财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后EBITDA为2.88亿美元,同比增长30%,主要由于天然气产量增加和TGS电价上涨带来的贡献 [7] - 第二季度资本支出同比下降28%,主要是由于2023年第三季度进行了大规模页岩气钻井和完井以及PEPE 4项目建设 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气产量同比增长37%,创新高,主要得益于新管线投产带来的Plan Gas合同 [6][14] - 页岩气占总产量的比重达到50%,较去年同期的23%大幅提升 [7] - 油气勘探与生产业务EBITDA同比增长24%,主要由于Plan Gas合同和寒冬天气带动 [12] - 电力业务EBITDA同比增长9%,主要由于PEPE 4投产以及水电发电量增加 [9][10] - 石化业务EBITDA同比增长50%,主要由于改性和SBR出口增加 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气出口量下降,但本地供应增加,主要用于热电发电 [15] - 天然气价格同比下降14%,主要由于出口量下降 [15] - 页岩油项目Rincon de Aranda的日产量已达1,600桶,计划于2027年达到4-4.5万桶/日的产能 [16][36][37] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正积极参与即将推出的LNG出口项目 [33][34] - 公司正在评估潜在的并购机会,但目前尚未发现合适的标的 [64][65][66] - 公司正在推进Rincon de Aranda页岩油项目,计划在2025年实现1-1.2万桶/日的产量,并在2027年达到4-4.5万桶/日的产能 [36][37][46][47] - 公司正在与YPF合作,利用Vaca Muerta Sur管线项目增加油品运输能力 [37][47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气需求在第三季度可能保持较高水平,但会受到季节性因素影响 [40][41] - 管理层表示未来几年内不会有大幅降低单位生产成本的空间 [56][57] - 管理层表示目前财务状况良好,不急于重返国际债券市场 [31][32] 其他重要信息 - 公司第二季度自由现金流为6000万美元,净债务大幅下降 [18] - 公司正在与政府就Genelba 3和Barragan扩建项目取消一事进行沟通 [67][68] - 公司正在与政府就天然气和电力价格调整政策进行沟通 [58][59][60][61][77][78] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Alejandra Andrade 提问** CAMMESA的付款情况如何? [21][22] **Nicolas Mindlin 回答** CAMMESA的付款情况良好,目前没有延迟,与历史最低水平一致。但ENARSA的付款有近一个月的延迟,预计未来几个月会正常化。 [22] 问题2 **Alejandra Andrade 提问** 2.3亿美元的减值是未确认的CAMMESA利息吗? [23] **Nicolas Mindlin 回答** 是的,这是由于公司接受了CAMMESA提出的以38债券结算12月和1月交易的提议,该提议未确认应计利息,导致公司确认了5300万美元的损失,其中2300万美元为未确认利息。 [24] 问题3 **Alejandra Andrade 提问** 基础设施项目进展如何? [25] **Horacio Turri 回答** 天然气管线方面,北部管线预计9-10月完工,可减少从玻利维亚的进口;TGS也提出扩建Nestor Kirchner管线的计划,将增加1400万立方米/日的运输能力。 油品管线方面,Del Valle项目将于明年3-4月投产,增加30万桶/日的运输能力;Vaca Muerta Sur项目也在进行中,将于2026年9月分期投产,最终达到54万桶/日的运输能力。 [26][27][28][29]

文章核心观点 - 个人投资者难依据华尔街分析师评级升级做决策，Zacks评级系统因盈利情况变化对短期股价走势的影响而实用，Pampa被升级为Zacks Rank 2，反映其盈利前景积极，股价可能上涨 [1][2][5] 分组1：Zacks评级系统介绍 - Zacks评级系统用与盈利预测相关的四个因素将股票分为五组，从Zacks Rank 1（强力买入）到Zacks Rank 5（强力卖出），自1988年以来Zacks Rank 1股票平均年回报率达+25% [3] - Zacks评级系统在任何时候对超4000只股票维持“买入”和“卖出”评级的比例相等，仅前5%获“强力买入”评级，接下来15%获“买入”评级 [15] 分组2：Pampa评级情况 - Pampa被升级为Zacks Rank 