财务数据和关键指标变化 - 第一季度公司实现创纪录的日产量45,700桶，与去年相比增长16% [9] - 调整后的息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为7800万美元，资本效率高，每投资1美元可产生2.3美元 [10] - 公司对部分高成本成熟项目进行了9750万美元的非现金会计减值，导致本季度净亏损8950万美元 [10] - 公司已实施超过2.8亿美元的资本和成本节约措施，将自筹工作计划削减75%至4500 - 5000万美元 [12] - 公司拥有1.655亿美元现金，还有7500万美元的石油预付款（其中5000万美元已承诺）和1.3亿美元未承诺信贷额度 [14] - 公司长期债务在2024年9月前无本金偿还要求，标准普尔和惠誉均维持公司长期企业信用评级为B+ [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在六个国家开展业务，第一季度团队继续推动业务表现，实现创纪录产量 [9] - 公司削减了在秘鲁的投资，在智利和阿根廷也对石油资产进行了内部调整 [39] - 公司在哥伦比亚的业务是主要的盈利和现金流来源，目前主要集中在Llanos 34和CPO - 5区块 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球疫情导致世界经济崩溃，石油市场供过于求，油价波动剧烈，布伦特原油价格曾低至20多美元，目前回升至30美元 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于核心资产，如哥伦比亚的Llanos 34和CPO - 5区块，同时关注市场机会，寻找扩张的可能 [39] - 公司通过削减成本、优化资产组合和利用套期保值等方式应对市场挑战，提高财务灵活性和抗风险能力 [12][15] - 公司在1月份完成了对Amerisur Resources的收购，获得了额外的低成本产量、储量和高潜力区块 [17] - 公司在1月份发行了3.5亿美元债券，获得了顶级投资者的超额认购，并实现了拉丁美洲单一B级公司有史以来的最低利率 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司员工和承包商在疫情期间的努力表示感谢，认为他们是公司度过难关的关键 [7] - 公司认为自身资产的优势和特点为应对危机提供了基础，有信心在市场复苏后实现持续增长 [13] - 公司预计油价在35美元以上时将重新增加投资，目前正在等待市场的明确信号 [28] 其他重要信息 - 公司暂时关闭了部分高成本油井，日产量减少6500 - 7500桶，预计这些油井可以在不遭受机械延误或油藏损害的情况下迅速恢复生产 [12] - 公司通过削减运营成本（OpEx）和一般及行政费用（G&A）提高了净回值，其中G&A削减了近40%，部分地区的OpEx削减幅度达20% - 50% [47][48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 资本支出（CapEx）预算方面，当前环境下无法开展的最高回报机会是什么；2020年预算大部分已支出，何时会出现产量下降；如何利用市场低迷期，是扩大业务范围还是聚焦核心的哥伦比亚资产 - 公司预计今年的CapEx约为4500 - 5000万美元，目前剩余资金有限，约为每季度500万美元，部分季度可能达到800万美元 [25] - 由于油价波动大，公司压缩了CapEx至低于维持性资本支出水平，不确定投资回报情况，预计油价稳定在35美元以上时将重新投资 [27][28] - 削减的CapEx主要涉及设施建设、修井作业、地震勘探和许可证相关活动等，部分活动无即时产量关联 [30][31] - 公司通过关闭油井抵消了潜在的产量下降，预计全年产量基本持平，若布伦特油价为30美元/桶，除第二季度外，各季度产量约为4万桶/日 [33] - 第二季度关闭了6500 - 7500桶/日的产量，预计7月初恢复，若未恢复，第二季度产量为3.5 - 3.6万桶/日，若6月初恢复则接近3.8万桶/日，其余时间约为4万桶/日 [34][37] - 公司目前主要集中在哥伦比亚的业务，特别是Llanos 34和CPO - 5区块，同时也会关注市场机会，不排除扩张的可能 [39][40] 问题2: 若油价维持在30美元/桶至年底，哥伦比亚CPO - 8是否会有额外的勘探井；净回值在产量下降的情况下为何基本不变甚至略有上升 - 若油价为30美元/桶，预计不会有额外的勘探钻井，CPO - 5可能有少量资本投入，但不显著 [45] - 净回值上升主要是由于运营成本（OpEx）的削减，公司的G&A削减了近40%，部分地区的OpEx削减幅度达20% - 50% [47][48] 问题3: 运营成本（OpEx）的削减是结构性的还是会随油价回升而恢复 - 大部分削减是结构性的，包括重新谈判合同、重新设计运营流程等，这些效率提升是永久性的 [51] 问题4: 关闭油井的情况，包括巴西、智利、阿根廷和哥伦比亚各地区的日产量削减情况 - 关闭的约7000桶/日产量中，智利约500桶/日，主要为油产量，气井仍有少量产出 [54] - 阿根廷约200桶/日，与石油资产相关 [54] - 巴西约150桶/日，来自该国唯一的油田和Manati产出的少量石油 [55] - 哥伦比亚约1000桶/日，来自Platanillo和Putumayo的生产，Llanos 34扣除GeoPark份额后约为5000 - 6000桶/日，主要来自较小的油田 [55]

