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]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度运营净收益7400万美元，超资本支出两倍多 [11] - 第二季度减少总债务1.05亿美元，延长债务期限超2年，年利息成本降低900万美元，资产负债表现金达8500万美元 [11] - 2021年上半年套期保值产生大量已实现损失，下半年若布伦特原油价格维持在65 - 70美元/桶，预计产生2000 - 2500万美元额外现金损失 [53] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年下半年总石油当量产量预计达3.9 - 4.2万桶/日，年底产量预计达4 - 4.3万桶/日，其中约85%来自哥伦比亚业务 [27] - 目前CPO - 5区块日产量约1.3万桶，2021年第四季度将钻第一口开发井Indico 4，后续将钻1 - 2口探井，2022年活动将持续增加并稳定在2台钻机作业 [58][59] - 目前公司产量约3.9万桶油当量/日，产量增长来自Llanos 34区块3台钻机持续作业、Platanillo区块2口井钻探以及CPO - 5区块Indico 4井钻探 [67] 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 - 公司注重运营表现，具备勘探、生产、社区与环保兼容、资产收购四项关键技能，打造低成本资产基础，实现业务增长和股东回报 [10] - 推进SPEED倡议，目标是生产最清洁、友好的碳氢化合物，同时应对新冠疫情影响 [12] - 2021年下半年有6台钻机作业，计划再钻20 - 23口井，目标将产量提升至3.9 - 4.2万桶/日，并启动连接哥伦比亚国家电网项目 [14][15] - 开展年度资本分配工作，为2022年制定工作计划和预算，选择能增加股东价值的项目，同时确定回馈股东和去杠杆的资金分配 [16] - 公司有机业务聚焦哥伦比亚，但不排除在其他国家获取优质资产的可能，2022年将开展大量钻探工作 [30][33] - 持续执行股票回购和现金分红，董事会批准将季度股息翻倍 [11][18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司感谢员工和股东支持，认为员工努力和股东支持是公司成功的关键驱动力 [6][7] - 公司认为所处能源行业竞争激烈且面临转型，但也带来无限新机遇 [9] - 公司团队有能力在任何油价环境下实现业绩，技术专长使公司具备强大现金生成能力，能应对行业波动 [10][11] - 公司对2021年下半年业务发展持积极态度，各项业务正向前推进，有信心实现产量增长目标 [14][15] - 公司对在厄瓜多尔的业务发展感到鼓舞，预计相关项目将按计划推进 [46] 其他重要信息 - 公司近期被评为2021年拉丁美洲最受尊敬的公司之一，国际金融界认可其团队的危机管理和ESG披露工作 [13] - 公司正在对阿根廷资产进行处置，进展顺利，预计年底前有结果 [23] - 公司正在评估智利资产的战略替代方案，因其上行空间有限，可能不会作为长期资产保留 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年下半年产量如何恢复，以及如何看待2021年生产对2022年的影响；公司对智利区块的计划 - 2021年下半年总石油当量产量预计达3.9 - 4.2万桶/日，年底产量预计达4 - 4.3万桶/日，约85%来自哥伦比亚业务，增长源于现有作业活动 [27] - 公司正在对阿根廷资产进行处置，进展顺利，预计年底前有结果；正在评估智利资产战略替代方案，因其上行空间有限，可能不作为长期资产保留 [23][25] 问题2: 公司对拉丁美洲其他地区的战略思考，以及对无机资产组合的看法；公司的最优杠杆水平 - 公司从地下资产质量和上行潜力角度看待资产，不局限于地理位置，目前有机业务聚焦哥伦比亚，但不排除在其他国家获取优质资产的可能 [30][31] - 公司优先用自有现金流为资本支出提供资金，其次是债务削减和股东价值回报；目前总债务分为2024年到期部分和2027年到期的5亿美元债券，预计净债务与EBITDA比率低于1倍是舒适区间 [35][36][38] 问题3: 哥伦比亚运营成本是否为新的运行率，是否会下降；本季度正向营运资金变动对现金流的积极影响是否会在下个季度逆转；何时开始在厄瓜多尔钻探 - 哥伦比亚全年运营成本综合来看约为7 - 7.5美元/桶，团队正在采取措施降低成本 [42][43] - 本季度营运资金改善是因哥伦比亚业务中断时采取的收款措施，随着业务正常化，未来几个月将恢复正常 [44] - 厄瓜多尔Espejo和Perico区块环境研究预计11月获批，预计今年底或明年一季度开展地震数据采集，明年一季度开始钻探第一口井 [46] 问题4: 下半年套期保值策略的预期，是否计划修改套期保值价格；CPO - 5区块的钻探计划、资本分配以及与运营商的关系 - 上半年套期保值已记录最大损失，下半年若布伦特原油价格维持在65 - 70美元/桶，预计产生2000 - 2500万美元额外现金损失；公司仍目标将约40% - 50%的产量进行套期保值，会根据市场情况逐步实施 [53][56] - 2021年第四季度将在CPO - 5区块钻第一口开发井Indico 4，后续将钻1 - 2口探井，2022年活动将持续增加并稳定在2台钻机作业；截至目前已投入500万美元，年底预计投入1000 - 1500万美元；与运营商关系良好，共同应对困难并寻求加速工作计划的方案 [58][59][60][61] 问题5: 目前产量水平以及实现下半年产量目标的里程碑 - 目前产量约3.9万桶油当量/日，产量增长来自Llanos 34区块3台钻机持续作业、Platanillo区块2口井钻探以及CPO - 5区块Indico 4井钻探 [67] 问题6: 巴西资产出售所得款项的用途 - 预计巴西资产出售交易年底前完成，所得款项约2500 - 2800万美元，将纳入现金流，按正常资本分配优先级使用，即先用于资产和基础工作项目，再用于债务削减和股东价值回报 [70]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度息税折旧摊销前利润（EBITDA）为6600万美元，支付现金税2100万美元（其中1000万美元是去年递延税款），运营资金需求为800万美元，运营现金流约为3600万美元 [23] - 第一季度资本支出（CapEx）为2000万美元，约占全年计划的15% [23] - 已成功减少债务1.05亿美元，降低了利息成本，并为后续进一步去杠杆奠定基础 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 勘探与开发业务：计划将工作项目扩大至1.3 - 1.5亿美元，进行更多勘探和开发工作，包括钻探37 - 42口井、开展更多地震勘探以及设施和基础设施建设 [6] - 生产业务：在CPO - 5区块，Indico - 2井日产6200桶轻质原油，该资产每桶运营成本低于2美元 [37] 各个市场数据和关键指标变化 无相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略：继续推进SPEED计划，目标是生产最清洁、友好的碳氢化合物；利用低成本资产产生的现金流开展三项关键举措，即加强投资计划、改善资产负债表和回馈股东 [6][7][10] - 行业竞争：公司是保守的选择性买家，在过去几年扩大和丰富了有机投资组合，未来任何并购机会需极具吸引力才能与现有有机投资组合竞争资本 [41][42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年公司业务各方面进展顺利，有6台钻机正在作业，更多钻机即将投入使用，团队全力投入生产和销售，以抓住未来机遇 [11] - 对CPO - 5区块的未来发展感到鼓舞，该区块是公司的增长引擎，有多个潜在勘探目标和开发机会 [37] 其他重要信息 - 公司在拉丁美洲10个已探明油气盆地拥有700万英亩土地，其中在主要的Llanos盆地重点区域拥有140万英亩 [6] - 公司在Llanos 34区块引入第三台钻机，预计全年钻探3 - 4口勘探井，包括Llanos 34和CPO - 5区块 [16] - 预计全年现金税支出为6000 - 6500万美元，其中第一季度支付2100万美元，第二季度预计支付4500万美元，第三季度可能支付200 - 300万美元 [18][39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：请介绍2021年底前勘探计划的顺序 - 公司已将第三台钻机引入Llanos 34，预计全年钻探3 - 4口勘探井，包括Llanos 34和CPO - 5区块，但具体时间和顺序可能会因许可、土地可用性等因素而变化 [16] 问题2：目前油价接近70美元/桶，何时会增加2021年的钻探计划 - 目前公司维持全年约1.5亿美元的资本支出计划，可能在下半年决定是否增加 [17] 问题3：第一季度在哥伦比亚有4000万美元的现金税支付，是否是全年预计支付金额 - 第一季度支付2100万美元现金税，包括1000万美元去年递延税款；预计第二季度支付4500万美元，其中1000万美元是去年税款；第三季度可能支付200 - 