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