2，处于Zacks覆盖股票中预估修正排名前20%，意味着短期内股价可能上涨 [2] - Pampa评级升级反映盈利预估呈上升趋势，体现公司潜在业务改善，投资者对这一趋势的认可应会推动股价上涨 [4][11] 分组3：盈利预估修正相关 - 公司未来盈利潜力变化与短期股价走势强相关，机构投资者会根据盈利和盈利预估计算股票公允价值并买卖，导致股价变动 [6] - Zacks评级仅依赖公司盈利情况变化，通过Zacks共识预估追踪卖方分析师对当前和下一年的每股收益预估 [9] - 分析师持续上调Pampa的盈利预估，过去三个月Zacks共识预估增长12.6%，预计到2024年12月财年每股收益达7.90美元，同比变化43.6% [13][14] 分组4：投资决策建议 - 盈利预估修正趋势与短期股价走势强相关，追踪此类修正进行投资决策可能有回报，Zacks评级系统能有效利用盈利预估修正的力量 [12]

文章核心观点 - 临床阶段生物制药公司Addex Therapeutics宣布其新型γ-氨基丁酸B亚型受体（GABAB）正向变构调节剂（PAM）慢性咳嗽项目的积极成果将在7月19日的第十三届伦敦国际咳嗽研讨会（13th LICS）上展示，该调节剂在动物模型中显示出抗咳嗽活性且安全性优于巴氯芬，有望成为慢性咳嗽的一流治疗方法 [1][2][3] 公司信息 - Addex Therapeutics是一家专注于开发用于神经系统疾病的新型小分子变构调节剂组合的临床阶段生物制药公司，其股票在瑞士证券交易所和纳斯达克资本市场上市，代码为“ADXN” [1][5] - 公司的主要候选药物ADX71149已完成多项2期临床研究，第二个临床项目dipraglurant正在评估用于帕金森病相关运动障碍和中风/TBI后恢复的未来开发，在与Indivior的GABAB PAM合作中，多个候选药物正在推进用于物质使用障碍的临床候选药物选择，同时公司还持有Neurosterix LLC 20%的股份 [5] 项目成果 - 在豚鼠慢性咳嗽模型中，候选GABAB PAM显著且剂量依赖性地降低了柠檬酸诱导的咳嗽频率（最小有效剂量1 mg/kg），增加了咳嗽潜伏期，且亚慢性治疗后未出现耐受性迹象，与GABAB激动剂巴氯芬相比，选择性GABAB PAM显示出更宽的安全边际 [2] 行业背景 - 主要抑制性神经递质GABA激活离子型（GABAA）和代谢型（GABAB）受体，GABAB受体广泛表达于气道以及咳嗽神经回路的中枢和外周成分中，用巴氯芬激活GABAB受体治疗慢性咳嗽已得到临床验证，但巴氯芬存在严重副作用、半衰期短和慢性治疗期间疗效逐渐丧失等问题，靶向受体的变构位点有望提供更高选择性、更好耐受性和无耐受性等优势 [4]

文章核心观点 - 数据基础设施半导体解决方案领导者Marvell推出业界首款1.6Tbps AEC DSP，满足加速基础设施不断增长的带宽需求，获行业领先电缆制造商支持，AEC硅市场预计快速增长 [3][12] 产品介绍 - Marvell推出Marvell® Alaska® A 1.6T PAM4 DSP用于有源电缆，是业界首款1.6 Tbps AEC DSP，可满足新兴200G/通道加速基础设施架构需求 [3] - 该产品基于5nm工艺，采用领先的PAM4 DSP技术，可实现短距离铜互连解决方案，满足加速基础设施不断增长的带宽需求 [3][5] - 具备八个200 Gbps SerDes通道连接主机设备和铜缆，内置的均衡引擎使电缆传输距离超三米，适用于下一代加速基础设施 [7] - 具有经过验证的基于DSP的200G PAM4 SerDes、先进数字均衡器等多项特性，支持QSFP - DD和OSFP外形规格等 [8] 市场需求 - AI和机器学习应用推动数据中心内各组件间对更高连接带宽的需求，传统无源DAC在200G/通道速度下传输距离显著下降，AEC可解决铜互连距离问题 [3][6] - 历史上AI服务器多使用印刷电路板上的铜迹线连接加速器，如今为处理更大AI工作负载，需更多加速器并通过铜缆跨板连接，AEC在200G/通道信号传输中至关重要 [13] 市场前景 - 据650 Group预测，AEC硅市场预计每年增长64%，到2028年将达10亿美元，驱动AEC的DSP每年出货量近4000万单位 [12] 行业反馈 - Molex表示Marvell的Alaska A 1.6T AEC DSP使其能提供满足200G/通道铜缆传输距离要求的AEC解决方案 [9] - Amphenol Communications Solutions称使用该DSP可提供先进AEC铜互连解决方案，为高密度AI集群和数据中心基础设施带来性价比和功耗优势 [15] - TE Connectivity认为该DSP与自身先进布线解决方案结合，将为下一代机架内AI铜互连提供所需带宽 [16] 产品可用性 - 领先电缆合作伙伴将于8月对基于Alaska A 1.6T PAM4 DSP的有源电缆进行样品测试 [4] 公司简介 - Marvell与客户合作构建数据基础设施技术解决方案，25年来受全球领先科技公司信赖，用半导体解决方案处理和保障全球数据 [20]