300万美元；全年预计支付6000 - 6500万美元 [18][39] 问题4：请确认CPO - 5区块计划钻探的井数及开始时间 - 计划在CPO - 5区块钻探4 - 6口井，包括2口开发井和3 - 4口勘探井，预计8 - 9月开始钻探 [23] 问题5：请说明从EBITDA到运营现金流的现金转换情况以及公司的运营资金需求 - 第一季度EBITDA为6600万美元，支付现金税2100万美元，运营资金需求为800万美元，运营现金流约为3600万美元；运营资金需求与业务活动水平相关，随着资本支出增加，运营资金融资需求也会上升，但仍属正常业务范围 [23] 问题6：目前到年底的额外运营资金需求预期是多少 - 运营资金需求与业务活动水平相关，随着资本支出增加，可能会有更多供应商融资，但如果油价继续上涨，应收账款也会增加，预计不会有重大异常成本 [25] 问题7：Batara井的勘探结果如何 - 目前尚未有Batara井的结果，钻探工作仍在进行中，预计未来几周会有结果 [31] 问题8：哥伦比亚Llanos 34区块第一季度每桶运营成本（OpEx）上涨至7美元，下半年如何发展 - 第一季度由于井服务增多导致OpEx上涨，后续季度应会恢复至每桶6 - 6.5美元 [33] 问题9：CPO - 5区块的3 - 4口勘探井数量是否会因3D结果解读而增加 - CPO - 5区块是公司的增长引擎，已与合作伙伴确定了10多个勘探位置，且地震勘探区域仍有潜力；下半年开始作业的钻机有多年计划，有望继续开发和勘探该区块 [37] 问题10：并购市场有哪些有趣的机会 - 公司是保守的选择性买家，过去几年扩大了有机投资组合，未来任何并购机会需极具吸引力才能与现有有机投资组合竞争资本 [41][42] 问题11：智利的绿色氢气项目是否有可能涉及公司供应天然气 - 该项目与公司运营无关，公司未考虑该想法 [43]

收入来源构成 - 公司91%的2020年收入来自石油[105] - 2020年天然气收入占比为9%[105] - 智利天然气销售占合并营收4%（原油销售占1%）[118] - 智利天然气销售收入占公司2020年总营收4%[183] 大宗商品价格波动 - 2019-2020年布伦特原油价格波动范围为每桶19.3美元至74.6美元[96] - 2019-2020年Henry Hub天然气现货均价波动范围为每mmbtu 1.6美元至3.1美元[96] - 2019-2020年美国海湾甲醇驳船现货价格波动范围为每公吨260.4美元至440.6美元[96] - 2020年4月布伦特原油价格跌至每桶16美元[97] - 2020年3月初布伦特原油价格超过每桶50美元[97] 减产协议与市场干预 - OPEC+在2020年4月达成历史性970万桶/日减产协议[101] - G20国家2020年减产300-500万桶/日[101] 资产减值损失 - 2020年公司确认减值损失1.339亿美元（2019年为760万美元）[107] - Fell区块因原油价格下跌导致商业可行性降低确认减值损失8200万美元[107] - 巴西REC-T-128区块因公允价值低于成本确认减值损失170万美元[107] - 阿根廷Aguada Baguales和El Porvenir区块因原油价格下跌确认减值损失1620万美元[107] - 秘鲁Morona区块退出决策导致减值损失3400万美元[108] 资本支出变动 - 2020年资本支出为7500万美元（2019年为1.26亿美元）[130] - 2020年资本支出较初步预估削减60%（原计划包含Amerisur资产为1.8-2亿美元）[130] 客户集中度风险 - 哥伦比亚子公司营收的98%集中于三大客户（占合并营收83%）[117] - 公司2020年在智利的原油和凝析油销售100%依赖智利国有石油公司ENAP[248] - 巴西Manati油田的100%净探明天然气储量由巴西国有公司Petrobras长期承购合同覆盖[248] - 智利天然气独家客户Methanex日采购承诺量提升至55万标准立方米[183] 运营依赖与基础设施风险 - 哥伦比亚原油运输依赖卡车物流，Llanos 34区块建设Jacana-ODL流线降低运输成本和碳排放[148] - 巴西Manati油田天然气产量依赖Petrobras运营的管道，中断将直接影响生产水平[153] - 智利Fell区块原油全部由ENAP收购，依赖公路运输至Gregorio炼油厂[151] - 厄瓜多尔生产依赖现有管道系统，未来产能可能受限[155] - 阿根廷部分原油通过第三方卡车运输，路况恶化可能影响运营[156] - 海上钻井成本更高且技术风险更大，部分近海发现可能无法经济开采[159] - 巴西Camamu-Almada盆地浅海钻井活动由Petrobras运营至撤资完成[157] 