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]