platanillo有38天、CPO - 5有10天生产中断，第四季度Llanos 34预计日产中断200 - 250桶油，目前所有生产已恢复正常；生产中断与全国范围内的诉求有关，并非公司直接相关问题，公司与各方保持建设性对话 [54][55] 问题8: 生产成本下降原因及未来预期 - 2022年运营成本目标为每桶油当量8 - 8.5美元，第三季度成本环比下降近15%是暂时的，与Platanillo销售情况有关；2023年预计运营成本为每桶油当量8 - 9美元 [57][58][59] 问题9: 厄瓜多尔2023年资产基础、产量和储量情况 - 厄瓜多尔2022年有三个新发现，目前日产约3000桶油；2023年Perico区块计划开展三口评估井，Espejo区块将根据Pashuri和Caracara井结果决定是否继续钻探评估井 [60] 问题10: 未用于分红和回购的多余现金的用途 - 公司将继续增加股东回报，将税后自由现金流的40% - 50%返还给股东；剩余现金可用于现金储备和机会性去杠杆，目前净债务与EBITDA比率为0.8倍，2023年可考虑进一步去杠杆 [64][65]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）同比增长140%，达到1.45亿美元 [8] - 二季度资本支出3200万美元后，现金流增至1.13亿美元，每投资1美元可带来4.5倍的调整后EBITDA [8] - 二季度利润增至6800万美元，每股收益超1美元 [8] - 年初至今已投资超7000万美元用于资产开发，钻了超20口井 [10] - 年初至今已偿还1.03亿美元债务，向股东返还2500万美元现金，季度末现金余额为1.22亿美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度钻探9口井，平均日产量近3.9万桶，较去年二季度增长14%，有望实现全年平均日产量3.85 - 4.05万桶的上调后指引 [7] - 智利业务二季度运营成本因提高石油产量的集输活动而上升，但该活动下个季度将结束 [36] - 厄瓜多尔新业务区块目前有3口井投产，日产量近3000桶油当量，正与合作伙伴合作降低运营成本 [36] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 现金流分配优先投资资产、资助工作计划，在当前油价环境下优先并加速生产，其次是减少债务和向股东返还价值 [9] - 下半年计划将资本支出较上半年翻倍，预计在当前油价下全额偿还2024年债券，股息增加50%，并继续执行加速股票回购计划 [10] - 投资能源转型，完成哥伦比亚主要生产油田与国家电网的全面连接，太阳能公园建设即将完成，主要油田将使用70% - 100%可再生能源发电 [11] - 持续扩大在哥伦比亚以外地区的业务版图，加速厄瓜多尔3个油田和智利油田的开发 [41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 二季度是成功的高动量转型期，实现了创纪录的业绩，团队表现出色，为全年带来更多机会 [6] - 对CPO - 5区块的勘探潜力感到鼓舞，有多口井正在作业或计划作业，有望增加产量 [23] - 公司核心区域已获完全许可，部分区域接近获得许可，整体许可情况良好，有信心继续开展活动 [28] 其他重要信息 - 欢迎Brian Maxted、Carlos Macelari和Marcela Baca加入董事会，他们经验丰富，将为公司做出重要贡献 [11] - 目前有11台钻机正在作业，还有3台即将到位，正在执行多个催化工作计划 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待哥伦比亚政府提出的税收改革提案，2023年预算方向是否会改变 - 税收改革提案主要影响行业和公司的条款包括征收原油出口税和取消特许权使用费减免，目前仍处于早期阶段，公司正在分析影响，预计未来会有更清晰的信息 [17] - 特许权使用费方面，公司在哥伦比亚的特许权使用费按产量的8%计算，当前提案可能使这部分费用在所得税计算中不可扣除，预计影响2023年所得税，约占特许权使用费的70%，平均约6% [18] - 公司出口销售占比5%，部分国内销售由客户出口，剩余35% - 45%国内销售并在国内精炼，目前尚不清楚市场对出口税的反应，其他有类似税收的市场倾向于出口平价定价 [20] - 资本分配流程正在进行中，税收改革会作为经济因素考虑，但还会综合考虑技术、战略、环境和社会等方面，11月会确定最终方案 [21] 问题2: CPO - 5区块新发现后，剩余目标在年底前的情况如何 - 该区块年初至今已钻2口勘探井和1口开发井，第二口勘探井CanteFlamenco在Mirador地层有油层，目前正在完井，之后钻机将移至Indico油田钻2口开发井以增加产量 [22] - 第一口井Urakawa距Jacana延伸区8公里，Guadalupe地层尚未测试，正在该区域建设井场，东南部有第二台钻机即将开钻第一口井，目标是Aptris地层，预计9、10月开钻 [23] - 团队正在研究地震数据寻找更多前景，已与合作伙伴商定在IndiComriposa区域附近钻探一些前景，年底或明年初将在区块东北部采集地震数据 [24] 问题3: 若2023年哥伦比亚业务放缓，目前的许可情况如何 - 公司有不同许可状态的区块，核心中央区域的区块已完全许可，如Channel 34、32、CPO - 5、Janus、Channel 94等；接近完成许可的有Channel 124和123；部分区块可能会有延迟，如Putuo和西部的一些区块 [27] 问题4: Canteen井在Mirador地层遇到的净油层厚度是多少 - 初步测井结果显示约40英尺 [30] 问题5: 自哥伦比亚新总统上任以来，是否有影响业务的重要公告 - 最大的影响是昨日宣布的税收改革，这将对公司业务产生影响 [32] 问题6: 二季度提升成本较上一季度上升，多少归因于活动增加，如何应对通胀以防止利润率侵蚀 - 材料和服务成本总体上涨5% - 10%，人工举升设备（泵）涨幅15% - 20%，整体涨幅约10%，已包含在预算内 [36] - 智利业务成本上升是因为集输活动，下个季度将结束；厄瓜多尔新业务区块正在与合作伙伴合作降低运营成本，如调整合同价格、连接现有管道等 [36] 问题7: 近期股息增加后，未来股息走向及是否有明确股息政策 - 公司将继续按照既定优先级分配现金流，股息方面，上季度股息翻倍，本季度又增加50%，达到每季度750万美元，股息收益率约4% [38] - 这被视为基础股息，即使在低油价情况下也可持续，且会随着公司发展而增加，公司会在整体股东回报策略中考虑股息支付并不断改进 [38] 问题8: 鉴于哥伦比亚监管环境可能放缓，资本分配灵活性方面会考虑哪些其他途径 - 公司核心资产大多已获许可或即将获许可，能够继续开展活动，但会考虑业务多元化，减少对哥伦比亚市场的依赖 [40] - 公司有资产可加速开发，如厄瓜多尔的3个油田和智利的油田，未来会继续扩大在哥伦比亚以外地区的业务版图 [41] 问题9: 考虑到2027年票据和库存变化，最大回购规模是多少 - 公司有回购最多10%流通股的计划，今年已支付约1500万美元用于回购，其中7月支付500万美元，预计在当前市场条件下维持这一节奏，并继续加速股东回报策略 [45] 问题10: 34区块电力生产转型完成后，运营成本中电力生产占比多少，是否会显著降低运营成本 - 该区块约40%的运营成本来自电力生产，预计连接电网后运营成本将降低约10%，具体降幅可能随电价波动 [47] 问题11: 如何看待特许权使用费的未来因素 - 现金特许权使用费为38%，政府分成的其他部分（如提取因子）因区块而异，各勘探与生产合同的提取因子不同，且合同已执行，预计不会有变化 [50]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA达1.23亿美元，同比增长84%，过去12个月超3.5亿美元，同期净收入超1亿美元 [13] - 第一季度资本支出3900万美元，每投资1美元可产生超3美元调整后EBITDA [14] - 第一季度回购3300万美元2024年债券，季度股息翻倍至500万美元 [14] - 修订后的2022年工作计划预计在布伦特油价95 - 100美元时，产生超5亿美元调整后EBITDA，超2.5亿美元自由现金流，自由现金流收益率近30% [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 勘探与生产业务：第一季度钻13口新井，产量较去年第四季度增长6%；CPO - 5区块日产量超2万桶，是收购时的2.5倍；在厄瓜多尔发现两个新油田，日产量近2000桶 [12] - 业务拓展：新增CPO - 41区块，面积12万英亩，毗邻CPO - 5及其他盆地区块 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 哥伦比亚市场：Vasconia原油第一季度较布伦特原油贴水3.7美元/桶，当前接近4.5美元/桶，4月曾达7美元/桶，预计未来贴水稳定在3 - 4美元/桶 [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略方向：持续扩大资产基础，投资勘探开发活动；降低债务，优化资本结构；回馈股东，提高股东价值；注重环保，推进减排和清洁能源项目 [10][15] - 行业竞争：面临俄罗斯低价原油和美国战略石油储备释放的竞争压力 [45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：认可哥伦比亚长期政治和经济稳定性，对该国未来发展持乐观态度 [78] - 未来前景：对公司发展充满信心，认为处于有利地位，有能力抓住机遇创造价值；预计2022年生产和财务表现良好，将继续推进工作项目并取得进展 [7][17] 其他重要信息 - 公司努力成为更环保的企业，连接哥伦比亚国家电网并建设太阳能发电厂，MSCI ESG评级提升至A，被纳入彭博性别平等指数 [15] - 2022年运营成本预计在8.5 - 9美元/桶油当量，较2021年增长5% - 10%，已考虑通胀和成本降低措施 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：更新后的生产指导是否保守，CPO - 5和Rocca的进展及成本通胀情况如何？ - 生产指导增量约3000桶/日油当量，其中巴西Manati贡献约1300桶/日，其余1700桶/日来自新活动和资产表现提升；CPO - 5的Indigo 4和5表现良好，Eureka井即将完钻，预计月底出首油，但目前不确定是否为发现井；2022年运营成本预计在8.5 - 9美元/桶油当量，较2021年增长5% - 10%，已考虑通胀和成本降低措施 [23][26][38] 问题2：预算更新是因通胀还是新增井，Vasconia价差扩大原因及走势，回购2024年债券的原因？ - 预算更新是新增活动，原指导已考虑5% - 7%的成本通胀；Vasconia价差扩大受俄罗斯低价原油和美国战略石油储备释放影响，预计未来贴水稳定在3 - 4美元/桶；回购债券是去杠杆战略的一部分，因债券规模小难购买，决定进行要约收购 [42][44][48] 问题3：下半年是否继续回购债券，2022年底生产指导，CPO - 4区块情况？ - 若油价和现金流符合预期，下半年9月后可能赎回全部2024年债券；预计哥伦比亚年底产量较第一季度增加1000桶/日；CPO - 4区块面积15万英亩，公司权益50%，50%区域有3D地震数据，计划钻一口勘探井，该区块增加了0.6 - 16亿桶勘探资源 [55][56][58] 问题4：2022年多余现金分配优先级，是否有并购计划，分配给股东的资本，2023年套期保值策略，油价稳定时2022年预期损失，勘探活动增量产量预期？ - 现金分配优先用于资产投资，其次是债务偿还和股东回报；计划钻14 - 18口勘探井，目标新增7000 - 1.4亿桶资源，成功率25% - 40%；第一季度套期保值成本3000万美元，已计提全年未实现套期保值成本5000万美元 [65][69][76] 问题5：哥伦比亚总统选举对公司运营是否有风险？ - 公司对哥伦比亚长期政治和经济稳定性有信心，认为该国机构健全，尊重合同和法治，预计选举不会对公司运营造成重大风险 [78]

营收相关数据变化 - 2022年第一季度营收2.49151亿美元，2021年同期为1.46595亿美元[12] - 2022年第一季度，公司总营收为2.49151亿美元，2021年同期为1.46595亿美元，同比增长69.96%[39][40][43] 利润相关数据变化 - 2022年第一季度运营利润5864.2万美元，2021年同期为1590万美元[12] - 2022年第一季度净利润3100.4万美元，2021年同期亏损1033.7万美元[12] - 2022年第一季度基本每股收益0.52美元，2021年同期亏损0.17美元[12] - 2022年第一季度，公司调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为1.22567亿美元，2021年同期为6646.9万美元，同比增长84.40%[39][40][42] - 2022年第一季度，公司税前利润为3686.9万美元，2021年同期为308.3万美元，同比增长1095.88%[42] 