财务数据关键指标变化 - 2019年净石油销售额为579,030千美元，2018年为545,490千美元，2017年为279,162千美元[85] - 2019年净利润为57,757千美元，2018年为102,667千美元，2017年亏损17,837千美元[85] - 2019年末总资产为852,132千美元，2018年末为862,660千美元，2017年末为786,163千美元[86] - 2019年经营活动产生的现金流量为235,429千美元，2018年为256,206千美元，2017年为142,158千美元[86] - 2019年调整后EBITDA为363,335千美元，调整后EBITDA利润率为57.8%；2018年调整后EBITDA为330,556千美元，调整后EBITDA利润率为55.0%；2017年调整后EBITDA为175,776千美元，调整后EBITDA利润率为53.2%[87] - 2019年基本每股收益为0.96美元，2018年为1.19美元，2017年亏损0.40美元[85] - 2019年加权平均普通股基本股数为60,217,523股，稀释股数为62,650,649股[85] - 2019年和2018年公司分别产生资本支出1.26亿美元和1.25亿美元[134] - 2019年11月6日，公司董事会宣布启动每股0.0413美元的季度现金股息，首次支付于2019年12月10日，第二次将于2020年4月8日支付[258] - 截至2019年12月31日，公司的股票回购计划在2018年和2019年已向股东返还7310万美元[258] - 由于前几年油价下跌造成的损失，截至2019年12月31日，累计损失达1.534亿美元[259] - 公司章程授权公司最多发行51.71949亿股普通股，截至2019年12月31日，已发行5916.7584万股[263] 各条业务线数据关键指标变化 - 2019年公司92%的收入来自石油，天然气占8%[106] - 2019年哥伦比亚业务中，公司向Trafigura和Ecopetrol的石油销售分别占运营区块石油销售的52%和38%，二者合计占同期合并收入的78%[119] - 2019年智利业务中，公司向ENAP的原油和凝析油销售占总销售额的100%，占总收入的2%；向Methanex的天然气销售占合并收入的3%[120] - 2019年巴西业务中，Manati油田的天然气和凝析油全部售予Petrobras，Recôncavo盆地的原油产量占合并收入不到1%[121] - 2019年阿根廷业务中，天然气销售占合并收入的1%；42%的石油产量（占总收入2%）在Neuquén省本地销售，58%的石油产量（占总收入3%）售予阿根廷主要炼油厂[122] - 2019年巴西业务收入占2019年12月31日总收入的4%[242] - 2019年智利业务100%的原油和凝析油销售给智利国有石油公司ENAP[246] - 巴西BCAM - 40特许权项目与巴西国有公司Petrobras的长期承购合同覆盖马纳蒂气田100%的净探明天然气储量[246] 货币汇率相关 - 公司在哥伦比亚、智利、阿根廷、秘鲁和厄瓜多尔的功能货币是美元，在巴西是雷亚尔，当地货币兑美元波动会影响以当地货币计价的余额[89] - 2019年公司与哥伦比亚当地银行签订了金额相当于8370万美元的衍生金融工具，2018年为9210万美元，以对冲所得税的货币波动[92] - 截至2019年12月31日，公司因收购Amerisur的现金对价面临英镑波动风险，为此与一家英国银行签订交易或有远期合约进行对冲[93] - 2019年哥伦比亚比索兑美元贬值1%（2018年贬值9%），公司记录汇率损失380万美元，部分被370万美元的货币风险管理合约收益抵消[94] - 2019年阿根廷比索兑美元贬值59%（2018年贬值102%），公司记录汇率损失130万美元（2018年为290万美元）[95] - 2019年巴西雷亚尔相关公司记录汇率损失70万美元（2018年为590万美元）[96] - 截至2019年12月31日，公司为应对哥伦比亚所得税余额的当地货币波动，与当地银行签订了价值8370万美元的衍生金融工具（2018年12月31日为9210万美元）[127] 市场价格波动 - 2014年1月1日至2019年12月31日，布伦特原油现货价格在每桶27.9 - 118.9美元间波动，亨利中心天然气平均现货价格在每百万英热单位1.7 - 6.0美元间波动，美国海湾甲醇现货驳船价格在每吨240.3 - 635.1美元间波动[103] - 2020年3月欧佩克将全球石油需求增长预期下调至每天6万桶，较上月减少93万桶[104] - 2020年全年公司已通过三方套期保值锁定33%的预计石油产量，最低平均价格为每桶55美元[104] - 2019年12月至2020年3月布伦特油价下跌超55%，公司立即转向缩减基础资本计划并采取资本成本削减措施[134] 资产减值与转回 - 2014年和2015年公司分别记录非金融资产减值940万美元和1.496亿美元，2016年转回2015年记录的570万美元减值[108] 储量相关 - 截至2019年12月31日，公司在哥伦比亚、智利、阿根廷、巴西和秘鲁的净探明储量储产比为8.5年[115] - 若2020年1月1日停止所有钻探和开发活动，公司在哥伦比亚、智利、巴西、阿根廷和秘鲁的探明已开发生产储量将在第一年下降31%[115] - 2019年12月31日，Llanos 34区块含公司71%的净探明储量，产出79%的产量；Fell区块含6%的净探明储量，产出8%的产量；BCAM - 40特许权含2%的净探明储量，产出5%的产量；Aguada Baguales区块含2%的探明储量，产出3%的产量；Morona区块含16%的净探明储量[175] - 截至2019年12月31日，公司净探明储量的39%已开发[206] 项目成本与风险 - 2019年巴西REC - T - 128区块的勘探井Praia dos Castelhanos 1的钻探和完井成本原估计为200万美元，实际为280万美元[143] - 因近期油价下跌，公司开始优先考虑低风险、高净回报和快速产生现金流的项目，并实施运营、行政和资本成本削减措施[144] 竞争风险 - 公司在石油和天然气行业面临激烈竞争，与主要石油和天然气公司争夺资源、市场、设备、劳动力和资本[146] - 公司在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住人才或筹集额外资金方面可能无法成功竞争，对业务、财务状况或经营成果产生重大不利影响[147] 储量估计风险 - 公司在哥伦比亚、智利、阿根廷、巴西和秘鲁的油气储量估计基于D&M储量报告，但该报告的假设可能不准确[148] 法律责任风险 - 公司在巴西的马纳蒂油田因行政违规通知，导致巴西国家石油公司被处以约1200万美元罚款，公司作为特许权协议方可能承担10%责任[162] 项目开发要求 - 