储量与产量分布 - 哥伦比亚Llanos 34区块占公司净探明储量79%并贡献产量69%[170] - 哥伦比亚CPO-5区块占净探明储量6%且产量占比6%[170][171] - 智利Fell区块占净探明储量6%且产量占比8%[171][172] - 巴西BCAM-40特许权占净探明储量2%且产量占比3%[172] - 哥伦比亚Llanos 32区块占净探明储量3%但产量仅占1%[171] - 截至2020年12月31日，公司53%的净证实储量已开发[202] - 证实未开发储量开发可能比预期耗时更长且资本支出更高[202] 合作伙伴与权益结构 - 公司非运营商区块占比20%且非全资区块占比48%[188] - 公司持有Manati油田10%权益，可能承担相应比例的环境罚款（Petrobras被罚总额约1200万美元）[158] 税务与申报延期 - 公司已申请哥伦比亚、巴西、阿根廷、秘鲁和西班牙的税务申报延期[104] - 智利、哥伦比亚等国税收改革可能增加税务负担[245] 外汇与衍生品风险 - 公司曾持有8370万美元外汇衍生品对冲哥伦比亚所得税风险（2019年末）[122] - 汇率波动和通胀可能影响经营成本[243] 法律与监管风险 - 哥伦比亚最高法院2018年裁决可能间接影响Putumayo区块运营[211] - 环境合规问题可能导致许可撤销或运营终止[212] - 英国诉讼潜在负债达447万英镑（2020年底相当于610万美元）[238] - 公司9个区块与土著领地重叠，占Amerisur在哥伦比亚12个区块的75%[235] - 哥伦比亚PUT-12区块面临社区反对和禁令限制[236] - 土著社区协商进程可能延长项目周期并增加成本[235] - 百慕大法律下美国联邦证券法无域外效力，不构成直接起诉依据[275] - 百慕大法院不执行具有惩罚性或违反公共政策的美国证券法[278] - 美国证券法部分救济措施因违反百慕大公共政策无法在当地执行[278] 运营中断事件 - 哥伦比亚Putumayo盆地社区抗议导致Platanillo油田停产，产量损失2400桶/日（2021年3月4日至11日）[133] - 智利Methanex工厂曾因技术故障导致天然气销售中断20天[186] 项目执行与成本控制 - 巴西REC-T-128区块探井Praia dos Castelhanos 1实际成本超支40%（原预算200万美元，实际成本280万美元）[138] - 公司未运营的CPO-5区块开发延迟可能对财务状况产生重大不利影响[190] 环境与社会责任风险 - 拉美运营区域存在生物多样性管理成本不确定性[234] - 哥伦比亚区块担保责任潜在负债总额达5950万美元[174] 财务结构与股东回报 - 截至2020年12月31日累计亏损达3.809亿美元[262] - 截至2020年12月31日公司总权益为负1.092亿美元[262] - 2019-2020年通过股票回购计划向股东返还7530万美元价值[261] - 2020年4月20日宣布暂停季度现金股息和股票回购[261] - 2020年11月4日宣布特别现金股息和季度现金股息均为每股0.0206美元[261] - 2021年3月10日宣布季度现金股息为每股0.0205美元[262] 公司治理与控制权 - 截至2020年12月31日流通普通股数量为61,029,772股[268] - 公司三位高管及董事共同控制27.9%的流通普通股（截至2021年3月12日）[270] - 公司董事和高管主要居住在美国境外且资产位于境外[275] 地域运营与法律管辖 - 公司注册于百慕大，资产主要位于哥伦比亚、智利、阿根廷、巴西和厄瓜多尔[275] - 美国与百慕大之间无民事和商业判决相互承认与执行条约[276] - 百慕大法院可能承认美国法院最终金钱判决但需满足四项管辖权及程序条件[276] - 若构成百慕大法律诉因，公司及董事可能承担金钱赔偿责任[275] 市场与信用风险 - 未来净收益现值基于12个月未加权算术平均首日油价计算[200] - 计算未来净收益现值时采用10%贴现率[201] - 客户信用风险可能对现金流和运营结果产生重大不利影响[203] - 客户流动性下降可能限制其支付能力[204] - COVID-19疫情对客户影响存在不确定性[206] - 原油价格传导机制存在困难[243] 技术与安全投入 - 网络安全投入需持续增加以应对不断演变的威胁[232]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司实现连续18年油气产量增长，达到超4万桶/日 [5] - 2P储量达1.75亿桶，净现值25亿美元 [5] - 2020年成本节约超2.9亿美元，投资7500万美元，EBITDA达2.17亿美元 [6] - 现金近乎翻倍至2亿美元 [6] - 2021年计划投资1.3 - 1.5亿美元，钻探37 - 42口井 [9] - 2021年布伦特油价50 - 55美元时，预计每桶油气当量运营成本为7.5 - 8美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年Putumayo地区生产受抗议影响，目前已解决，预计未来3 - 5天恢复至约2400桶/日正常水平，且该情况已纳入2021年生产指引 [15] - 2021年Llanos 34产量预计持平至增长5%，CPO - 5预计产量翻倍，Platanillo预计从轻微下降转为轻微增长0% - 5%，其余哥伦比亚地区、智利、阿根廷和巴西产量相对持平 [41][42] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前油价超65美元/桶，高于2021年资本支出计划基于的50 - 55美元/桶 [12] - 今年上半年约70%产量已套期保值，下半年约50%，2022年第一季度约15% - 20%，市场套期保值价格下限约50美元，上限约75美元 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年加速盈利性生产增长，扩大工作计划，重点开发Llanos 34区块及周边高影响钻探 [9] - 积极参与多个国家的资产剥离项目，对新项目持保守耐心态度 [20][21] - 优先将多余现金用于再投资加速现有资产勘探开发，其次兼顾股东价值回报和资产负债表管理 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是极具挑战的一年，公司成功克服困难，变得更好更强 [4][5] - 2021年随着油价上涨和现金流增加，有望加速生产增长，执行资金充足、风险平衡的工作计划 [9] 其他重要信息 - 公司拥有内部综合价值体系SPEED，注重安全、繁荣、员工、环境和社区发展，被视为ESG加 [8] - 公司在疫情期间为周边社区提供重要援助和支持，努力减少碳足迹和社会环境影响 [6] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 若油价维持在当前水平，公司是否会加速活动计划、增加股息、回购股份或偿还债务？ - 若油价维持当前水平，可能是三者的组合，优先将多余现金用于再投资加速现有资产勘探开发，其次兼顾股东价值回报和资产负债表管理，预计将产生更多自由现金流以支持这些行动 [13][14] 问题2: 2021年生产指引是否包含Putumayo地区产量，若包含，数量是多少？ - 生产指引已考虑Putumayo地区短暂停产情况，目前问题已解决，生产今晨开始恢复，预计未来3 - 5天恢复至约2400桶/日正常水平 [15] 问题3: 能否加速套期保值计划以锁定高于年度指引的油价？ - 目前是加速套期保值策略的好时机，公司正在积极增加套期保值，主要针对今年下半年和明年上半年，市场套期保值价格下限约50美元，上限约75美元 [19] 问题4: 今年是否有潜在新项目或收购区块、参与新拍卖的计划？ - 公司积极参与多个国家的资产剥离项目，但对新项目设定了更高标准，是保守耐心的买家，若有合适机会会考虑 [20][21] 问题5: 加速活动水平后成本如何演变，能否保留去年的成本节约成果？ - 随着油价回升，部分高成本生产将恢复，综合每桶运营成本可能较去年略有增加，2021年布伦特油价50 - 55美元时，预计每桶油气当量运营成本为7.5 - 8美元，此外，油价回升时拉美国家汇率升值，约70%运营成本以当地货币计价，两者影响相互抵消 [26][27] 问题6: 要恢复到2020年第一季度疫情前的产量水平需要什么条件，是否需要比目前指引更多的投资？ - 随着资本支出增加，平均产量较之前指引约增加1000桶/日，且产量曲线在下半年有增长趋势，预计年底接近疫情前4.4 - 4.5万桶/日水平，目前公司主要资产Llanos 34正进入现金生成阶段，更注重现金流和利润而非产量增长 [28][29] 问题7: 当前勘探计划能获取多少7.5亿桶的潜在资源？ - 2021年计划获取约3000 - 5000万桶，主要集中在CPO - 5区块和Llanos剩余区块，今年的部分投资是为2022年及以后钻探更多前景做准备 [30] 问题8: 勘探计划中各区块分别计划钻探多少口井？ - CPO - 5计划约5口井，其中4口勘探井，1口开发井预计5 - 6月开钻；Llanos 32计划2口勘探井；Llanos 34和Llanos 94各计划1口勘探井 [31] 问题9: 考虑到当前油价，公司对油价上涨的敞口情况如何，能否受益于当前油价水平？ - 上半年约30%产量可完全获取油价上涨收益，其余70%产量套期保值平均上限约52 - 53美元/桶；下半年约45% - 48%产量套期保值，上限约60 - 61美元/桶，即约52%产量无上限，完全暴露于油价上涨；明年产量完全暴露于油价波动 [34][35][37] 问题10: 考虑到今年增加资本支出，Llanos 34和CPO - 5主要油田2021年及以后的预计产量如何？ - Llanos 34产量预计持平至增长5%，CPO - 5预计产量翻倍，Platanillo预计从轻微下降转为轻微增长0% - 5%，其余哥伦比亚地区、智利、阿根廷和巴西产量相对持平 [41][42] 问题11: 考虑到当前油价环境，再次达到Llanos 34之前目标的8万桶/日高原产量是否合理？ - 由于该区块曾6个月以上无作业，产量下降约6000 - 7000桶/日，目前不太可能达到8万桶/日高原产量，公司目前更注重该区块的现金流和利润，今年在布伦特油价50美元时，6000 - 7000万美元资本支出预计将产生超2.5亿美元运营净收益 [44][45] 问题12: 2021年公司预计现金流健康，使用多余现金的优先事项是什么？ - 主要优先事项是对资产进行再投资，其次是去杠杆和股东价值回报 [46]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度EBITDA达5600万美元，是第二季度的两倍 [8] - 运营成本和G&A、G&G成本均下降超30% [8] - 现金余额达1.64亿美元，比年初更多 [8] - 2020年税收支付现金净影响约1000万美元，约2000 - 2500万美元递延至2021年，2021年现金税预计约2000 - 2500万美元，全年税收现金支付约4000 - 5000万美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探业务 - 2021年资本支出预算中约35%用于勘探，无相关产量指引 [18] 开发业务 - 2021年资本支出预算中约65%用于开发 [18] Llanos 34区块 - 2021年计划投入5000 - 6000万美元开发资本支出，在布伦特油价40 - 45美元时，该资产将产生2 - 2.3亿美元运营净回值 [17] - 保持两台钻机全时作业，产量预计持平或适度增长 [16] CPO - 5区块 - 2020年产量7000 - 8000桶/日，2021年目标产量达1.5万桶/日，预计增长约90% [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 布伦特油价在20 - 30美元时，公司90%的产量现金流为正 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 从国家或地区视角向以资产为中心的方法对项目组合进行重大重组，以通过协同效应和提高效率实现大幅节省 [9] - 2021年工作计划假设布伦特油价40 - 45美元，投入1 - 1.2亿美元钻31 - 34口井，约65%为开发井，35%为勘探井，预计年均产量4 - 4.2万桶/日，运营净回值2.1 - 2.8亿美元 [10] - 考虑剥离巴西Manati气田 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司有能力在行业动荡中持续增长、向股东返还现金并保持强大安全的财务状况，体现了公司的韧性和持久价值 [11] - 公司将以优势地位结束2020年，并为2021年制定有吸引力的工作计划，对2021年充满信心和乐观 [10] 其他重要信息 - 公司实施SPEED计划，推动公司成为雇主、合作伙伴和邻居的首选，在疫情期间成功保障团队安全健康并为周边社区提供医疗和经济援助 [9] - 与Trafigura达成协议，对方将在未来两年收购公司部分产量，公司有5000万美元可用流动性承诺，可扩展至7500万美元，目前未提取 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年生产指引产量持平但资本支出较高的原因及成本效率来源和规模 - 2021年预算基于布伦特油价40美元，低于2020年平均水平；Llanos 34保持两台钻机全时作业，产量预计持平或适度增长；资本支出中35%用于勘探无相关产量；CPO - 5预计产量大幅增长；其他资产投资少但能维持一定产量 [15][16][18][19] - 2020年进行重大重组，关闭和缩减部分办公室，调整运营，降低运输成本，未来将持续努力降低成本 [20] 问题2: 一次性额外现金股息的策略、哥伦比亚现金税情况及CPO - 5产量增长的影响因素 - 