资产相关数据变化 - 截至2022年3月31日，总资产9.33877亿美元，2021年末为8.95741亿美元[18] - 截至2022年3月31日，公司总资产为9.33877亿美元，截至2021年12月31日为8.95741亿美元，增长4.26%[41] - 2022年3月31日物业、厂房及设备成本为13.61866亿美元，2021年3月31日为13.11166亿美元；2022年3月31日折旧及减值为7296.59万美元，2021年3月31日为7000.12万美元；2022年3月31日账面价值为6.32207亿美元，2021年3月31日为6.11154亿美元[56] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，按公允价值计量的金融资产分别为5,724千美元和553千美元，金融负债分别为82,162千美元和20,757千美元[71] 负债相关数据变化 - 截至2022年3月31日，总负债9.70083亿美元，2021年末为9.57686亿美元[18] - 2022年3月31日借款总额为6.42503亿美元，2021年12月31日为6.74092亿美元；其中，2024年票据为1.46216亿美元，2021年12月31日为1.7188亿美元；2027年票据为4.93556亿美元，2021年12月31日为4.99893亿美元[61] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，贸易及其他应付款项分别为139,461千美元和129,053千美元[70] 现金流量相关数据变化 - 2022年第一季度经营活动产生的现金流量净额为8973.8万美元，2021年同期为3639.6万美元[22] - 2022年第一季度投资活动使用的现金流量净额为2498.2万美元，2021年同期为2033.2万美元[22] - 2022年第一季度融资活动使用的现金流量净额为5291.1万美元，2021年同期为2974.6万美元[22] - 截至2022年3月31日，现金及现金等价物为1.14139亿美元，2021年末为1.00604亿美元[18][22] - 截至2022年3月31日，公司现金头寸为1.14139亿美元，未承诺信贷额度为1.10313亿美元[34] 成本费用相关数据变化 - 2022年第一季度，商品风险管理合同总损失为7815.3万美元，2021年同期为4729.1万美元，同比增长65.26%[48] - 2022年第一季度，生产和运营成本为8060.3万美元，2021年同期为4295.2万美元，同比增长87.66%[39][40][49] - 2022年第一季度，地质和地球物理费用为274.4万美元，2021年同期为307.5万美元，同比下降10.76%[50] - 2022年第一季度，行政费用为994.6万美元，2021年同期为1133.3万美元，同比下降12.24%[52] - 2022年第一季度，销售费用为199.5万美元，2021年同期为172.3万美元，同比增长15.79%[53] - 2022年第一季度财务费用为1545.2万美元，2021年同期为1597.4万美元；财务收入为31.2万美元，2021年同期为46.3万美元；外汇损失为663.3万美元，2021年同期为外汇收益269.4万美元；总财务结果亏损2177.3万美元，2021年同期亏损1281.7万美元[54] 股本相关数据变化 - 2022年3月31日已发行普通股股本为6万美元，与2021年12月31日持平；已发行普通股数量为6001.619万股，2021年12月31日为6023.8026万股；授权股本为517.1949万美元，与2021年12月31日持平[57] 分红与股份回购相关 - 2022年3月9日，公司董事会宣布每股0.082美元的季度现金分红，并于3月31日支付[58] - 2020年11月4日，公司董事会批准回购最多10%已发行股份（约606.2万股）的计划，该计划于2020年11月5日开始，原定于2021年11月15日到期，后延长至2022年11月10日；2022年第一季度，公司回购23.1836万股普通股，总金额为312.3万美元[59] 债务发行相关 - 2017年9月21日，公司成功发行4.25亿美元票据，票面利率6.50%，债务发行成本为668.3万美元，实际利率6.90%，2024年9月21日到期[61] - 2020年1月17日，公司成功发行3.5亿美元票据，发行价格为面值的99.285%，票面利率5.50%，债务发行成本为500.4万美元，实际利率5.88%，2027年1月17日到期[62] 去杠杆化与票据回购相关 - 2022年3月，公司继续去杠杆化进程，在公开市场回购并注销2311.1万美元的2024年票据；资产负债表日期后，公司继续回购976.5万美元的2024年票据[66] 可用信贷额度相关 - 2022年3月31日，集团可用信贷额度为1.10313亿美元[68] 金融负债公允价值相关 - 公司估计截至2022年3月31日，主要金融负债的公允价值约为其账面价值的98%[74] 工作权益投资相关 - 截至2022年3月31日的三个月内，公司投资13,276,000美元以履行其工作权益承诺[75] 合同申请与变更相关 - 2022年3月10日，公司向哥伦比亚国家碳氢化合物管理局提交退出PUT - 14勘探开发合同并转移未完成承诺的申请[76] 勘探开发合同投资承诺相关 - 2022年3月15日，Llanos 86和Llanos 104区块的勘探开发合同进入第一勘探阶段，投资承诺分别为9,849,000美元和8,752,000美元[77] - 2022年3月25日，公司获得CPO - 4 - 1区块50%非运营工作权益，第一阶段投资承诺为一口勘探井，金额2,922,000美元[77] 权益持有与出售相关 - 因未满足交易条件，公司决定继续持有巴西Manati区块10%权益，交易对价原定为144,400,000巴西雷亚尔（截至2022年3月31日相当于30,478,000美元）[78] - 2022年1月31日，公司完成出售阿根廷Aguada Baguales、El Porvenir和Puesto Touquet区块100%工作权益及经营权的交易，总对价16,000,000美元，4月支付370,000美元营运资金调整，该交易实现收益3,983,000美元[80][81]