公司在秘鲁的莫罗纳区块开发需建设37公里长的柔性管道才能开始生产，全面开发还需建设97公里长的管道[159] 收购相关风险 - 公司收购的项目（如Amerisur）及未来的收购、战略投资等可能难以整合，会分散管理层注意力、扰乱业务、稀释股东价值并影响财务结果[196] 债务情况 - 截至2020年1月31日，公司合并基础上的未偿债务本金为7.841亿美元，主要包括2024年到期的4.25亿美元票据和2027年到期的3.5亿美元票据[222] 未来收购融资风险 - 未来收购若使用自有现金可能耗尽现金和营运资金，使用股权融资可能稀释股权，使用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[201] 协议执行风险 - 巴西PN - T - 597特许权协议可能无法完成，该协议曾被法院禁止执行，后被取消但公司仍保留该区块权利[202] 贴现率风险 - 公司计算探明储量未来净收入现值时使用10%的贴现率，可能并非最合适的贴现率[205] 客户信用风险 - 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业绩[207] 非常规油气开发风险 - 公司开发非常规油气资源的能力受资本、季节、监管等多种因素影响，且无相关经验[211] 运营风险 - 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造成重大不利影响[212] 人员依赖风险 - 公司高度依赖管理和技术团队，招聘和留住合格人员的能力影响公司发展[213] 法律法规风险 - 公司运营受众多环境、健康和安全法律法规约束，不遵守规定可能面临罚款、吊销许可证等后果[214] 网络安全风险 - 公司面临网络安全威胁，虽有策略但无法保证措施足够，检测攻击有挑战，或致重大损失[225][227][228] 环境社会治理风险 - 公司运营面临环境、社会、治理和气候相关风险，如拉丁美洲业务涉及生物多样性管理和社区协商成本[231] 政治经济环境影响 - 公司运营受所在国家政治和经济环境影响，如2019年智利、秘鲁和哥伦比亚的社会政治动荡影响业务[234][238] 法律政策影响 - 公司运营受所在国法律政策影响，如2019年阿根廷和哥伦比亚的税收改革[239] 内部安全问题影响 - 哥伦比亚存在内部安全问题，ELN袭击原油管道影响公司业务[252][253] 控制权变更风险 - 若发生控制权变更，2024年到期票据持有人有权要求公司以本金的101%加应计未付利息回购全部票据[264] 股东持股情况 - 截至2020年3月10日，Gerald E. O'Shaughnessy等五名股东直接或通过私人基金持有公司35.7%的流通普通股[266] 证券监管豁免 - 作为外国私人发行人，公司不受美国证券交易委员会关于季度报告和重大事件披露的部分规则约束，也不受纽约证券交易所部分公司治理要求约束，如董事会多数成员为独立董事、股东批准发行占已发行普通股20%或以上的股权[267] 证券发行转让规定 - 百慕大货币管理局必须特别批准公司证券的所有发行和转让，除非已授予一般许可，非百慕大居民之间的自由转让除外[268] 资本利得税风险 - 智利的间接转让规则可能使公司普通股转让需缴纳资本利得税[272] 百慕大经济实质法规 - 百慕大的《2018年经济实质法》和《2018年经济实质条例》于2018年12月31日生效，适用于在百慕大从事相关活动的注册实体[274] - 注册实体开展相关活动需满足百慕大经济实质要求，包括在百慕大进行管理、开展核心创收活动、保持实体存在、拥有合格全职员工、产生足够运营支出[275] - 开展相关活动的注册实体需每年向公司注册处提交规定格式的声明[276] - 纯股权持有实体适用最低经济实质要求，包括遵守公司治理要求和提交年度经济实质声明表[277] - 纯股权持有实体若有足够员工和场所，也符合经济实质要求[277]

财务数据和关键指标变化 - 无相关内容 各条业务线数据和关键指标变化 - 无相关内容 各个市场数据和关键指标变化 - 哥伦比亚Vasconia价差在去年年底约为每桶2美元，目前扩大至每桶约3 - 4美元，公司预计全年维持在该水平 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司2019年实现连续17年业绩增长，包括创纪录的油气产量、储量、资产价值、现金生成、资本和成本效率以及面积和资产扩张 [5][6] - 公司专注于三大业务基本面：创造性地在地下找油、成为成本最低、最安全和最清洁的运营商、审慎收购新资产以拓展未来增长空间 [6] - 2020年初完成Amerisur收购，获得CPO - 5区块和进入普图马约盆地的机会，公司正努力加速勘探和开发活动 [10][11] - 公司拥有风险管理工具应对油价波动，包括灵活的工作计划、套期保值、合作伙伴关系、资本效率和低成本生产阶段，能在每桶25 - 30美元的油价下产生现金 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司凭借SPEED（内部综合ESG系统）取得长期成功，该系统自公司成立时建立并不断完善 [13] - 公司有能力在大小危机中保持业绩，对未来发展有信心 [12] 其他重要信息 - 公司项目库存多年来显著扩张，新增超140万英亩土地，毗邻Llanos 34区块，该区块已产油1亿桶，仅占原始可采油量的约10% [8] - 公司50个区块，超800万英亩土地，位于11个已证实的低风险油气盆地，拥有超10亿桶经认证的勘探资源 [9] 问答环节所有提问和回答 问题1: 近期油价下跌情况下，哥伦比亚的价差是否有变化？若油价维持在每桶50美元左右，对勘探计划有何影响，资金会投向哪些领域？ - 目前哥伦比亚Vasconia价差从去年底的约每桶2美元扩大至约3 - 4美元，预计全年维持在该水平 [17] - 公司工作计划具有灵活性，若油价维持在50美元，工作计划基本不变；若长期低于50美元，可能减少3500 - 4000万美元投资，涉及开发、勘探、地震等活动，但无特定目标活动 [19][20] - 公司约35%的石油产量有每桶55美元布伦特原油底价的套期保值，有助于应对低油价 [19] 问题2: 当前资本支出指导是否包括普图马约和CPO - 5的支出？若包括新参数，情况如何？ - 当前资本支出指导不包括普图马约和CPO - 5的支出 [23] - 公司1月中旬完成Amerisur收购，正与合作伙伴制定2020年工作计划，预计在第一季度运营更新时给出正式指导 [25][26] - 预计CPO - 5方面，2020年钻5 - 6口井（3口勘探井、3口开发及评估井），获取约300平方公里3D地震数据，净支出约2000 - 2500万美元；普图马约方面支出约1000 - 1500万美元，新资产总资本支出可能额外增加4000 - 5000万美元，资金由收购所得现金和约4000 - 4500万美元EBITDA提供 [29][30][31] 问题3: 如何看待CPO - 5目前两口井今年剩余时间的产量表现，是否能维持在每天7000桶或进一步增长？ - 产量增长取决于开发和评估井的钻探情况，若决定钻探，产量将增加 [34] - 公司正与合作伙伴讨论是否有机会在不影响采收率的前提下提高现有井产量，目前主要增长来自新井钻探 [34] 问题4: 一年多前公司强调秘鲁的土地和已证实储量，之后进行了Amerisur收购并对秘鲁项目降温，秘鲁项目现状如何？ - 原计划去年初获得环境影响研究批准并投资设施投产，但因资产环境影响研究是否需当地社区事先咨询的定义不明确以及秘鲁政治复杂等问题，项目遭遇意外延误，目前区块处于不可抗力状态 [36] - 公司团队正制定与政府合作的计划以明确下一步行动，预计2020年无法获得研究批准，难以确定具体时间，但公司未放弃该项目 [37][38] - 秘鲁仍是战略国家，属于拉丁美洲最富产的石油系统之一，公司对该国石油行业发展仍有期望 [39] 问题5: 关于Amerisur收购资产的资本支出计划，是否会遵循Amerisur之前的钻探计划，还是重新开始？ - 部分活动是公司计划要做的，普图马约的一些活动需完成许可，公司将接手已启动的工作 [44] - 2019年和2018年Amerisur资产投资分别约为1500万美元和1700万美元，公司2020年计划至少投资5000万美元，若获所有批准，可能增至7000万美元，旨在加快开发有丰富勘探潜力的资产 [44] 问题6: 由于不清楚年底可用现金情况，假设因重组裁员，公司在9月底或年底提到的现金是否已使用？ - 现金约4000万美元，比9月略少，但无显著变化，这是收购带来的现金，非合并现金 [47][49]

财务数据和关键指标变化 - 公司股价自2017年1月以来涨幅超300% [8] - 2020年公司有1.3亿至1.45亿美元的灵活工作计划，目标是将油气产量提高5%至10% [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 哥伦比亚、智利和阿根廷的油气产量持续增长，在哥伦比亚和巴西有新油田发现和开发钻探成功，并有望增加储量 [7] - 瓜科1井目前日产600桶石油且无水，计划明年在瓜科构造再钻两口井，目前正在进行储量认证 [17] - 2020年公司在秘鲁无重大投资分配，原计划在获得环境影响研究批准后推进1亿美元投资，目前正在重新制定新文件的提交计划，时间尚不明晰 [21] - 2020年公司在厄瓜多尔的预算约为800万至1000万美元，主要用于在埃斯佩霍区块进行3D地震数据采集和在佩里科区块钻一口井，预计2020年底钻一口井，2021年第一季度可能再钻一口井，因属勘探活动，预计无产量贡献 [26][27][28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续推进长期风险平衡的多元化投资组合计划，通过收购新的高影响力区块和项目扩大项目组合，加强与Ecopetrol和印度ONGC等的关键合作伙伴关系 [7][12] - 公司将继续作为整合者，在拉丁美洲平台上竞购和收购有吸引力的油气区块和项目 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为成功始于并终于实地业绩，能够持续执行、投资、发现石油、实现增长并将价值回馈给股东的公司模式是当今行业的正确模式，在动荡的世界中，能够在各方面取得成果是衡量公司持久性和价值的真正标准 [6][10] 其他重要信息 - 公司有内部综合价值ESG计划“SPEED”，是公司的创始元素和骄傲成就之一，推动公司成为各地的首选雇主、合作伙伴和邻居 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：瓜科1井的生产情况及2020年是否有后续钻探计划 - 瓜科1井目前日产600桶石油且无水，已在瓜达卢佩地层完井，米拉多尔地层也有潜力，计划明年在瓜科构造再钻两口井，目前正在进行储量认证 [17] 问题：公司对秘鲁资产的长期更新计划 - 原计划在获得环境影响研究批准后在秘鲁投资1亿美元，目前已撤回该研究并重新制定提交计划，时间尚不明晰，因此2020年未在秘鲁分配重大投资，希望能更快制定开发计划 [21] 问题：厄瓜多尔明年的开发计划及预计产量贡献 - 2020年公司在厄瓜多尔的预算约为800万至1000万美元，主要用于在埃斯佩霍区块进行3D地震数据采集和在佩里科区块钻一口井，预计2020年底钻一口井，2021年第一季度可能再钻一口井，因属勘探活动，预计无产量贡献 [26][27][28]

业绩总结 - GeoPark的2P净资产价值为24亿美元，折合每股40.1美元[1] - 2018年GeoPark的2P储量为3.5亿桶油当量，储量替代率为285%[4] - GeoPark在2018年的运营净回报为每桶30-35美元，基于布伦特油价65-75美元[20] - GeoPark在2018年实现了75,000桶油当量/日的日均生产量，较2017年增长15%[20] - GeoPark的现金流在2018年超过2.6亿美元，现金流是资本支出的2-3倍[17] - 2018年D&M评估的3P净现值为19亿美元[28] 用户数据 - GeoPark的总净资源在8亿到15亿桶油当量之间，3P储量为3.4亿到3.6亿桶油当量[15] - Morona区块发现了超过200百万桶的轻油资源[28] - Situche Central 2X和3X的短期测试显示日产量分别为2,400桶和5,200桶，API度数为35-36°[30] - Fell区块的2P净储量为2470万桶油当量[36] - 2018年D&M评估的Situche