2019年末开始支付股息，原计划每年约1000万美元，占公司约1%股息收益率；疫情后调整，2020年支付500万美元，维持约1%收益率 [23][24] - 2020年税收有减免、递延和返还，现金净影响约1000万美元，约2000 - 2500万美元递延至2021年，2021年现金税预计约2000 - 2500万美元，全年税收现金支付约4000 - 5000万美元 [25] - CPO - 5产量预计从2020年的7000 - 8000桶/日增长至2021年的1.5万桶/日，Llanos 34产量持平或小幅增长，其他资产产量下降 [26] 问题3: CPO - 5与合作伙伴的讨论情况、协同效应部署情况及巴西区块合作伙伴出售股份的计划 - 与ONGC合作良好，对方欢迎公司加入CPO - 5，已开始Indico两口井的钻探，后续有钻探计划 [30][31] - 巴西Manati气田有出售可能性，公司会根据情况进行公告和市场更新 [32] 问题4: 2021年股票回购是否受自由现金流限制、回购与钻探的权衡及CPO - 5产量是平均还是年末产量 - 会使用部分现金进行股票回购，同时考虑资产债务服务、税收等因素，保持强大资产负债表 [38] - 不会承诺使用全部10%的回购额度，将根据市场情况灵活操作 [40] - CPO - 5产量1.5万桶/日是年末产量，不包括三个勘探前景和即将钻探的Agila井的产量 [35][36][37] 问题5: 2021年第一季度市场策略及避免年末负权益的计划 - 与Trafigura的协议仍有效，对方将在未来两年收购公司部分产量，公司有5000万美元可用流动性承诺，可扩展至7500万美元，目前未提取 [46] - 若第四季度出现负权益，公司认为这只是会计规则问题，不影响公司实际价值，公司现金状况良好，工作计划和预算将产生大量现金流 [50][51] 问题6: Indico两口井是否投产及进展情况 - Indico两口井正在完井，结果良好，完井后钻机将移至Agila井，预计不久后分享结果 [54][55] - Indico两口井是评估井，非勘探井，预计未来几周开始测试 [56]

业绩总结 - GeoPark的2P净资产价值为25亿美元，折合每股42.5美元[1] - 2020年预计日均生产量为40,000-42,000桶油当量/天[2] - GeoPark在2009至2019年间的年复合增长率（CAGR）为21%[4] - 2019年调整后EBITDA为367百万美元，资本支出为77百万美元[31] - 2019年2P储量为129百万桶油当量，净现值（NPV10）为21亿美元[29] - 2019年，公司的生产量达到40,046桶油当量/日，较2013年增长了100%[52] - 2019年，公司的运营净回报（Operating Netback）为每桶56美元，显示出较强的盈利能力[65] 财务状况 - 2020年预计的自由现金流为245百万美元，排除营运资本变动、债务服务和其他支付[24] - 2020年净负债与调整后EBITDA比率为1.7倍，保守的商业策略确保了财务稳定性[26] - 现金头寸为1.575亿美元，最高可达7500万美元的油预付款设施[26] - 2020年未承诺的信用额度为1.403亿美元[14] 成本与支出 - 2020年资本支出预计减少65-75%[13] - 2020年工作计划减少65-75%，以适应最低油价[19] - 运营成本下降25%（$/BOE），管理和地质勘探成本下降50%（$MM）[24] - 2020年预计运营净回报为245百万美元，敏感性分析显示在不同油价下的自由现金流为220-270百万美元[24] 市场表现 - 自2016年以来，公司股价上涨了130%，显著超越了S&P 500（22%）和Brent油价（18%）的涨幅[51] - 自2014年以来，公司资本回报率增长了160%，显示出强劲的财务表现[52] - 自2014年至2019年，公司总储量增长了181%，达到701百万桶油当量[52] 资源与潜力 - 公司在拉丁美洲的新项目库存超过40亿美元，显示出该地区的巨大油气资源潜力[53] - 在巴西，Manati气田的油气生产量为2,300-2,500桶油当量/日，其中天然气生产量为1,000-2,000桶油当量/日[50] - Platanillo油田的轻油产量为3,000-4,000桶/日，盈亏平衡价约为每桶14-16美元[45]