能源价格波动 - 2019年1月1日至2022年2月28日，布伦特原油现货价格在每桶19.3美元至101.0美元之间波动，亨利中心天然气平均现货价格在每百万英热单位1.6美元至5.5美元之间波动，美国海湾甲醇现货驳船价格在每公吨260.4美元至657.6美元之间波动[97] - 2020年3月至4月，布伦特原油价格从每桶50多美元跌至每桶16美元[98] - 2021年底，布伦特原油价格涨至每桶78美元[104] - 2020年上半年油价危机，WTI和Brent在2019年12月至2020年3月间下跌超45% [114] - 俄乌冲突及对俄制裁导致全球油气价格波动，未来原油价格走势高度不确定[105][106] 能源市场供应调整 - 2020年4月中旬，OPEC+同意历史性的每日减产970万桶，其他G - 20国家表示将每日减产300万至500万桶[103] 公司收入结构 - 截至2021年12月31日，公司94%的收入来自石油，天然气占收入的6%[106][107] - 2021年，公司在哥伦比亚的油气生产销售给三个客户，占哥伦比亚子公司收入的99%，占合并收入的89% [123] - 智利的石油销售给ENAP，占合并收入的1%；天然气销售给Methanex当地子公司，占合并收入的2% [124] - 巴西Manati油田的所有碳氢化合物销售给Petrobras，占合并收入的3% [125] - 2019 - 2021年，公司与Methanex的天然气供应协议购买承诺分别提高到460000 SCM/d、550000 SCM/d、600000 SCM/d，2021年销售占公司合并收入的2% [186] - 2021年公司在智利的原油和凝析油销售100%面向智利国有石油公司ENAP[266] - 公司在巴西BCAM - 40特许权的运营与巴西国有公司Petrobras签订长期承购合同，覆盖马纳蒂气田100%的净探明天然气储量[266] 公司税务相关 - 公司在哥伦比亚与税务机关达成协议，从2020年8月至2021年7月分12期支付2019年所得税[90] - 截至2019年12月31日，公司为管理哥伦比亚所得税余额的本币波动风险，与当地银行签订了价值8370万美元的衍生金融工具合同；2020和2021年末无此类合同 [128] - 2020年智利和西班牙政府、2021年阿根廷和哥伦比亚政府推出税收改革[263] 疫情对公司的影响 - 新冠疫情对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，且难以预估其最终影响[85][89][90][92] - 公司运营依赖员工对油井、设施的物理访问和对信息技术系统的虚拟访问，疫情相关因素可能影响员工履职，进而影响公司业务[91] 价格下跌对公司的影响 - 石油、天然气和甲醇价格大幅或持续下跌可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[85][93] 公司减值损失情况 - 2021年确认减值损失430万美元，2020年为1.339亿美元[109] - 2021年末Fell Block因探明储量下降确认1760万美元减值损失，Aguada Baguales和El Porvenir Blocks因交易确认1330万美元减值损失转回[110][111] 公司储产比情况 - 截至2021年12月31日，哥伦比亚、智利、阿根廷和巴西净探明储量的储产比为6.4年；若2022年1月1日停止所有钻探和开发活动，上述地区已开发生产的探明储量将在第一年下降24% [121] 公司资本支出情况 - 2021年和2020年公司资本支出分别为1.293亿美元和7530万美元，2020年因油价下跌将资本支出计划调整至6500 - 7500万美元，较先前初步估计约减少60%[137] 公司生产中断情况 - 2021年2月25日至3月11日，因社区抗议，公司暂停普图马约盆地普拉塔尼约油田2400桶/日的产量[141][142] - 2021年5 - 6月，哥伦比亚的抗议活动影响了公司原油运输、钻探及人员、设备和物资的调动，导致公司进行生产缩减[157] - 2021年公司在哥伦比亚的亚诺斯和普图马约盆地的供应链受一系列抗议和示威影响，导致临时减产[276] 公司项目成本情况 - 2021年，哥伦比亚普拉塔尼约区块Alea oeste 1勘探井的钻探和完井成本原估计为540万美元，实际为620万美元[147] 公司管道建设与运输情况 - 公司在哥伦比亚与合作伙伴建设了一条输油管道，2020年将其转换为ODCA管道，2021年该管道是运输Llanos 34油田原油的关键要素[157] - 公司在智利依靠ENAP的道路运输原油，依靠ENAP的天然气管道向Methanex销售天然气，若道路或管道不可用，将对业务产生重大不利影响[160][162] - 公司在巴西的天然气生产通过巴西国家石油公司运营的管道运输，若管道不可用，马纳蒂油田的整体产量将受到负面影响[163] - 公司在阿根廷通过第三方控制的管道运输部分石油和全部天然气，若无法及时获得运输或管道使用权，将对业务造成重大损害[165] 公司土地与社区相关情况 - 公司在智利和阿根廷已就当前业务与土地所有者达成必要协议，在巴西社会动荡可能导致运营延迟或受损[166] - 公司在哥伦比亚与许多土地所有者达成协议，但土地所有者经济期望提高，当地社区要求增加，导致公司面临社会动荡、道路堵塞和与土地所有者冲突等困难[167] - 公司在厄瓜多尔与当地土地所有者和社区处于早期诊断阶段，勘探和作业可能延迟[173] - 哥伦比亚社区抗议和封锁可能影响公司业务，如2021年2月25日Putumayo盆地社区抗议致Platanillo作业受阻[171] - 公司在哥伦比亚的Amerisur 12个油气开发和勘探区块中有9个与原住民领土重叠[250] 公司区块储量与产量分布 - 2021年12月31日，Llanos 34区块含公司79%的净探明储量，产出67%的产量；CPO - 5区块含6%的净探明储量，产出10%的产量；Platanillos区块含2%的净探明储量，产出5%的产量；Llanos 32区块含3%的净探明储量，产出1%的产量；Fell区块含5%的净探明储量，产出6%的产量；BCAM - 40特许权区含3%的净探明储量，产出5%的产量[175] 公司潜在担保负债情况 - 截至2021年12月31日，公司潜在担保负债总额为7490万美元，主要与哥伦比亚、智利和厄瓜多尔部分区块的资本承诺有关[176] 公司客户相关风险 - 公司在智利天然气仅售予Methanex，若其减少或停止购买，将对公司天然气收入产生重大不利影响[186,190] - 公司面临客户信用风险，客户财务问题可能影响公司现金流和经营成果[207] 公司区块运营情况 - 截至2021年12月31日，公司未运营24%、非独家拥有43%的投资组合内区块[192] - 2020年，公司在履行勘探承诺后，向ANP放弃了四个勘探区块[174] - 公司对部分许可区域运营控制能力有限，CPO - 5区块执行进度延迟可能对财务状况和经营成果产生重大不利影响[194] 公司交易相关风险 - 