公司业务风险 - 公司的业务、财务状况和运营结果可能会受到油气价格大幅或持续下降的影响[63] - 公司的收入中有相当大一部分来自于少数关键客户的销售[64] - 公司的运营存在着与外汇汇率波动相关的风险[64] - 公司的业务需要大量的资本投资和维护支出，可能无法以满意的条件或根本无法融资[65] - 公司的石油和天然气项目存在着高风险，可能无法完全获得所有风险的充分保险[66] - 公司的业务受到政治和经济环境的影响，可能会受到未来运营国家政策的不利影响[84] 财务状况敏感性 - 公司的财务状况对石油价格波动更为敏感[94] - 公司采取对冲策略以部分减轻石油价格风险[95] - 公司的未来财务状况和流动性将受到多种因素的影响[96] 业务依赖和风险 - 公司的业务高度依赖于少数几个关键客户[98] - 公司的油气勘探和生产活动存在高度风险，可能会受到环境风险、技术故障、劳动争议等因素的影响[103] - 公司的项目开发进度可能会受到成本超支和延迟的影响，包括设备、材料和劳动力短缺、政治事件等因素[104] 外部环境影响 - 公司在2023年的财务报告中提到，公司的财务报表以美元为单位，需要根据每个报告期间或期末的汇率将收入、支出、资产和负债转换为美元[100] - 公司可能会面临未来的重大财务负债，这可能会对公司的融资和运营活动造成限制，同时也可能影响公司的竞争力和现金流[102] - 各国和地区已同意对温室气体排放进行监管，包括甲烷和二氧化碳，这可能会对公司的运营和产品需求产生不利影响[129] 地区运营风险 - 公司在哥伦比亚的项目受到当地社区封锁的影响导致成本和进度延误[106] - 公司在哥伦比亚、厄瓜多尔和巴西等国家的石油和天然气勘探、开发和生产活动受政治和经济不确定性影响[141] - 公司在这些地区的运营增加了对游击队和其他非法武装组织活动、社会动荡、当地经济状况、政治混乱等风险的暴露[142] 可持续发展和环保目标 - 公司设定了到2025年底将运营范围1和2的温室气体排放量减少35-40%，到2030年底减少40-60%的目标[130] - 公司长期雄心是到2050年实现净零运营范围1和2的温室气体排放[130] - 公司的减少温室气体排放目标依赖于发展、获取和实施商业可行和可扩展的减排策略和相关技术和产品[130] 地区运营情况 - 公司在哥伦比亚的平均净产量为36.6 mboepd，其中92.9%为石油，是过去20年来发现最大新油田的最大运营商[165] - 公司在Ecuador的Perico区块在2023年取得了成功的钻探和投产，2023年平均净产量为926桶/日，证明储量为2.3百万桶油当量[220] - 公司在巴西Manati区域的原油和天然气储量在2023年年底为1.5 mmboe[222]

财务数据和关键指标变化 - 公司2023年全年净收入为111百万美元,约合每股2美元 [1][2] - 公司2023年资本支出为2亿美元,钻探了48口井,2P储量替换率达到110% [1][2] - 公司2023年全年平均日产量为36,500桶油当量,第四季度平均日产量为38,400桶油当量,较第三季度增加10% [1][2] - 公司2023年末现金余额为1.33亿美元,净负债率为0.8倍,远低于1-1.5倍的长期目标 [1][2] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在哥伦比亚Llanos 34区块持续进行水平井钻探和水驱项目,水平井产量占该区块总产量20%以上 [5][6] - 公司在哥伦比亚CPO-5区块的Halcon 1和Perico 1井测试结果不尽如人意,但仍对该区块的Jacana和Tigana油藏延伸持乐观态度 [6] - 公司在厄瓜多尔Zorzal 1井产量稳定,Zorzal 2井产量存在高含水问题正在评估 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在哥伦比亚的Vasconia原油折扣在4-6美元/桶,厄瓜多尔的ORIENTE原油折扣在8.6美元/桶,与过去10年平均水平相当 [15] - 2024年年初Brent原油价格约为81美元/桶,供需均保持良好增长态势 [15] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司计划继续在CPO-5区块勘探和开发Jacana和Tigana油藏延伸,并在Llanos区块持续进行水平井钻探和水驱项目 [6][19] - 公司正在关注阿根廷瓦卡穆尔塔页岩油气资产的收购机会,这是该地区最具吸引力的陆上油气资产之一 