财务数据和关键指标变化 - 公司削减资本支出80%，生产和运营成本下降55%，每桶运营成本下降26%至6美元，G&A和G&G成本下降19%，总成本和投资节省超过2.9亿美元 [10] - 公司将2020年全年预算上调至6500万至7500万美元，目标产量为4万至4.2万桶/日，布伦特原油价格在35至40美元/桶时运营净收益为2.3亿至2.6亿美元 [10] - 公司本季度初现金为1.66亿美元，目前仍保持该水平，还获得7500万美元石油预付款融资，其中5000万美元已承诺且未提取，另有1.4亿美元未承诺信贷额度 [11] - 公司套期保值计划在2020年上半年带来1400万美元现金收益 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司目前产量超过4万桶/日，季度平均产量为3.7万桶/日 [9] - 普图马约地区产量占公司总产量不到10% [23] - 普拉塔尼略油田潜在产量约为3700至4000桶/日，运营成本约为每桶13美元，商业折扣为每桶4至5美元，大部分时间产量在3000至3700桶/日 [40] 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 - 公司利用市场动荡精简业务，审查各部门和能力，重组资产管理方法，退出秘鲁非生产性莫罗纳区块 [15] - 公司团队正在制定2021年工作计划和即将到来的资本分配流程，开发新项目清单，这些项目在油价35至40美元环境下有吸引力回报 [16] - 公司2019年在哥伦比亚特别是兰诺斯盆地进行大规模土地收购，从年初兰诺斯34区块8万英亩扩大到约150万英亩勘探、储备和开发机会，未来将继续在这些地区进行勘探活动 [33][34] - 公司进入普图马约盆地，与世界级合作伙伴合作，该地区有生产、开发机会和显著勘探潜力 [36][37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度是公司首席执行官40多年行业经验中最糟糕的三个月，面临全球疫情、生产战争、经济封锁、需求崩溃和负油价等问题，但公司有信心应对危机并变得更强大 [7] - 公司自2002年危机中诞生，多次证明能专注应对动荡，适应变化并在危机后变得更好更强 [17] 其他重要信息 - 公司是哥伦比亚第一家获得必维国际检验集团生物安全协议认证的勘探与生产公司，以减轻和管理新冠疫情对运营的影响 [14] - 公司在疫情期间为周边社区提供安全、医疗和食品供应，影响超过1100个家庭或6000人，支持当地卫生官员并与联邦官员协调 [14] - 公司欢迎西尔维亚·埃斯科瓦尔和索米特·瓦尔马成为新独立董事 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 重启生产时成本节约情况及普图马约地区风险 - 成本节约方面，从第一季度到第二季度的成本降低部分取决于运营成本，部分节约会因生产恢复而逆转，预计约一半节约能持续 [21] - 公司过去一个月谈判约300份合同，在服务合同和材料采购上节省约10%，预计今年合同和材料节省约1000万美元 [22] - 普图马约地区生产占公司总产量不到10%，目前未遇到运营中断或与邻居的问题，但因新冠疫情，社区对人员进出有担忧，存在一定风险 [23] 问题2: 2020年剩余现金税缴纳时间及并购和长期投资组合规划 - 2020年原预算估计现金税约6000万美元，第一季度已支付1700万美元，剩余约4000万美元，其中2000万至2500万美元递延至2021年，2020年需支付约1500万美元，但7月已收回2019年支付的约1500万美元税款，抵消后2020年净影响为零，2021年上半年需支付约2400万美元 [29][30] - 公司2020年可能还有400万至500万美元所得税报销和1500万美元增值税退税，但存在不确定性 [31] - 公司退出秘鲁项目影响长期增长，但2019年在哥伦比亚兰诺斯盆地的土地收购意义重大，该地区有很多有吸引力的陆上勘探前景，公司将继续在这些地区进行勘探活动，同时也会在其他地区寻找机会 [33][34] 问题3: 普拉塔尼略油田运营逻辑及未来生产灵活性 - 普拉塔尼略油田潜在产量约3700至4000桶/日，大部分时间正常生产，运营成本约每桶13美元，商业折扣为每桶4至5美元 [40] - 当前油价下，该油田有经济效益且在产生现金流，预计将继续在潜在产量水平内生产，此前布伦特油价触及20美元或更低时曾短暂关闭部分油井，后很快恢复满负荷生产 [42] 问题4: 今年剩余时间产量预期及CPO - 5区块现状、目标和风险概况 - 今年剩余时间产量预计在4万至4.2万桶/日，假设兰诺斯34区块只有1台钻机作业 [46] - 兰诺斯34区块目前有2台钻机，1台即将完成钻探并离开，另1台将至少工作到年底，还有2台完井或修井钻机 [47] - 兰诺斯34区块目标井主要是蒂加纳、哈卡纳和蒂吉地区的开发井 [47] - CPO - 5区块计划先由ONGC钻探1口评估井Indico，该井目前日产约5000桶油且含水率为零，未找到油水界面；之后钻探勘探井Aguila，目标是与Mariposa、Indico相同的地层和油藏 [50]