Complex的3P总储量为198.3百万桶[30] 未来展望 - GeoPark的资本支出（CAPEX）在2019年预计为4.3亿到5亿美元，主要用于维护和增长项目[19] - 预计未来项目库存超过40亿美元，主要集中在拉丁美洲[41] - Perico和Espejo区块在2019年Intracampos投标中获得，承诺在未来四年内投资3000万美元[31] 新产品和新技术研发 - 公司在巴西的Manati气田与国家石油公司Petrobras合作，覆盖100%储量的长期气体销售合同价格为每千立方英尺4.5-5.5美元[34] - 公司在智利的净勘探资源为9800万至1.72亿桶油当量[36] 负面信息 - GeoPark的运营成本约为每口井350万美元，且90%的生产在布伦特油价25-30美元时为现金流正向[7] - 调整后的EBITDA被认为是GeoPark运营表现的一个重要指标，管理层认为该指标对投资者有用，因为证券分析师和投资者常用其评估类似行业公司的运营表现[52] 其他新策略和有价值的信息 - GeoPark在拉丁美洲的运营覆盖6个国家，拥有30个区块和10个油气盆地[16] - 公司成功钻探了270多口井，成功率超过75%[4]

业绩总结 - GeoPark在拉丁美洲的日均净产量超过75,000桶油当量（boepd）[19] - 公司在2018年的现金流为2-3倍的资本支出，运营净收益为每桶65-75美元[14] - GeoPark的1P NPV10为18亿美元，2P NPV10为27亿美元[16] 用户数据 - GeoPark的钻井成功率超过75%，Llanos 34区块的发现与开发成本为每桶2.9美元[5] - 自2012年以来，GeoPark在Llanos 34区块的产量从0增长至超过70,000 boepd[24] - 公司在阿根廷Neuquen盆地拥有2.2百万英亩的土地，2P净储量为14.2百万桶油当量[34] 未来展望 - 公司在2019年计划钻探30-36口总井，其中8-10口为勘探井[20] - 公司在Ecuador的Perico和Espejo区块识别出5个以上的多层轻油钻探前景，未来4年承诺投资3000万美元[32] - 公司在2019年YTD的股价增长为38%[40] 新产品和新技术研发 - 公司在Morona区块发现了超过200百万桶的轻油资源[29] - Situche Central 2X和3X的短期测试显示日产量分别为2,400桶和5,200桶，API度数为35-36°[31] - 公司在2018年D&M评估中，Situche Complex的3P总储量为198.3百万桶[31] 市场扩张和并购 - 公司在巴西的Manati气田每年产生1000万至1500万美元的现金流[35] - 公司在巴西的Manati气田与Petrobras签订了长期气体销售合同，价格为每千立方英尺4.5至5.5美元[35] - 公司在Chile的Fell区块拥有2P净储量为24.7百万桶油当量，且稳定的自筹资金生产基础为每日3,000至3,500桶[38] 负面信息 - 调整后的EBITDA被认为是GeoPark运营表现的一个重要指标，管理层认为该指标对投资者有用，因为证券分析师和投资者常用其评估类似行业公司的运营表现[55] - 本文档中包含的某些金额和百分比已进行四舍五入，以便于展示[56] - 本文档中的百分比数字并不总是基于四舍五入后的数字计算，而是基于未四舍五入的金额，因此某些百分比可能与财务报表中的计算结果有所不同[56]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告了创纪录的季度运营和财务表现 石油和天然气产量增长23% 收入增长21% EBITDA增长46% 运输和商业成本降至每桶2美元 自由现金流为4400万美元 净利润为2000万美元 手头现金为1.47亿美元 [8] - 过去12个月的EBITDA为3.6亿美元 自由现金流为1.3亿美元 [13] - 公司拥有超过1.8亿桶净认证2P储量 价值27亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在拉丁美洲的资产基础上运营着7台钻机 [8] - 公司在Llanos 34的运营成本低至每桶4美元 [12] - 公司拥有超过5百万英亩的29个区块 分布在10个含油气盆地和6个国家 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在秘鲁和哥伦比亚的现有平台 以及进入厄瓜多尔 大大扩展了其增长前景 [16] - 公司最近成功进入厄瓜多尔 这是拉丁美洲最大最具吸引力的未开发石油系统之一 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有一个超过40亿美元的库存和新的潜在收购项目 并证明了其发展重要合作伙伴关系和战略联盟的能力 [14] - 公司开发了一个ESG价值体系 称为SPEED 以确保其成为首选雇主 首选合作伙伴和首选邻居 [10] - 公司的资本分配纪律使其具有卓越的投资效率 每投资1美元可产生3美元的运营净回报 过去12个月的资本回报率为38% [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其长期愿景和计划 以及持续的投资和能力建设 使其在行业中脱颖而出 [9] - 公司强调其16年来的持续增长记录 无论面临何种金融行业或政治危机 [11] - 公司认为其强大的短期和中期表现使其能够为长期发展做好准备 [15] 其他重要信息 - 公司继续通过投资1600万美元的回购计划为股东创造价值 [8] - 公司预计2019年的资本支出将在1.4亿至1.5亿美元之间 [22] - 公司预计将在第二和第三季度或今年剩余时间内分配更多现金用于回购计划 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于资本支出和自由现金流的提问 - 公司预计2019年的资本支出将在1.4亿至1.5亿美元之间 并将更多现金分配用于回购计划 [22][24] - 公司预计将在第二和第三季度或今年剩余时间内分配更多现金用于回购计划 [24] 问题: 关于商业和运输折扣的提问 - 公司预计第二季度商业和运输折扣将减少2美元/桶 并预计下半年将再减少1美元/桶 [32] 问题: 关于Cuerva和Yamu处置的提问 - 公司预计Cuerva和Yamu的处置将在第二季度结束前完成 [33] 问题: 关于秘鲁EIA批准的提问 - 公司预计秘鲁的EIA批准将在6月前完成 并预计首次生产将在2020年最后一个季度进行 [34][35] 问题: 关于IFRS 16采用的提问 - 公司解释了IFRS 16对其财务报表的影响 并指出其调整后的EBITDA数字与过去的会计方法一致 [37][38][39]