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司在哥伦比亚和厄瓜多尔的勘探和开发结果持乐观态度,认为这些新发现和新区域有望为公司带来持续增长 [6][19] - 管理层认为当前市场环境和公司财务状况为回购公司股票提供了良好条件,计划启动最高50百万美元的荷兰拍卖回购计划 [2][16] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Stephane Foucaud 提问** - 询问公司在CPO-5区块Halcon 1井和Zorzal Este 2井的测试结果,以及Llanos 34区块水平井的表现 [4][6] - 询问公司在财报中记录的1330万美元减值和800万美元勘探费用的原因 [4][8][10] **公司回应** - Halcon 1井目前日产120桶,水切40%,比Perico 1井(日产630桶,水切10%)产量较低,可能是由于完井过程中造成的损坏 [6] - Zorzal 1井产量稳定,Zorzal 2井产量存在高含水问题正在评估 [6] - Llanos 34区块水平井目前占该区块产量20%以上,未来将继续增加水平井钻探 [5] - 1330万美元减值是与智利资产相关,800万美元勘探费用是与去年Llanos 87区块Tororoi井相关 [8][10] 问题2 **Roman Rossi 提问** - 询问公司2024年原油价差的预期 [14] - 询问公司启动50百万美元回购计划的时间安排 [16] **公司回应** - 公司在哥伦比亚的Vasconia原油折扣在4-6美元/桶,厄瓜多尔的ORIENTE原油折扣在8.6美元/桶,与过去10年平均水平相当 [15] - 公司计划在未来几周内启动回购计划,预计将在4月中旬至下旬完成 [16] 问题3 **Daniel Guardiola 提问** - 询问公司是否正在关注埃克森在阿根廷瓦卡穆尔塔的资产出售 [20] - 询问公司2024年预计的资本回报率 [20] **公司回应** - 公司正在关注阿根廷瓦卡穆尔塔页岩油气资产的收购机会 [21] - 公司预计2024年的资本回报率将在13%-15%之间,包括股息和股票回购 [22]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度投资44百万美元,钻探14口井,日产量约35,000桶油当量,受CPO-5临时停产影响,但已于9月底恢复 [2] - 公司录得192百万美元收入,115百万美元经调整EBITDA,利润率60%,每投入1美元可产生2.6美元EBITDA [2] - 净利润达25百万美元,每股0.44美元 [2] - 过去12个月资本回报率为42% [2] 各条业务线数据和关键指标变化 - 哥伦比亚Llanos 34区块水平井钻探取得成功,最新井日产3,400桶,正在持续钻探 [3][4] - 哥伦比亚Toritos发现为新的Paleocene页岩油藏,日产1,300桶,将继续评估和勘探 [4] - 哥伦比亚Zorzal Este井前期测井数据显示有油气,将在未来几周内进行测试 [4] - 哥伦比亚CPO-5区块Halcon 1井前期测井数据显示有油气,将在未来几周内进行测试 [4] - 厄瓜多尔Houston新发现,3口成功井日产2,700桶,未来将有更多 [4] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西和智利无新增资本投入,产量将保持平稳或略有下降 [6] - 哥伦比亚和厄瓜多尔产量预计将增长3%-11% [6] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 2024年钻探计划将继续在Llanos 34区块开展水驱项目和水平井钻探,同时评估和勘探2023年发现的新区块 [4] - 计划投资1.5-2亿美元,钻探35-45口井,日产37,000-40,000桶油当量 [4] - 预计2024年EBITDA为4.2-5.5亿美元,Brent价格80-90美元 [4] - 20%-30%资本支出用于勘探,其余用于评估、勘探和开发 [4] - 正在执行哥伦比亚两个区块的最大规模3D地震项目,以定义和勘探新的潜在区域 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正在交出出色的年度业绩,为2024年创造更好的条件 [4] - 在完全满足资本支出计划后,公司将继续将现金流分配给股东回报和偿还债务 [4] - 预计将把40%-50%的自由现金流用于股息和股票回购 [4] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Alejandro