文章核心观点 - 价值投资是一种在各种市场环境中都被证明成功的策略，Pampa Energia（PAM）是值得关注的价值股，多项估值指标显示其可能被低估且盈利前景良好 [1][4][8] 分组1：价值投资策略 - 价值投资是在各种市场环境中被证明成功的策略，投资者用基本面分析和传统估值指标寻找被市场低估的股票 [1] 分组2：Zacks相关系统 - Zacks专注于Zacks Rank系统，通过盈利预测和预测修正来寻找优质股票，同时关注价值、增长和动量趋势 [3] - Zacks开发了Style Scores系统，价值投资者可关注其“Value”类别，“Value”类别获“A”级且Zacks Rank高的股票是市场上最强的价值股 [6] 分组3：Pampa Energia（PAM）情况 - PAM目前Zacks Rank为1（强力买入），Value评级为A [4] - PAM的P/E比率为5.84，低于行业平均的12.64，过去一年其Forward P/E最高8.23，最低3.88，中位数6.12 [4] - PAM的P/B比率为0.82，低于行业平均的2.06，过去52周其P/B最高1.13，最低0.61，中位数0.85 [2] - PAM的P/CF比率为3.39，低于行业平均的10.94，过去52周其P/CF最高4.69，最低2.29，中位数3.24 [5] - PAM的P/S比率为1.42，低于行业平均的1.92 [7] - 多项指标显示PAM可能被低估，加上其盈利前景良好，是令人印象深刻的价值股 [8]

文章核心观点 价值投资是寻找优质股票的常用方法，结合Zacks Rank系统和Style Scores系统可筛选出特定特征股票，Pampa Energia（PAM）当前可能被低估，是市场上较强的价值股之一 [1][2][3][8] 投资方法 - 公司关注Zacks Rank系统，强调盈利预测和预测修正来寻找优质股票，同时关注价值、增长和动量趋势 [1] - 价值投资者使用成熟指标和基本面分析寻找当前股价被低估的公司 [2] - 投资者可结合Zacks Rank和Style Scores系统寻找特定特征股票，价值投资者可关注“价值”类别 [3] Pampa Energia（PAM）情况 - PAM当前Zacks Rank为1（强力买入），价值评级为A，市盈率为6.57，行业平均为14.24，过去52周其远期市盈率最高8.23，最低3.88，中位数6.02 [4] - PAM市净率为0.93，行业平均为2.03，过去一年其市净率最高1.13，最低0.61，中位数0.84 [5] - PAM市销率为1.55，行业平均为1.98，市销率因营收难以操纵常被用作更真实的业绩指标 [6] - PAM市现率为3.83，行业平均为8.68，过去一年其市现率最高4.69，最低2.38，中位数3.14，该指标可基于公司稳健现金流前景寻找被低估股票 [7]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为1.89亿美元 较去年同期下降8% [12] - 第四季度EBITDA也受到CAMMESA付款延迟的影响 [13] - 第一季度资本支出较去年同期下降36% 主要由于页岩气活动强劲和PEPE 4项目在2023年开发完成 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 第一季度调整后EBITDA为8500万美元 同比下降22% 主要由于1月CAMMESA发票的1700万美元减值 [16] - 第四季度发电量同比增长3% 主要由于Barragan新CCGT投产、门多萨水电站水位上升和PEPE 4投产 [17] - 第一季度可用性达96% 高于去年93% [18] 油气业务 - 第一季度调整后EBITDA为7000万美元 同比增长14% 主要由于国内天然气需求增加 [22] - 第一季度总产量达73,000桶油当量/天 同比增长27% [22] - 天然气产量占总产量的94% [22] - 单位提升成本下降19%至5.8美元/桶当量 [23] - 页岩气产量占总产量的40% 较去年同期的14%大幅增加 [10] 石化业务 - 第一季度EBITDA为1100万美元 同比增长58% 主要由于改质器销售增加和成本下降 [29] - 第一季度EBITDA较上季度下降45% 主要由于出口美元收入下降 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 国内天然气需求恢复 公司第一季度天然气产量同比增长31% 环比增长32% [8][25] - 出口至智利的天然气销量仍然疲软但好于去年第四季度 [21] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在开发Rincon de Aranda页岩油区块 首口井初产超过1,300桶/天 是该区域前三名之一 [24][53][55] - 公司计划在2024-2025年内再钻2个4口井组 预计可增加2,000立方米/天的产量 [61] - 公司正在与巴西政府就出口天然气进行谈判 