公司收购、战略投资等交易存在整合困难、分散管理层注意力等风险，可能对业务、财务状况和经营成果产生不利影响[196][197][198] 公司未来净收入现值情况 - 2021年12月31日，公司基于前12个月每月首日价格的12个月未加权算术平均值估算已探明储量的未来净收入现值，实际未来净收入受多种因素影响[204] - 计算未来净收入现值时使用的10%折现率可能并非最合适的折现率[205] 公司储量开发情况 - 截至2021年12月31日，公司63%的净已探明储量已开发，未开发储量的开发可能耗时更长、资本支出更高[206] 公司非常规油气资源开发情况 - 公司开发非常规油气资源的能力受资本、技术等多种因素制约，无法保证活动能实现已探明储量或达到预期[208] 公司运营风险情况 - 公司运营面临极端天气等多种风险，可能对勘探和生产运营产生重大不利影响[214] - 公司高度依赖管理和技术团队，人员流失或无法招聘和留住合格人员可能对公司产生重大不利影响[215] - 公司业务可能受网络安全等安全威胁及相关干扰的负面影响[237] - 公司运营面临政治、经济、环境、社会和治理等多方面风险，尤其在南美国家[255] 公司温室气体减排目标情况 - 公司设定目标到2030年底将运营范围1和2的温室气体排放从2019年基线减少50%，并在2050年实现运营范围1和2的温室气体净零排放，但面临诸多风险和不确定性[224] - 实现2030年温室气体减排目标和2050年净零目标依赖稳定监管框架，且需资本支出和资源[225] 公司法律法规与投资者情绪影响 - 环境、健康和安全法律法规复杂多变，遵守成本可能影响公司经营和财务状况[226] - 投资者对化石燃料的情绪变化可能影响公司运营、股价和融资保险渠道[226] 公司债务情况 - 截至2021年12月31日，公司合并基础上的未偿债务为6.741亿美元，主要包括2024年到期的1.719亿美元票据和2027年到期的4.999亿美元票据[232] 公司诉讼负债情况 - 英国诉讼中若法院认定270名社区成员索赔的损害成立，公司可能承担的最高负债达447万英镑（截至2021年12月31日相当于600万美元）[253] 公司保险情况 - 公司于2021年8月加强企业保险套餐，收购了网络安全保险政策[246] 公司水力压裂法与试点项目情况 - 公司可能在智利某些油藏的石油和天然气生产中使用水力压裂法，哥伦比亚国家石油局（ANH）的非传统试点项目预计2023年开始钻探[231] 公司合同风险情况 - 公司各类合同有到期和提前终止风险，如哥伦比亚E&P合同、智利CEOPs、巴西特许权协议等[176,178,179,180,181,182,183,184] 公司客户停产影响情况 - 2020年7月，Methanex工厂因技术故障停产10天，影响公司天然气生产和销售[188,189] 哥伦比亚和平协议情况 - 2016年哥伦比亚政府与哥伦比亚革命武装力量（FARC）签署和平协议[272]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司营收增长90%至近7亿美元，全年净利润达6100万美元 [8] - 2021年公司通过提高资本和运营成本效率，将结构性成本降低了16%，1.29亿美元的资本支出产生了2.3倍的EBITDA [8] - 2021年公司偿还了超1亿美元债务，净债务与EBITDA比率降至2倍以下，目标是在今年达到1 - 1.5倍 [9] - 2022年公司计划支出1.6 - 1.8亿美元钻40 - 48口井，预计产生超2亿美元自由现金流，自由现金流收益率为25% - 30% [9][10] - 2021年公司哥伦比亚业务运营成本一季度为740万美元，二季度为730万美元，三季度降至500万美元，四季度升至近800万美元，全年平均略低于700万美元，公司预计2022年运营成本总体增长5% - 10%，从每桶油当量8美元涨至8.5 - 9美元 [33][34] - 油价60美元/桶时，公司每桶油特许权使用费约为8 - 10美元，占价格的13% - 17%；油价100美元/桶时，特许权使用费约为19 - 21美元，占价格的20% [35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年公司钻探32口井，扩大了Tigui和Jacana油田 [8] - CPO - 5区块收购时产量约为毛产量8000桶/天（净产量2400桶/天），目前毛产量约为17000桶/天（净产量约5000桶/天），预计年底产量增长20% - 40% [17][18] - 目前公司在哥伦比亚的产量超34000桶/天，较去年底增长3% - 5% [22] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划继续执行现有战略，目标是成为拉丁美洲领先的独立石油公司，强调专注拉丁美洲市场，成为成本最低、最安全的运营商，生产最清洁的碳氢化合物，持续为股东和利益相关者提供稳定的自由现金流和价值 [15][16] - 公司在勘探井策略上，每个勘探地点有多个钻井位置，若勘探成功可立即与合作伙伴协商钻探评估井 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去几年公司面临全球疫情、哥伦比亚和拉丁美洲的动荡等挑战，但团队成功应对并完成了历史上最大的收购和大规模的土地扩张 [7][8] - 2022年及未来几年公司有最具雄心的工作计划，当前油价上涨带来顺风，公司有充足现金流支持各项业务发展 [16] 其他重要信息 - 公司首席执行官James Park将过渡为董事会副主席，首席财务官Andrés Ocampo将成为新的首席执行官，商业总监Veronica Davila将担任首席财务官 [4][7] - 公司的电气化项目完成51%，太阳能发电厂完成80%，这两个项目是去年11月宣布的计划的关键组成部分，有助于公司降低碳排放 [11] - 巴西的资产剥离交易尚未完成，需在月底前满足所有先决条件，若交易未完成，该油田表现良好，将为公司带来更多产量和现金流 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在过渡阶段及未来的机会、增长、现金流平衡和业务重点方面的规划，以及CPO - 5区块年底的产量预期 - 公司将继续执行现有战略，目标是成为拉丁美洲领先的独立石油公司，强调连续性，2022年及未来有雄心勃勃的工作计划，当前油价上涨带来充足现金流 [15][16] - CPO - 5区块目前产量良好，预计年底产量增长20% - 40%，完成Indico 5井钻探后将开展勘探井工作 [17][18] 问题2: 公司目前在哥伦比亚的整体产量、勘探井的调度安排、厄瓜多尔的发展计划及油井产量预期 - 