Demichelis 提问** - 对2024年产量预测的细分情况 [6] - 未来12个月生产成本的预期变化 [7][8] - 对Zorzal、Halcon等新发现的评价 [9][10][12][13][14] **公司回答** - 2024年平均产量37,000-40,000桶油当量/天,同比增长1%-10% [6] - 2023年全年生产成本预计10-11美元/桶,2024年预计12美元/桶,主要受能源成本和汇率影响 [7][8] - Zorzal发现Paleocene页岩油藏有40英尺净油层,Halcon发现也在Paleocene页岩有油气显示,这些新发现都很令人兴奋 [9][10][12][13][14] 问题2 **Stephane Foucaud 提问** - 2024年末产量预测偏保守的原因 [16][17][18] - 对Llanos 123和87区块的产能预期 [16][17] - 预计2023年第四季度会有多少现金税收 [19] **公司回答** - 2024年产量预测范围较宽,是因为明年计划有大量评估和勘探活动,结果存在一定不确定性 [16][17][18] - Llanos 123和87区块的产能还在评估和勘探阶段,目前无法给出具体预测 [16][17] - 2023年第四季度预计有1000-2000万美元的预提税收 [19]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第二季度录得收入1.82亿美元,调整后EBITDA1.04亿美元,调整后EBITDA利润率达57% [1][2] - 公司实现利润近3400万美元,每股收益0.59美元 [2] - 公司在第二季度投资4300万美元,每投资1美元产生2.4美元的调整后EBITDA,体现了公司的资本纪律和资产质量 [2] - 过去12个月的资本回报率达51% [2] - 财务费用下降近三分之一至1100万美元,主要由于过去两年内减少2.75亿美元债务 [2] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Llanos 34区块的水平井钻井项目进展顺利,已完成两口井投产,第三口正在钻井 [1][2] - 第一口水平井投产约3.5个月即收回投资,持续产出每天2000桶原油 [1] - 第二口水平井钻井成本下降10%,水平段长度增加32% [1] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Llanos 124区块的Saltador 1探井发现新油藏,目前日产约880桶原油,水cut5% [2][7] - 在厄瓜多尔Perico区块,Gen2开发井在U砂层发现新油藏,将于本月内进行测试 [2] - 在CPO-5区块,两口高产井已完成维修工作,预计将于本月底前恢复投产 [1][2] - 该区块还计划于9月开钻Halcon 1探井,有望发现Jacana油藏的延伸 [1] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将在下半年继续加快钻井步伐,计划完钻20-25口井,包括Llanos 34区块的新水平井、CPO-5区块的勘探井、Indico油田的开发井等 [2] - 公司还将在Llanos区块东部两个新区块开展650平方公里的3D地震勘探,这是哥伦比亚陆上历史上最大规模的3D地震项目之一,将大幅扩展公司的勘探资产和储量 [2][12][13] - 公司持续推进减碳措施,在Platania区块的OPA管线安装新的光伏发电系统,以降低排放和运营成本 [2] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层表示,尽管产量暂时未达到全部潜力,但公司在第二季度仍录得强劲的财务业绩 [2] - 管理层认为,恢复CPO-5区块两口高产井的投产是当前的最高优先事项 [27] - 管理层表示,公司正努力将产量推回到40,000桶/日的水平,这需要Indico油田的两口井恢复投产,以及Llanos 34区块的持续良好表现 [9][10][11] - 管理层对公司的勘探前景持乐观态度,认为新的3D地震项目将大幅扩展公司的勘探资产和储量 [13][23] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Alejandro Demichelis 提问** 询问公司下半年产量目标的构成因素,以及Llanos 123区块新发现的潜在规模 [4][7] **Martin Terrado 回答** - 