如果达成协议可能会有2000-4000万立方米/天的额外需求 [56][57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对电力行业监管变化的前景表示不确定 希望监管机构能尽快解决CAMMESA付款问题 [39][40][44] - 管理层对公司的财务状况表示满意 这使公司能够应对CAMMESA付款延迟的影响 [91] - 管理层认为页岩油业务有进一步降低单位提升成本的空间 [92] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Ann Mill 提问** 电力行业的价格调整、未来电厂建设和电力购销合同的前景如何 [38] **Gustavo Mariani 回答** 由于CAMMESA付款问题 监管机构暂时无法关注这些问题 但迫切需要调整电价 未来电厂建设和电力购销合同的前景不确定 [39][40] 问题2 **Ann Mill 提问** 天然气管道基础设施建设的最新进展 [41] **Gustavo Mariani 回答** 北部管道逆流改造预计年底前完成 Nestor Kirchner管道压缩站第一期将在下个月内投产 增加6百万立方米/天产能 第二期预计年底前投产 [42][43] 问题3 **Alejandro Demichelis 提问** CAMMESA付款谈判和债券方案的最新进展 [45][46] **Gustavo Mariani 回答** 政府提出以50%折价的债券支付12月和1月的交易 2月交易将以现金支付 但行业已经拒绝了这一方案 双方正在继续谈判 [46][47]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2024年第一季度销售额4.01亿美元，同比下降7%[3] - 2024年第一季度调整后息税折旧及摊销前利润1.89亿美元，同比下降8%[4] - 归属于公司股东的净利润2.67亿美元，比2023年第一季度高89%[5] - 净债务增至7.18亿美元，净杠杆率为1.1倍[6] - 截至2024年5月6日，有13.635亿股普通股和5450万份美国存托股票，市值为3010亿阿根廷比索或2.705亿美元[4] - 2024年第一季度公司销售总收入为4.01亿美元，较2023年的4.31亿美元下降7%，净利润为2.68亿美元，较2023年的1.41亿美元增长89%[1][28] - 截至2024年3月31日，公司综合层面金融债务达15.63亿美元，略高于2023年末，净债务为7.18亿美元，较2023年12月增长17%，同比下降21%[23] - 2024年第一季度公司综合调整后EBITDA为1.89亿美元，较2023年的2.06亿美元下降8%[28][29] - 2024年Q1总合并调整后EBITDA为1.89亿美元，净收入为7.18亿美元，归属公司股东的净收入为2.67亿美元[44] 公司业务运营相关事件 - 自2024年2月起，CAMMESA延迟付款，截至目前，2023年12月、2024年1月和2月交易待付款超140亿阿根廷比索，销售未结清天数超120天，公司记录3400万美元减值损失[9] - 2024年2月获批额外天然气出口量，10 - 12月每天0.6百万立方米[10] - 2024年3月27日，TGS天然气运输关税方案获授权提高675%，有效期至12月31日[13] - 2024年4月15日，ENRE批准2024年输电关税审查计划，相关公司7月31日前提交提案，12月31日前获批，新提案2025年1月1日起生效五年[16][17] - 国际仲裁中，除支付与TGS租赁合同收入的33.60%外，POSA其他索赔被驳回，裁决金额2500万美元加利息，公司已计提900万美元，第一季度新增1600万美元，公司已上诉，付款暂停[19] - 2024年第一季度，公司发行了5520万美元的20系列可转债，支付了400万美元的净进口融资、9亿阿根廷比索的短期银行借款，并获得了5000万美元的银行借款[25] - 2024年4月，标普将CTEB的本地评级从“A +”上调至“AA - ”，将公司和TGS的全球评级从“CCC - ”上调至“CCC”[27] 发电业务数据关键指标变化 - 2024年第一季度，发电业务现金为8.16亿美元，金融债务为5.78亿美元，净债务为 - 2.38亿美元[22] - 2024年第一季度，发电业务调整后净销售额为1.54亿美元，较2023年下降11%，调整后EBITDA为8500万美元，下降22%，净利润为1.97亿美元，增长105%[28][30] - 公司运营发电在2024年第一季度同比增长3%，与阿根廷电网2%的增长一致，主要因CTEB的CCGT投产等因素，部分被CPB等调度减少等抵消[32] - 2024年第一季度公司运营机组可用性达96.2%，较2023年第一季度的92.6%提高353个基点，热可用性率为95.2%，较2023年第一季度的90.5%提高470个基点[32] - 电力业务2024年第一季度净发电5928GWh，同比增长3%；售电量6144GWh，同比增长2%；平均价格31美元/MWh，同比下降4%；平均毛利率20美元/MWh，同比下降3%[33] - 