财务数据关键指标变化 - 2018年净利润为102,667千美元，2017年为亏损17,837千美元[44] - 2018年末总资产为862,660千美元，2017年末为786,163千美元[45] - 2018年经营活动提供现金256,206千美元，2017年为142,158千美元[46] - 2018年调整后EBITDA为330,556千美元，调整后EBITDA利润率为55.0% [47] - 2018年记录汇率损失590万美元，2017年为130万美元[51] - 2018年净油销售为545,490千美元，2017年为279,162千美元[44] - 2018年净气销售为55,671千美元，2017年为50,960千美元[44] - 2018年加权平均普通股基本股数为60,612,230股，稀释股数为65,370,782股[44] - 2018年每股基本收益为1.19美元，稀释每股收益为1.11美元[44] - 2018年和2017年公司资本支出分别为1.25亿美元和1.06亿美元[82] - 截至2018年12月31日，公司合并基础上的未偿总债务为4.47亿美元，主要包括2017年9月发行的2024年到期的4.25亿美元票据，年度偿债义务为2770万美元[153] - 由于前些年油价下跌造成的亏损，截至2018年12月31日，累计亏损达2.067亿美元[179] - 根据公司章程，公司有权发行最多51.71949亿股普通股，截至2018年12月31日，已发行6048.3447万股[183] - 2014 - 2018年期间，产量的复合年增长率为16%[228] - 2018年平均净产量为3.6万桶油当量/日，其中85%为石油[229][233] 各条业务线数据关键指标变化 - 2018年公司在巴西业务占合并资产的8%，占收入的5% [50] - 2018年全年，公司91%的收入来自石油，天然气占收入的9%[58] - 2018年全年，公司在哥伦比亚运营区块99%的石油销售给了Trafigura，占同期合并收入的82%[69] - 2018年全年，公司在智利向ENAP的原油和凝析油销售占总收入的3%，向Methanex的天然气销售占合并收入的3%[70] - 2018年，公司在巴西马纳蒂油田生产的所有天然气和凝析油都出售给了Petrobras；在阿根廷，天然气销售占总收入的1%，30%的石油产量（占总收入的2%）在内乌肯省当地销售，70%的石油产量（占总收入的3%）出售给阿根廷主要炼油厂[71] - 2018年，兰诺斯34区块含公司67%净探明储量，产生76%产量；费尔区块含6%净探明储量，产生8%产量；BCAM - 40特许权含3%净探明储量，产生8%产量；阿瓜达巴瓜莱斯区块含3%探明储量，产生3%产量；莫罗纳区块含17%净探明储量[115] - 截至2018年12月31日，公司巴西业务占总收入的5%[167] - 截至2018年12月31日，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[169] - 公司与巴西国家石油公司Petrobras签订的长期承购合同，覆盖巴西马纳蒂气田100%的净探明天然气储量[169] - 2018年公司全年净平均产量为36.0千桶油当量/日，其中79%、8%、5%和8%分别来自哥伦比亚、智利、阿根廷和巴西，85%为石油[204] - 截至2018年12月31日，净探明储量为1.084亿桶油当量，其中哥伦比亚、智利、巴西、阿根廷和秘鲁分别占69%、6%、3%、5%和17%[228][232] 市场价格波动情况 - 2014年1月1日至2018年12月31日，布伦特原油现货价格在每桶27.9美元至118.9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1.7美元至6.0美元之间波动，美国海湾甲醇现货驳船价格在每公吨250.0美元至635.1美元之间波动[57] - 2014年下半年开始的油价危机中，WTI和布伦特这两个主要国际油价指标在2014年8月至2016年3月间下跌超过60%[62] 资产减值情况 - 2014年和2015年，公司分别记录了940万美元和1.496亿美元的非金融资产减值；2016年，因预计市场价格上涨和成本结构改善，转回了2015年记录的570万美元减值；2018年，因预计市场价格上涨、成本结构改善以及已知的哥伦比亚La Cuerva和Yamu区块的公允价值减去处置成本，确认了1150万美元的减值损失转回，但因智利TdF区块销售协议终止，产生了650万美元的减值损失[60] 储采比及储量开发情况 - 截至2018年12月31日，公司在哥伦比亚、智利、阿根廷、巴西和秘鲁的净探明储量的储采比为8.2年；若2019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基础将在第一年下降34%[66] - 截至2018年12月31日，公司38%的净已探明储量已开发[138] 风险管理措施 - 2018年12月，公司决定管理哥伦比亚所得税余额的当地货币波动风险，与哥伦比亚当地银行签订了一份金额相当于9210万美元的衍生金融工具[74] 成本相关情况 - 公司部分成本降低与当地货币贬值有关，当地货币升值会增加成本并对经营结果产生负面影响[73] - 2017年阿根廷CN - V区块Río Grande Oeste x - 1勘探井原估计钻探和完井成本为420万美元，实际成本为550万美元[89] 运营突发事件 - 2018年7月最后一周，Ocensa管道运营因突发事件中断，公司虽能启用替代交付点并通过卡车运输避免生产受影响，但未来无法保证[96] 项目开发情况 - 