下半年产量目标主要依赖于Indico油田两口井恢复投产,以及Llanos 34区块持续良好表现 [9][10] - Llanos 123区块的Saltador发现井目前日产约880桶,5%含水,未来将进一步测试以评估储量和开发潜力,同时还有Visbita前景区的勘探机会 [7] 问题2 **Unidentified Analyst 提问** 询问公司下半年的资本支出计划,尤其是650平方公里3D地震项目的详情 [12] **Martin Terrado 和 Augusto Zubillaga 回答** - 3D地震项目位于CPO-5区块东部的两个新区块,是哥伦比亚历史上最大规模的陆上3D地震项目之一 [12][13] - 项目已获得所有许可,计划于12月开始实施,历时2个月完成,后续将进行解释和钻探 [12] - 该项目在公司2023年资本支出预算中已有安排,约占公司权益份额2000万美元 [14] 问题3 **Unidentified Analyst 提问** 询问公司下调2023年EBITDA指引的原因 [15] **Veronica Davila 回答** - 下调主要由两方面因素导致: 1) 上半年布伦特油价和Vasconia差价较预期偏低,影响约一半 [16] 2) 运营成本上升,主要受到哥伦比亚当地货币升值和电力成本上涨的影响,预计全年运营成本将在10-11美元/桶 [16][17]

财务数据和关键指标变化 - 一季度收入超1.82亿美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）近1.15亿美元，EBITDA利润率63% [9] - 与去年一季度相比，结构性成本、一般及行政费用（G&A）和地质与地球物理费用（G&G）降低6% [9] - 每投资1美元可产生2.50美元调整后EBITDA，过去12个月资本回报率达62% [9] - 一季度净利润2600万美元，每股收益0.45美元 [9] - 过去两年债务减少2.75亿美元，本季度利息支出下降30%至1350万美元 [31] - 季度末现金达1.45亿美元，净杠杆率0.7倍 [31] - 股票回购增加142%至750万美元，现金股息增加55%至750万美元，股息收益率约5% [31] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探业务 - 一季度在哥伦比亚投资4500万美元钻探12口井，包括在Llanos 87区块新勘探区域的井以及Tigana油田的第一口水平井 [8] - 今年计划钻探13 - 15口勘探井，上半年已完成7口，4口未成功，3口有积极结果 [42] - 下半年计划钻探6 - 8口勘探井，包括Llanos 123、124和CPO - 5区块的勘探前景井 [10] 生产业务 - 一季度因CPO - 5区块不可抗力因素，Indico - 6和Indico - 7井损失约2400桶/日产量，全年产量指导下调至3.8 - 4.0万桶/日 [29] - Llanos 34区块第一口水平井成功，目前日产约3000桶，含水率极低，不到2个月已实现投资回收所需产量的50%，预计6月开钻下一口 [30] 成本管理业务 - 2023年资本支出（CapEx）指导从2 - 2.2亿美元下调至1.8 - 2亿美元 [37] - 一季度综合运营成本（OpEx）约为每桶油当量（BOE）10.1美元，预计2023年综合运营成本降至每桶油当量7.5 - 9.5美元，哥伦比亚地区为7.5 - 8美元 [52][53] 各个市场数据和关键指标变化 - Vasconia原油与布伦特原油价差波动且扩大，年初至今平均为7.5美元/桶，2022年全年为5.5美元/桶，一季度曾达9美元/桶，目前交易价格比布伦特原油低约6美元/桶 [23] - 预计随着中国需求回升，下半年价差将收窄至接近长期历史平均水平（4 - 5美元/桶） [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 执行Llanos盆地核心及周边区块的多年钻探计划，持续开发核心资产 [10] - 积极协助CPO - 5区块运营商恢复生产，确保重要产量恢复 [15] - 不断优化资本配置，降低成本，提高运营效率，维持现金流和股东回报计划 [29] - 探索多种商业替代方案，减少对单一买家的依赖，如在智利与ENAP协商的同时探索其他选择 [63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在哥伦比亚运营10周年，作为该国第二大运营商，对哥伦比亚和拉丁美洲的未来充满信心 [7] - 尽管面临生产短缺、成本压力和市场波动等挑战，但公司能够快速适应，调整资本分配和成本结构，维持现金流和股东回报 [29] - 对勘探计划持乐观态度，相信未来会有积极成果并及时公布 [57] 其他重要信息 - 2022年碳强度降低34%，社会和环境项目惠及24万人 [10] - Putumayo盆地部分区块因前景不佳、难以进入或环境敏感等原因，正在进行放弃程序，已完成2个，还有4个待完成，无相关减值损失 [25][61] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：CPO - 5区块两口井重启推迟至7月的原因及是否会进一步延迟 - 原因是执行相关设施建设的土建工程时出现典型延误，目前工程进度约60% - 65%，公司对7月重启的信心高于之前的5月预期 [14][15][35] 问题2：CapEx减少的活动内容及一季度特许权使用费和经济权利价值大幅下降的原因及后续情况 - CapEx减少约一半来自Llanos 86和Llanos 104区块地震作业执行的成本节约，约25%来自Putumayo地区钻井和完井以及Llanos 34部分基础设施项目的节约，其余25%来自厄瓜多尔和CPO - 5区块钻井计划调整 [17][37] - 特许权使用费下降一是由于油价降低，二是部分特许权使用费从现金支付转为实物支付，预计年内会有更多此类转变，且对所得税有积极影响 [38][48] 问题3：公司是否派人到ONGC团队以及勘探计划是否改变 - 公司有人员参与运营以保持日常沟通，Martin及其团队和资产经理也持续支持CPO - 5项目 [40] - 今年计划钻探13 - 15口井，上半年完成7口，4口未成功，3口有积极结果，下半年计划根据上半年结果调整，仍计划钻探6 - 8口勘探井 [42][21] 问题4：Vasconia原油价差扩大的驱动因素及未来走向 - 驱动因素包括委内瑞拉原油增加、俄罗斯低价原油流入以及加拿大原油流入美国墨西哥湾市场影响竞争力 [23][46][59] - 预计随着中国需求回升，下半年价差将收窄至接近长期历史平均水平（4 - 5美元/桶） [46] 问题5：Putumayo地区勘探许可证放弃程序的情况及减值损失估计和原因 - 已开始放弃部分区块，6个中2个已完成，4个待完成，无相关减值损失，是正常的投资组合管理操作 [25][60][61] 问题6：智利业务是否只考虑ENAP作为买家及新协议签署时间 - 一季度智利业务面临商业逆风，与ENAP协商导致部分原油产量停产，目前资产生产天然气和凝析油，公司正在探索多种商业替代方案，新协议签署时间不确定 [49][63] 问题7：厄瓜多尔项目推迟的具体原因及是否有意外情况 - 原因是基于CapEx调整，观察已钻井的表现（含水、递减率等）和完成地震作业后，决定将活动移至下半年以获取更多地下信息并与全年CapEx计划保持一致，无重大意外情况 [65][66] 问题8：水平井钻探计划、相关CapEx、一季度提升成本增加的驱动因素及2023年展望 - 对Llanos 34区块第一口水平井表现满意，目标是Mirador地层，水平段约1500英尺，预计下半年在Llanos 34至少钻探1 - 3口井，后续成本预计低于第一口井的1000万美元 [67][51] - 一季度提升成本增加主要在哥伦比亚和厄瓜多尔，哥伦比亚主要是由于加速井服务活动和天气因素导致的电费增加，这些因素是暂时的，预计2023年综合运营成本将下降 [52][53][69]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 6-K For the month of April 2023 Commission File Number: 001-36298 GeoPark Limited Indicate by check mark whether the registrant files or will file annual reports under cover of Form 20-F or Form 40-F: Form 20-F X Form 40-F Indicate by check mark if the registrant is submitting the Form 6-K in paper as permitted by Regulation S-T Rule 101(b)(1): Yes No X Indicate by check mark if the registrant is submitting the Form 6-K in paper as ...

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]