目前公司在哥伦比亚的产量超34000桶/天，较去年底增长3% - 5%，CPO - 5、Urak和Flamenco等区块有更多勘探井待钻，各区块有不同的钻井计划 [22][24] - 在厄瓜多尔，Jandaya井钻探成功，Tui井正在完井，Perico区块正与合作伙伴讨论加速活动，Espejo区块已开始地震勘探，计划下半年开始钻井 [24][25] 问题3: CPO - 5区块是否只有一个独立勘探前景 - CPO - 5区块已与合作伙伴确定了十个独立的勘探位置，今年将用一台钻机钻七到八口井，下半年还有一台钻机加入，后续还有多个勘探前景，若有新发现可能会调整钻井计划 [27][28][29] 问题4: 公司运营成本、特许权使用费和股票回购增加的原因及2022年的预期 - 四季度运营成本增加是由于Platanillo的库存增加，公司预计2022年运营成本总体增长5% - 10%，从每桶油当量8美元涨至8.5 - 9美元 [33][34] - 特许权使用费随油价上涨而增加，油价60美元/桶时，每桶油特许权使用费约为8 - 10美元，占价格的13% - 17%；油价100美元/桶时，特许权使用费约为19 - 21美元，占价格的20% [35] 问题5: 公司是否考虑修改套期保值策略，假设油价稳定，套期保值策略预计会产生多少损失 - 公司坚持长期套期保值策略，会持续监控并调整，目前已对未来12个月进行了充分套期保值，预计今年二季度可能会有更多损失，三季度减少，四季度和明年上半年套期保值上限高于当前布伦特曲线显示的价格 [36][37] 问题6: 巴西资产剥离的最新情况，以及假设油价保持高位，公司对多余现金的分配优先级 - 巴西资产剥离交易尚未完成，需在月底前满足所有先决条件，若交易未完成，该油田表现良好，将为公司带来更多产量和现金流 [38] - 多余现金的首要优先级是为有机业务组合的潜在加速提供资金，其次是减少债务和增加股东价值回报，公司预计若油价保持高位，有足够现金全额赎回2024年债券，多余现金用于一般公司用途 [39][40] 问题7: 公司对2024年可赎回债券余额的计划 - 若油价保持当前水平或略低，公司有信心在年内全额赎回2024年债券 [41]

财务数据关键指标变化 - 2021年公司营收6.88543亿美元，2020年为3.93692亿美元，2019年为6.28907亿美元[23] - 2021年公司运营利润为1.85809亿美元，2020年运营亏损1.10663亿美元，2019年运营利润为2.10675亿美元[23] - 2021年公司年度利润为6112.7万美元，2020年亏损2.3295亿美元，2019年利润为5775.7万美元[23] - 2021年基本每股收益为1.00美元，2020年每股亏损3.84美元，2019年基本每股收益为0.96美元[23] - 2021年综合收益总额为5968.9万美元，2020年综合亏损2.46003亿美元，2019年综合收益为6086.3万美元[25] - 2021年末公司非流动资产总额为6.63164亿美元，2020年末为6.68659亿美元[27] - 2021年末公司流动资产总额为2.32577亿美元，2020年末为2.91607亿美元[27] - 2021年末公司负债总额为9.57686亿美元，2020年末为10.69456亿美元[27] - 2021年末公司权益总额为 - 6194.5万美元，2020年末为 - 1.0919亿美元[27] - 2019 - 2021年公司净利润分别为57,757千美元、-232,950千美元、61,127千美元[28][30] - 2019 - 2021年经营活动现金流量净额分别为235,429千美元、168,699千美元、216,777千美元[30] - 2019 - 2021年投资活动现金流量净额分别为-119,250千美元、-347,633千美元、-126,558千美元[30] - 2019 - 2021年融资活动现金流量净额分别为-132,460千美元、271,145千美元、-190,442千美元[30] - 2019 - 2021年末现金及现金等价物分别为111,180千美元、201,907千美元、100,604千美元[30] - 2019 - 2021年公司股份回购金额分别为71,272千美元、4,009千美元、11,841千美元[28][30] - 2019 - 2021年公司现金分配金额分别为2,444千美元、4,859千美元、7,224千美元[28][30] - 2019年末，集团一般借款适用的加权平均利率为6.90%[64] - 2019年资本化借款成本为36.7万美元，2020年为零[64] - 2021年，不成功勘探工作注销费用为1226.2万美元，2020年为5265.2万美元，2019年为1829万美元[68] - 2021年，净减值损失为433.4万美元，2020年为1.33864亿美元，2019年为755.9万美元[81] - 2021年哥伦比亚比索、智利比索和阿根廷比索兑美元分别贬值16%、19%和22%，巴西雷亚尔兑美元贬值7%[129][132] - 若哥伦比亚比索、智利比索和阿根廷比索兑美元再贬值10%，2021年税后利润将增加907万美元；若巴西雷亚尔兑美元再贬值10%，2021年税后利润将减少78万美元[130][132] - 若石油和甲醇价格较当年实际价格下跌10%，2021年税后利润将减少1789.9万美元[141] - 2021年末公司现金余额为1.00604亿美元，97%的总债务在2024年或2027年到期[152] - 2021年和2020年净债务分别为573,488千美元和582,679千美元，总权益分别为 - 61,945千美元和 - 109,190千美元，总资本分别为511,543千美元和473,489千美元，资产负债率分别为112%和123%[166] - 2021 - 2019年资产弃置义务增减额分别为 - 651千美元、 - 1,812千美元和13,299千美元，其他长期负债准备金增减额分别为 - 443千美元、 - 1,051千美元和1,867千美元，物业、厂房及设备采购额2019年为 - 733千美元[166] - 2021 - 2019年存货增减额分别为1,241千美元、1,220千美元和 - 1,675千美元，贸易应收款增减额分别为 - 23,290千美元、3,190千美元和 - 27,839千美元，预付款项及其他应收款等增减额分别为 - 13,817千美元、38,742千美元和 - 27,547千美元，贸易及其他应付款增减额分别为26,515千美元、 - 48,392千美元和11,964千美元[166] - 2019年初借款为447,002千美元，2019年末借款为437,419千美元，租赁负债为13,243千美元；2020年末借款为784,586千美元，租赁负债为22,347千美元；2021年末借款为674,092千美元，租赁负债为20,744千美元[177] - 