电力业务调整后EBITDA在2024年第一季度达8500万美元，同比下降22%，主要因CAMMESA发票付款削减等因素，部分被运营支出降低等抵消[33][34] - 2024年第一季度电力业务资本支出（不含CTEB）为2400万美元[34][39] - 电力生产业务2024年Q1净发电量为59.28亿千瓦时，同比增长3%，销售量为61.44亿千瓦时[45] - 电力生产业务2024年Q1新增装机容量1630兆瓦，总装机容量达5332兆瓦[45] - 电力生产业务中，部分电厂2024年Q1净发电量有较大变化，如HINISAHIDISAHPPL同比增长77%，PEPE3同比下降79%[45] 油气业务数据关键指标变化 - 2024年第一季度，油气业务现金为0.29亿美元，金融债务为9.85亿美元，净债务为9.56亿美元[22] - 2024年第一季度，油气业务调整后净销售额为1.5亿美元，较2023年下降3%，调整后EBITDA为7000万美元，增长14%[28] - 油气业务2024年第一季度销售收入1.5亿美元，同比下降3%；调整后EBITDA为7000万美元，同比增长14%[35] - 油气业务2024年第一季度总产量达7.31万桶油当量/天，同比增长27%；天然气产量1170万立方米/天，同比增长31%；石油产量4300桶/天，同比下降16%[36][37] - 公司天然气价格在2024年第一季度为3.2美元/MBTU，同比下降18%；石油价格为69.9美元/桶，略高于2023年第一季度[37] - 2024年第一季度油气业务净运营成本（不含折旧等）降至8200万美元，同比下降11%；每桶油当量开采成本降至5.8美元，同比下降19%[38] - 2024年第一季度油气业务财务净亏损2900万美元，较2023年第一季度改善12%，主要因阿根廷比索债务存量减少致财务利息降低[38] - 2024年第一季度油气业务资本支出为8800万美元[34][39] - 2024年第一季度El Mangrullo气田产量43.7千桶油当量/天，较2023年的33.8千桶油当量/天增长29%[46] - 2024年第一季度Río Neuquén气田产量8.9千桶油当量/天，较2023年的8.7千桶油当量/天增长2%[46] - 2024年第一季度Sierra Chata气田产量13.8千桶油当量/天，较2023年的7.1千桶油当量/天增长94%[46] - 2024年第一季度El Tordillo油田产量1.6千桶油当量/天，较2023年的2.3千桶油当量/天下降31%[46] - 2024年第一季度Gobernador Ayala油田产量1.1千桶油当量/天，较2023年的1.2千桶油当量/天下降10%[46] - 2024年第一季度总天然气权益产量68.8千桶油当量/天，较2023年的52.4千桶油当量/天增长31%[46] - 2024年第一季度总石油权益产量4.3千桶油当量/天，较2023年的5.1千桶油当量/天下降16%[46] - 2024年第一季度总产量73.1千桶油当量/天，较2023年的57.5千桶油当量/天增长27%[46] - Rincón del Mangrullo气田2024年第一季度产量1.5千桶油当量/天，较2023年下降5%[46] - 其他气田2024年第一季度产量0.9千桶油当量/天，较2023年的1.1千桶油当量/天下降25%[46] 石化业务数据关键指标变化 - 2024年第一季度，石化业务调整后净销售额为1.2亿美元，较2023年下降4%，调整后EBITDA为1100万美元，增长58%[28] - 石化业务2024年Q1调整后EBITDA达1100万美元，同比增长58%，总销量达11万吨，同比增长7%[40] - 石化业务2024年Q1销售收入1.2亿美元，同比下降4%，国内销售7600万美元，同比下降15%，国外市场销售4400万美元，同比增长22%[40] - 石化业务中，苯乙烯和聚苯乙烯2024年Q1销量2.3万吨，同比下降21%，SBR销量1万吨，同比增长19%[41] 控股及其他业务数据关键指标变化 - 2024年第一季度，控股及其他业务调整后净销售额为300万美元，较2023年下降25%，调整后EBITDA为2300万美元，下降22%[28] - 控股及其他业务2024年Q1调整后EBITDA为2300万美元，同比下降22%，运营亏损2400万美元，而2023年Q1亏损600万美元[42][43] - 控股及其他业务2024年Q1销售收入300万美元，同比下降25%，参与合营企业的收益为4000万美元，同比增长208%[42] - 控股及其他业务2024年Q1财务结果净亏损700万美元，而2023年Q1净收益3300万美元[42]