秘鲁Morona区块项目开发需建设37公里长的柔性管道启动生产，全面开发还需97公里长的管道连接北秘鲁管道[102] 违规及责任情况 - 马纳蒂油田行政违规通知使巴西国家石油公司被罚款约1200万美元，公司作为特许权协议方可能承担10%责任[105] 业务拓展情况 - 2019年3月，公司与Frontera组成财团（各占50%）获得厄瓜多尔埃斯佩霍和佩里科区块生产分成合同，预计二季度完成收购，但需监管批准[108] - 2019年3月宣布拟通过收购厄瓜多尔的Espejo和Perico勘探区块进入该国市场，交易有待监管批准[220] 合同及许可证情况 - 巴西生产阶段特许权协议可在ANP酌情下续约，需提前12个月申请且无违约，否则可能提前终止[119] - 秘鲁莫罗纳区块许可证合同有效期30年不可续约，约三分之一期限已过，自2013年5月14日起处于不可抗力状态，合同期限将相应延长[120] - 阿根廷油气勘探许可证和开采特许权在多种情况下可被终止，如未按时付费、未履行义务等[121] - 2013年12月巴西联邦法院对ANP和GeoPark Brasil发出禁令，禁止执行PN - T - 597区块特许权协议，虽2015年7月签署含禁止非常规勘探条款的协议，但法官仍判定不应执行，10月9日ANP董事会废止该协议[134] 运营风险情况 - 公司海上作业面临多种风险，如环境、技术等，且因非作业方可能使风险加剧[105][106][107] - 公司在厄瓜多尔运营面临法律、监管、经济和政治等风险，可能增加成本影响财务状况[109] - 公司与土地所有者和当地社区谈判可能遇困难，导致运营延迟或成本增加[110][111][112][113] - 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造成不利影响[143] - 公司高度依赖管理和技术团队成员，招聘和留住合格人员的能力影响公司未来发展[144] 环境及法规风险情况 - 公司运营受众多环境、健康和安全法律法规约束，违反可能导致行政调查、合同终止、罚款等后果[145] - 公司可能无法完全遵守环境许可要求，部分马纳蒂油田生产系统和天然气管道的环境许可证已到期但已申请续期[147] - 公司可能需为自身及第三方的环境、健康和安全成本及责任负责，若未处理好可能影响运营[148] - 排放受管制物质可能使公司承担污染治理和设施改造的巨额成本，还可能面临其他责任[149] - 公司预计气候变化问题将受到更多关注，温室气体排放监管和气候变化的物理影响可能对运营和产品需求产生不利影响[150] - 公司考虑使用水力压裂技术开采非常规油气资源，若运营所在国家出台相关法规，可能增加成本、阻碍计划实施[152] 客户及信用风险情况 - 公司客户可能面临财务问题，影响其信用状况，进而对公司现金流和经营业绩产生不利影响[139] 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取决于资本可用性等诸多因素，且无相关经验，存在不确定性[142] 网络安全风险情况 - 公司业务可能受网络安全威胁等安全问题影响，尽管已采取措施，但仍可能面临系统中断、信息泄露等风险[156] 税收相关情况 - 2018年哥伦比亚政府推出税收改革，相关条款于2019年1月1日生效[165] - 2012年9月，智利实施“间接转让规则”，公司普通股转让可能需缴纳资本利得税[193] - 2017年12月5日，欧盟发布非合作税收管辖区名单，百慕大在列[194] - 百慕大《2018年经济实质法》和《2018年经济实质条例》于2018年12月31日生效[195] - 2019年3月12日，百慕大因经济实质立法问题被欧盟列入非合作税收管辖区名单[200] 股权相关情况 - 截至2019年3月15日，Gerald E. O'Shaughnessy等5名股东直接或通过私人基金持有公司35.4%的流通普通股[186] - 公司作为外国私人发行人，股东批准代表已发行普通股20%或以上的股权发行时无需股东批准[187] 票据相关情况 - 2024年到期票据的某些条款规定，发生根本性变化时，持有人有权要求公司以本金的101%加应计未付利息回购全部票据[185] 公司历史及发展情况 - 公司于2006年2月在百慕大注册成立，2013年7月31日更名为GeoPark Limited[201] - 公司是拉丁美洲领先的独立石油和天然气勘探生产公司，业务覆盖哥伦比亚、智利、巴西、阿根廷和秘鲁[203] - 2006年公司获得智利Fell区块100%作业权益，2008 - 2009年收购Otway和Tranquilo区块权益[209] - 2011年，LGI以1.48亿美元收购公司智利子公司20%股权和火地岛子公司14%股权[210] - 2018年11月收购LGI在智利和哥伦比亚子公司的全部股权，收购价包括已支付的8100万美元固定款项，以及2019年6月和2020年6月各支付1500万美元，未来三年或有三次各500万美元的或有付款[211] - 2012年第一季度进入哥伦比亚，收购三家私营勘探与生产公司[212] - 2013年2月发行3亿美元7.50%的2020年到期高级有担保票据，2017年9月回购2.84亿美元，10月赎回剩余1600万美元[221] - 2014年2月在纽交所上市，发行1399.97万股普通股，筹集9800万美元（扣除承销佣金和费用前）[222] - 2017年9月发行4.25亿美元6.50%的2024年到期高级票据，所得款项用于偿还债务和一般公司用途[223] - 拥有25个油气区块的工作权益和/或经济权益，其中24个为陆上区块，10个处于生产状态[231] 未来净收入折现值计算情况 - 2018年公司基于前12个月每月首日价格的12个月未加权算术平均值来估算已探明储量的未来净收入折现值[136] - 公司计算未来净收入折现值时使用10%的折现率，该折现率可能并非最合适[137] 潜在担保负债情况 - 截至2018年12月31日，公司潜在担保负债总额为3890万美元，主要与智利、巴西、秘鲁和哥伦比亚部分区块资本承诺有关[116] 未运营及非唯一所有者区块情况 - 截至2018年12月31日，公司未运营27%的区块，并非31%的区块的唯一所有者[127] 合同销售变化情况 - 2018年公司在智利的天然气几乎全部售予Methanex，销售占公司该年合并收入的3%，合同承诺购买量从40万SCM/d降至31.5万SCM/d，公司还有权额外多交付15%的量[123] 项目审批风险情况 - 2019年上半年若秘鲁莫罗纳区块的环境影响评估未获批准，项目建设和生产阶段将受负面影响[151]