2021年公司总利润（亏损）税前为128,398千美元，2020年为亏损185,087千美元，2019年为169,519千美元[187] - 2021年约93%的资本支出由哥伦比亚承担，2020年为82%，2019年为61%[186] - 2021年公司商品风险管理合同实现亏损109,654千美元，2020年实现收益21,059千美元，2019年实现收益3,888千美元[180][184] - 2021年公司生产和运营成本为212,790千美元，2020年为125,072千美元，2019年为168,964千美元[180][184] - 2021年公司折旧费用为88,969千美元，2020年为118,073千美元，2019年为105,532千美元[180][184][187] - 2021年商品风险管理合同实现损失109654美元，未实现收益463美元，总计损失109191美元；2020年实现收益21059美元，未实现损失12978美元，总计收益8081美元；2019年实现收益3888美元，未实现损失26411美元，总计损失22523美元[194] - 2021年生产和运营成本为212790000美元，2020年为125072000美元，2019年为168964000美元[195] - 2021年折旧总计81139000美元，2020年为108971000美元，2019年为102884000美元[196] - 2021年末员工数量为463人，2020年末为437人，2019年末为439人[197] - 2021年员工成本和董事薪酬总计58573000美元，2020年为65588000美元，2019年为68196000美元[197] - 2021年地质和地球物理费用为7891000美元，2020年为14951000美元，2019年为18593000美元[201] - 2021年行政费用为46828000美元，2020年为50315000美元，2019年为60818000美元[202] - 2021年销售费用为8730000美元，2020年为5844000美元，2019年为14113000美元[203] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年公司总营收为688,543千美元，其中原油销售647,559千美元，天然气销售40,984千美元[180] 财务报表编制基础 - 公司财务报表按国际财务报告准则（IFRS）编制，以历史成本为基础[36] 集团功能货币及经营安排 - 集团子公司在哥伦比亚、智利、阿根廷和厄瓜多尔的功能货币为美元，巴西子公司的功能货币为巴西雷亚尔[50] - 集团对联合安排的投资被确定为联合经营[53] 集团销售价格机制 - 集团销售原油的价格与美元计价的国际原油基准挂钩，天然气销售价格基于长期供气合同[60] 集团租赁情况 - 集团租赁的办公室、设施、机器和设备的租赁期限通常为1至7年[83] - 公司对短期租赁（租赁期12个月及以内且无购买选择权）和低价值资产租赁采用豁免确认，相关租赁付款按直线法确认为费用[86] 存货计量方法 - 存货包括原油和材料，原油按成本与可变现净值孰低计量，材料按成本与可收回金额孰低计量，成本采用先进先出法计算[88] 税项费用计算方法 - 当年税项费用包括当期和递延所得税，当期所得税按子公司所在国家已颁布或实质颁布的税法计算，递延所得税采用负债法确认[89][90][91] 持有待售资产计量 - 非流动资产或处置组若主要通过出售交易收回账面价值且出售可能性高，则分类为持有待售，按账面价值与公允价值减出售成本孰低计量[95] 金融资产分类 - 金融资产分为摊余成本、以公允价值计量且其变动计入当期损益和以公允价值计量且其变动计入其他综合收益三类，公司所有金融资产均分类为摊余成本[99][103] 债务工具预期信用损失评估 - 公司对债务工具的预期信用损失进行前瞻性评估，对于贸易应收款采用IFRS 9允许的简化方法[105] 现金及现金等价物定义 - 现金及现金等价物包括库存现金、银行活期存款、原到期日三个月及以内的短期高流动性投资和银行透支（如有）[106] 贸易应付款计量 - 贸易应付款初始按公允价值确认，后续按实际利率法以摊余成本计量[108] 衍生金融工具计量 - 衍生金融工具按公允价值计量，符合现金流量套期会计条件的，有效部分变动计入权益中的其他储备，无效部分变动立即计入综合收益表[109][111] 股份支付计划计量 - 公司运营多项以权益结算的股份支付计划，股份支付交易按IFRS 2计量，股票期权公允价值按几何布朗运动法计算[120][121] 公司债务发行及收购情况 - 2020年1月公司成功发行3.5亿美元票据，票面利率5.50%，2027年1月17日到期[154] - 2021年4月公司成功要约收购2.55亿美元2024年票据，资金来自手头现金和重新发行的1.5亿美元2027年票据[156] 子公司贷款及预付协议情况 - 2021年5 - 7月哥伦比亚子公司分别与银行签订贷款协议，金额分别为938.8万美元和997.3万美元，并提前还清[157][158] - 2021年10月哥伦比亚子公司与银行签订贷款协议，可获得最高2000万美元贷款；与壳牌签订预付协议，可获得最高1500万美元预付未来石油销售款[159][160] 公司资本管理目标及监控指标 - 公司管理资本目标是保障持续经营能力、为股东提供回报、维持最优资本结构以降低资本成本[163] - 公司按净债务与总资本之比计算的资产负债率来监控资本，正常市场条件下目标是将资产负债率保持在60% - 80%，2020年以来年末资产负债率高于该范围[164][165] 公司会计核算及评估方法 - 公司采用成果法会计核算，对勘探与评价资产是否继续结转进行季度评估[171] - 油气资产主要按产量单位法折旧，折旧计算受可采储量和未来资本支出估计影响[171] - 公司对井的弃置义务确认需进行大量估计和判断，报告日准备金是未来弃置成本现值的最佳估计[171][172] 公司经营分部报告及业绩评估方式 - 公司经营分部按向首席运营决策官的内部报告方式报告，首席运营决策官通过调整后息税折旧摊销前利润评估经营分部业绩[178][179] 公司调整后息税折旧摊销前利润 - 2021年公司调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为300,800千美元[180] 公司员工数量情况 - 2021年公司员工平均数量为476人，年末数量为463人[180] 公司油价风险管理方式 - 公司通过衍生金融工具管理油价风险，衍生品为零溢价领口、固定价格或零溢价三方期权[191] 公司套期保值情况 - 2021 - 2022年各时间段ICE BRENT和VASCONIA的套期保值产量从6000桶/日到25500桶/日不等，加权平均价格看跌期权从35美元/桶到65美元/桶，看涨期权从43.01美元/桶到86.38美元/桶[192] - 2021 - 2023年各时间段ICE BRENT套期保值产量多为1500桶/日，价格看跌期权多为60美元/桶或65美元/桶、70美元/桶，看涨期权从90.5美元/桶到109.5美元/桶[194] 公司运营部门变动情况 - 截至合并财务报表日期，由于从莫罗纳区块退出，秘鲁不再是运营部门[185] 公司财产、厂房和设备情况 - 2021年末公司财产、厂房和设备账面价值为6.14亿美元，当年折旧费用为8110万美元[12] 集团现金头寸及债务到期情况 - 集团现金头寸为1.00604亿美元[45] - 截至2021年12月31日，集团总负债的97%将于2024年或2027年到期[45] 受可变利率影响的