汇率数据 - 2019 - 2023年年底比索兑美元汇率分别为59.890、84.150、102.720、177.160、808.450 [18] - 2024年1 - 4月每月月底比索兑美元汇率分别为826.400、842.200、858.000、875.000 [18] - 2023年12月10日上任的总统哈维尔·米莱使比索兑美元进一步贬值54%[22] - 2023年阿根廷比索兑美元贬值356.3%，2022 - 2020年分别为72.5%、58.9%和102.2%[23] - 截至2023年12月31日，官方汇率与非正式汇率差距约为17%[26] 宏观经济数据 - 2024年IMF预计阿根廷实际GDP下降2.8%，2025年预计增长5.0%[21] - 截至2024年4月24日，阿根廷央行国际储备总计300.23亿美元[23] - 2024年1 - 3月阿根廷CPI分别为20.6%、13.2%和11.0%[23] - 2023年4 - 12月阿根廷CPI分别为8.4%、7.8%、6.0%、6.3%、12.4%、12.7%、8.3%、12.8%和25.5%[23] - 2023 - 2021年阿根廷全国CPI变化分别为211.4%、94.8%和50.9%[23] - 2022年累计初级赤字为1955.1408亿比索，占GDP的2.4%；2023年累计初级赤字为5483.3053亿比索，占GDP的2.9%[26] - 2023年12月，国家公共部门初级支出实际同比下降6.2%[26] - 2024年1月和2月，公共部门分别获得5.18亿比索和3.38亿比索的财政盈余[26] - 阿根廷在2023年透明国际腐败感知指数中排名第98位[27] - 2018年和2023年阿根廷遭遇严重干旱，农业生产分别受损约60亿美元和至少104亿美元[34] 公司业务风险 - 阿根廷经济脆弱，经济下滑、政治发展、汇率波动、高通胀等或影响公司业务、运营结果和财务状况[19] - 公司部分业务依赖政府特许权，撤销或终止将产生重大不利影响[19] - 公司劳动力多为工会成员，可能面临罢工等有组织劳工行动，影响业务[19] - 阿根廷存在电力传输限制，或影响公司发电业务财务结果[19] - 公司发电业务依赖天然气供应，供应或价格波动会影响运营结果[19] - 公司与CAMMESA的能源供应协议违约可能导致处罚和协议终止，影响运营结果[20] - 阿根廷石油和天然气生产特许权和勘探许可证可能不续约或被撤销[20] - 资本流出阿根廷的限制可能影响美国存托股票（ADS）持有人接收股息、分配和出售所得，影响ADS市场价值[20] - 阿根廷政府过去干预电力部门，未来措施对公司业务、财务状况和经营成果的影响不确定[30] - 俄乌战争导致全球大宗商品价格波动，可能影响阿根廷天然气供应，进而影响公司发电调度资产[31] - 哈马斯 - 以色列战争及中东冲突可能导致全球经济不稳定和金融市场不确定性，影响公司经营成果[31] - 新冠疫情等全球公共卫生威胁可能对公司业务运营、财务状况和经营成果产生重大不利影响[31] - 公司部分业务依赖政府特许权，特许权的撤销或终止将对公司业务产生重大不利影响[35] - 公司从CAMMESA收取现货市场和PPA销售的能源和容量资金，近年支付平均延迟70天，截至报告日，CAMMESA欠公司1331.91亿比索，其中2023年12月交易389.08亿比索、2024年1月439.66亿比索、2月503.18亿比索均逾期未付[39] - 公司与CAMMESA和ENARSA签订天然气供应合同，从二者及阿根廷政府获得付款，目前付款均严重延迟[40] - 截至年报日期，某些征用和谴责事件可能构成违约事件，若宣布可能加速债务偿还；部分未偿债务包含破产、重组违约事件及交叉违约或加速条款[40] - 公司部分现有债务和未来可能的债务包含肯定和限制性契约，限制公司创建留置权、产生额外债务、处置资产、支付股息或合并、出售业务等能力[40] - 公司发电设施、管道等可能因自然灾害、事故、恐怖袭击受损，设施也面临机械或电气故障风险[40][41] - 公司虽多数业务集中在阿根廷，但在玻利维亚和厄瓜多尔等拉美国家有投资，拉美经济、社会、政治和监管波动及政府干预影响公司业务[41][42] - 2019年公司与YPF联合中标CTEB交易并于6月26日完成，2023年公司收购Rincón de Aranda区块额外权益，截至报告日两交易均未获国家反垄断当局批准[42] - CTB交易和/或Rincón de Aranda区块参与权收购若未获批，公司业务、财务状况和经营业绩可能受重大不利影响[43] - 气候变化、能源转型和相关监管框架可能影响公司业务、经营业绩和财务状况[44] - 公司子公司的投资项目可能由Pampa提供担保，导致额外担保债务，影响公司财务健康[43] - 公司扩张项目许可证和授权发放延迟，可能影响商业运营并导致损失[51] - 违反与CAMMESA和WEM大用户的能源供应协议，可能导致罚款和协议终止[51] - 风电场发电受气象条件影响，可能导致销售违约和罚款[51] - 水电厂发电受水文条件影响，自2006年以来水文条件不佳[51] - 公司可能无法延长HINISA、HIDISA和HPPL的特许权协议期限[52] - 公司为附属公司提供的担保可能被强制执行，影响运营结果[53] - 公司能源项目可能因设备故障等问题影响运营和财务状况[53] - 