财务数据和关键指标变化 - 2018年公司实现了创纪录的财务表现 油气产量增长31% 储量增长15% 储量替代率达到285% 每股净资产增长37%至40美元 EBITDA增长89%至3 3亿美元 资本支出仅为1 25亿美元 [6] - 自由现金流超过1 3亿美元 净利润超过1亿美元 每股收益为1 2美元 [7] - 公司通过33口井的钻探 成功率超过85% 进一步扩大了油气储量 同时继续降低资本和运营成本 成为低成本和高效运营的典范 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在哥伦比亚 秘鲁 智利 巴西和阿根廷的业务均表现良好 其中哥伦比亚是主要的产量贡献地区 预计到2022年 秘鲁的产量将达到5000至7000桶/天 [22] - 公司在秘鲁的3P储量大幅增加 预计未来几年将通过钻探将部分3P储量转化为2P储量 [28] - 公司在阿根廷的运营成本有所上升 主要是由于第四季度进行的修井作业 这些作业被计入运营成本 [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在拉丁美洲的五个国家拥有独立的运营团队 这些团队均取得了良好的业绩 [11] - 公司计划在2019年继续在哥伦比亚 阿根廷 智利和巴西进行35口以上的钻井作业 目标是实现15%的产量增长 并启动秘鲁的大型项目 [12] - 公司正在关注墨西哥和厄瓜多尔的新机会 特别是在厄瓜多尔的Intracampos招标中 公司已经获得资格 并对其中的机会感到兴奋 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过自筹资金进行扩张 所有钻井 团队 运营和新土地收购均由自有现金流支付 同时公司还在不断扩大规模 [11] - 公司计划通过现有资产和新增资产 到2022年将产量翻倍 其中现有资产将贡献大部分产量 新增资产将通过收购或新土地获得 [19] - 公司在哥伦比亚的Llanos 34和32区块拥有强大的团队 并计划参与哥伦比亚的永久竞争性招标 以进一步扩大在该国的业务 [64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层对2019年的前景持乐观态度 预计将继续实现15%的产量增长 并计划投入超过2亿美元的资本支出 这些支出将由公司自有现金流完全覆盖 [41] - 公司管理层认为 尽管墨西哥的进展有所放缓 但厄瓜多尔的新机会非常吸引人 特别是其即将进行的Intracampos招标 [24] - 公司管理层对秘鲁项目的进展表示满意 尽管环境影响评估的批准时间可能有所延迟 但公司已经做好了准备 一旦获得批准 将立即启动相关工作 [43] 其他重要信息 - 公司实施了股票回购计划 目前已回购了约80万股 总价值约1200万美元 [81] - 公司在哥伦比亚的ODL管道项目已完成98% 预计将在2019年第一季度末投入使用 这将为公司带来每桶1至1 5美元的运输成本节约 [36] - 公司在哥伦比亚的Tigui 2井已经开始测试并投入生产 日产量约为1000桶 且不含水 这是非常令人鼓舞的消息 [71] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司未来几年的产量增长预期 - 公司预计到2022年将实现产量翻倍 其中现有资产将贡献大部分产量 新增资产将通过收购或新土地获得 [19] - 哥伦比亚将继续是主要的产量贡献地区 预计到2022年 秘鲁的产量将达到5000至7000桶/天 [22] 问题: 公司在秘鲁的3P储量增长 - 公司在秘鲁的3P储量大幅增加 预计未来几年将通过钻探将部分3P储量转化为2P储量 [28] - 公司团队通过对井和地震数据的深入分析 确认了秘鲁Marañón盆地的储量潜力 预计该盆地的3P储量约为2亿桶 [31] 问题: 哥伦比亚Vasconia折扣的变化 - 2018年第四季度 Vasconia折扣约为每桶5美元 但到2019年初 这一折扣已缩小至每桶2美元 预计这一趋势将在短期内持续 [35] 问题: 公司在秘鲁项目的进展 - 公司正在等待秘鲁项目的环境影响评估批准 预计将在2019年4月至6月之间获得批准 一旦获得批准 公司将立即启动相关工作 [43] - 如果环境影响评估未能按时批准 公司可能会推迟2019年的部分活动 并将投资减少至2000万至2500万美元 [52] 问题: 公司在阿根廷的运营成本 - 公司在阿根廷的运营成本有所上升 主要是由于第四季度进行的修井作业 这些作业被计入运营成本 [45] 问题: 公司在哥伦比亚的市场策略 - 公司与Trafigura的营销协议已于2018年底到期 公司现在每六个月向潜在买家征求报价 并选择最佳报价进行销售 [60] - 公司预计2019年通过使用新物流 特别是管道运输 将带来每桶1至1 5美元的成本节约 [62] 问题: 公司在哥伦比亚的永久竞争性招标 - 公司已获得资格 并计划参与哥伦比亚的永久竞争性招标 特别是对Llanos盆地的区块感兴趣 [64] 问题: 公司在厄瓜多尔的Intracampos招标 - 公司已获得资格 并计划参与厄瓜多尔的Intracampos招标 预计该招标将非常具有竞争力 [68] 问题: 公司的勘探和评估钻井进展 - 公司在哥伦比亚的Tigui 2井已经开始测试并投入生产 日产量约为1000桶 且不含水 [71] - 公司在巴西的Praia dos Castelhanos井已完成钻探 预计将在2019年3月底进行测试 [71] - 公司在阿根廷的Challaco Bajo 1001井正在生产 日产量为3万立方米 但由于商业化问题 产量受到限制 [72] 问题: 公司的股票回购计划 - 公司已回购了约80万股 总价值约1200万美元 公司将继续选择性参与市场回购 [81] 问题: 公司在哥伦比亚的Llanos 34区块的勘探计划 - 公司计划在2019年8月开始钻探Jauke井 这是Llanos 34区块的一个非常有前景的构造 [88]