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]

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]