自2002年，受政府补贴致电价成本低影响，阿根廷电力需求显著增长，新政府或削减补贴、提高电价，影响公司业务[55] - 2011年12月起，阿根廷政府采取资金回流和收费措施影响油气业务，2012年4月对YPF国有化并修改运营体系[56] - 阿根廷油气生产特许权有效期25、30或35年，可延长10年，但公司无法确保特许权未来能延长[56] - 公司油气业务多通过联合经营开展，若无法解决与合作伙伴分歧或维持合作，将影响业务和财务状况[60] - 公司有投资承诺，未及时履行可能导致合作协议违约、担保丧失及相关区域权利丧失[60] - 油气勘探和生产活动面临经济、环境和运营风险，若风险发生，公司可能遭受重大运营损失或业务中断[60] - 公司每年至少估算一次油气储量，2023年12月31日的估算由Gaffney, Cline & Associates审计，但估算基于的假设可能不准确[60] - 若公司在任何应税年度被认定为PFIC，美国股东出售或处置股票或ADS的收益及分红可能面临大幅增加的联邦所得税和繁琐的报告要求[67] 债务相关 - 2022年1月28日，阿根廷与IMF签署协议， refinance超过400亿美元的债务[24] - 2023年8月22日，阿根廷经济部宣布从世界银行和美洲开发银行获得13亿美元新贷款[24] - 2023年12月，阿根廷政府支付9亿美元到期债务给IMF，资金来自拉美和加勒比开发银行9.6亿美元贷款[24] - 2024年1月10日，IMF达成技术协议，待董事会批准后将支付4700万美元[24] - 2022年10月28日，阿根廷与巴黎俱乐部达成新协议，前三次分期付款利率从9%降至3.9%，逐步提高到4.5%[24] - 阿根廷长期外币债务穆迪评级为“Ca (Stable)”，标普为“CCC (Stable)”，惠誉“C”，2023年3月30日标普将其长期外币评级从“CCC+”降至“CCC-”，6月13日惠誉确认“CCC-”评级[37] 公司业务数据 - 公司是阿根廷领先的独立能源综合公司，发电装机容量为5332兆瓦，占阿根廷装机容量的12%，预计PEPE VI扩建后将达5471兆瓦[71] - 2023年公司发电业务收入为6.48亿美元，营业收入为2.72亿美元[75] - 截至2023年12月31日，公司油气探明储量约为1.99亿桶油当量，其中65%为探明已开发储量，天然气占比约94% [76] - 2023年公司在阿根廷的油气平均日产量为6.54万桶油当量，是该国第五大天然气生产商，油气业务收入为5.63亿美元，营业利润为1.4亿美元[76] - 截至2023年12月31日，公司石化业务国内市场份额在94% - 100%，收入为5.07亿美元，营业利润为4500万美元[77][78] - 公司新的风电场项目PEPE VI预计总投资5亿美元，分三个阶段建设，前两阶段将分别增加94.5兆瓦和45兆瓦的发电能力，预计2024年下半年投产[75] - 截至2023年12月31日，公司持有该国最大天然气运输公司TGS 26.5%的直接和间接权益[79] - 截至2023年12月31日，公司电力传输业务覆盖22.4公里的高压输电线路，约占阿根廷高压系统的86% [79] - 公司持有厄瓜多尔一条输油管道运营公司OCP 63.74%的间接权益，该管道运输能力为45万桶/天[79] - 2023年公司控股及其他业务收入为1400万美元，营业亏损为3300万美元[79] - PEPE IV项目于2021年四季度宣布，总投资约1.3亿美元，2023年6月17日完成调试，装机容量81MW，2023年发电量达274GWh，负载系数P50为63%[80] - PEPE VI项目于2023年2月宣布，总投资预计5亿美元，分三阶段建设，目前开发前两阶段，第一阶段94.5MW、第二阶段45MW，预计2024年下半年投产[81] - 2023年8月16日，公司将Greenwind 100%股份置换为Rincón de Aranda区块45%股份，成为该区块唯一所有者[82] - 2022年12月14日，公司等提议Parva Negra Este区域计划，包括授予评估地块、面积减少50%至143平方公里、ExxonMobil转让42.5%权益，协议于2023年12月5日获批[84] - 2023年6月23日，公司收购Rincón de Aranda区块额外45%权益，持股达100%；7月26日就授予CENCH达成谅解备忘录，8月16日交易完成[87][88] - 2023年2 - 12月，公司获多项向智利出口天然气许可，最大日出口量分别为220万立方米、122万立方米、86万立方米、145.2万立方米、60万立方米[89] - 2023年1月19日，公司终止Anticlinal Campamento 9口井15%权益，占2022年天然气产量不到1%；2月3日，Aguaragüe区块特许权延期10年至2034年，待省法令发布[91] - 公司曾持有Refinor 28.5%股份，2022年9月15日出售50%股份，售价570万美元，买方已付30%，2023年12月22日就剩余70%付款达成协议[92] - 