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产量较上一季度有所增加，低盈亏平衡产量增长带来强劲自由现金流 [7] - 收入同比翻倍，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）增长54%，净利润达3700万美元，每股收益0.61美元 [7] - 每投资1美元资本支出可产生2.80美元调整后EBITDA [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年投资计划为1.6亿 - 1.8亿美元，目标是钻探40 - 48口井，其中25 - 28口为开发井，15 - 20口为勘探井 [10] - 预计2022年生产资产剥离后产量增长5% - 10%，不包括勘探井潜在产量 [11] - 2022年生产指导为平均每天35500 - 37500桶石油，产量增长5% - 10%（不包括阿根廷和巴西产量及勘探潜在产量） [28] - 产量分布为Llanos 34区块占70% - 75%，CPO - 5区块占10% - 15%，Putumayo区块占5% - 10% [28] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 剥离阿根廷经济边缘和高碳资产，预计年底完成；巴西资产剥离正在进行，预计2022年上半年完成 [8] - 专注于SPEED（ESG +），制定具体路线图和时间表以减少温室气体排放，未来3年将范围1和2的排放量减少35% - 40%，2025 - 2030年减少40% - 60%，2050年或更早实现净零排放 [8][9] - 通过积极的股息和股票回购计划为股东带来实际价值 [9] - 2022年将产生大量自由现金流，用于股东回报、加强资产负债表、减排计划、收购新项目、扩大高回报生产基地和开展勘探活动 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司生产和工作计划具有较强的抗风险能力，在油价低至60美元的环境下仍能全面执行计划，低于60美元可能会延迟部分勘探活动，但生产和开发将继续维持 [23] - 勘探活动主要是为未来3 - 5年带来生产机会，而非2022年直接增加产量 [40] 其他重要信息 - 公司股票被纳入标准普尔全球BMI指数和4个子指数，扩大了投资者基础 [9] - 约70%的资本支出以美元计价，预计明年面临1% - 2%的通胀压力，公司正尝试签订长期合同以应对 [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年是否考虑并购以及2024年票据的负债管理策略 - 2022年自由现金流优先用于储备开发、勘探活动，其次是债务削减、去杠杆和股东价值回报；并购是业务模式一部分，但2022年优先考虑用多余现金去杠杆和回报股东 [16][18] - 2024年票据9月起可随时全部或部分偿还 [19] 问题2: 2022年15 - 20口勘探井的积极影响及不同油价对生产指导的影响 - 2022年勘探项目大多为短周期，发现后可在1 - 2个月内投产 [22] - 生产和工作计划抗风险能力强，油价在50 - 80美元区间内生产曲线基本相同；油价高于预期且有新发现时，可增加开发资本支出 [23][24] 问题3: 2022年全年生产指导的主要组成部分以及资本支出变化原因 - 2022年生产指导为平均每天35500 - 37500桶石油，Llanos 34区块贡献70% - 75%，CPO - 5区块贡献10% - 15%，Putumayo区块贡献5% - 10% [28] - 资本支出增加主要是因为勘探井比重增加且成本较高，以及CPO区域井的套管阶段不同；约70%资本支出面临1% - 2%通胀压力 [29][30] - 哥伦比亚1.45亿 - 1.65亿美元资本支出不包括Putumayo的3 - 4口井 [31] 问题4: 出售阿根廷资产所得款项的用途 - 出售阿根廷资产所得款项将与公司其他现金流入合并，按相同优先顺序使用 [33] 问题5: 2022年健康现金流的主要用途以及是否会加速股票回购计划 - 现金主要用于开发和勘探活动，有新发现时用于开发资本；多余自由现金流用于债务削减和股东价值回报（股票回购和股息） [35] - 若现金流和工作计划按预算进行，第一季度后可能加速股票回购 [36] 问题6: 7000万 - 8000万美元勘探资本支出的预期回报、额外产量以及最乐观和不确定性高的前景 - 通常不将勘探产量纳入指导，勘探活动主要为未来3 - 5年带来生产机会 [40] - 2022年勘探项目目标是约20%的勘探组合，对应1.5亿 - 2亿桶勘探潜在资源，净工作权益约7000万 - 8000万桶未风险化平均资源 [41] 问题7: 2022年的套期保值策略 - 每年尝试确保下一年40% - 50%的产量，上半年约有地板价55 - 58美元/桶的套期保值，下半年比例较低但地板价约60美元 [43] - 未来3 - 6个月将完成2022年套期保值计划，目标是确保地板价并争取最高上限 [44] 问题8: 2022年是否有特别重要的勘探井以及第三季度未加大股票回购的原因 - 难以指出特别重要的勘探井，公司对所有勘探项目都很期待，CPO - 5北部和Llanos 87包含团队长期想测试的概念 [50][52] - 今年第三季度股票回购400万美元，前6个月为200万美元，第四季度执行速度与第三季度相当 [47] - 债券契约对股东回报活动有限制，因2020年减值导致相关篮子减少，随着盈利恢复，预计明年第一季度后股东价值回报自由度增加 [48][49] 问题9: 阿根廷资产剥离是否需缴税 - 需缴纳约50万 - 70万美元的小额税款 [54]