2023年水电和风电资产装机容量1225MW，市场份额2.8%，净发电量3170GWh，市场份额2.3%；火电资产装机容量4107MW，市场份额9.4%，净发电量17809GWh，市场份额12.7%[94][96] - PEPE VI项目计划2024年下半年投产，第三季度投产95MW，第四季度投产45MW，总装机140MW[97] - CTGEBA总装机容量为1253兆瓦，占阿根廷装机容量的2.9%，2000 - 2023年历史平均年发电量为5294吉瓦时[98] - CTEB总装机容量为847兆瓦，占阿根廷装机容量的1.9%，2013 - 2023年平均年发电量为1525吉瓦时[99] - CTLL装机容量约为780兆瓦，占阿根廷装机容量的1.8%，1997 - 2023年平均年发电量为2390吉瓦时[100] - CPB装机容量为620兆瓦，占阿根廷装机容量的1.4%，1997 - 2023年平均年发电量为1845吉瓦时[101] - CTG总装机容量为361兆瓦，占阿根廷装机容量的0.8%，1993 - 2023年平均年发电量为1564吉瓦时[102] - CTIW总装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%，2018 - 2023年平均年发电量为281吉瓦时[104] - CTPP总装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%，2018 - 2023年平均年发电量为241吉瓦时[106] - CTP装机容量为30兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%，2011 - 2023年平均年发电量为102吉瓦时[107] - EcoEnergía发电能力为14兆瓦，占阿根廷装机容量的0.03%，2012 - 2023年平均年发电量为89吉瓦时[108] - 公司拥有HIDISA 61%的有表决权资本，其装机容量为388兆瓦，占阿根廷装机容量的0.9%，1990 - 2023年平均年发电量为526吉瓦时[110] - HPPL装机容量为285兆瓦，占阿根廷装机容量的0.7%，2000 - 2023年平均年发电量为928吉瓦时[114] - 自2002年8月起，公司支付1%的水电特许权使用费，每年递增1%直至达到12%上限，另需向阿根廷政府支付月费用，为计算特许权使用费金额的0.5%[115] - PEPE II装机容量为53兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%，2020 - 2023年历史平均年发电量为215吉瓦时[117] - PEPE III 2020 - 2023年历史平均年发电量为238吉瓦时，负载系数P50为63%[118] - PEPE IV 2023年发电量达274吉瓦时，贡献81兆瓦可再生能源，负载系数P50为63%[119] - PEA装机容量为99.75兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%，2020 - 2023年历史平均年发电量为328吉

油气段资产和折旧 - 油气段资产包括设备、厂房和设备（$919,758百万）以及商誉（$27,978百万）[11] - 油气段折旧费用为$50,337百万[11] - 管理层评估油气储备，用于确定油气领域的设备、厂房和设备的折旧以及资产的可回收性[12] - 油气段非金融长期资产的减值损失为$30,456百万[25] 收购和资产互换 - 2023年8月16日，公司完成了对Rincón de Aranda区块额外45%权益的收购，并转让了其在Greenwind S.A.的100%股权，记录了$2,485百万的收益[29] - 公司在交易中记录了$85百万的收益，以反映资产互换的结果[29] 公允价值评估和审计 - 管理层在估计所收购资产和承担负债的公允价值时应用了重大判断[30] - 审计包括评估管理层使用的假设，如产品参考价格、未来需求、成本演变和宏观经济变量[31] 财务报表编制和监督 - 公司管理层负责根据IFRS会计准则编制和公允列报合并财务报表[36] - 审计委员会负责监督集团的财务报告过程[37] 财务表现 - 2023年12月31日，公司总收入为5137.27亿阿根廷比索，相比2022年的2421.82亿阿根廷比索和2021年的1446.41亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司毛利润为1936.03亿阿根廷比索，相比2022年的925.21亿阿根廷比索和2021年的536.90亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司营业利润为1177.54亿阿根廷比索，相比2022年的884.51亿阿根廷比索和2021年的564.26亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司净利润为366.91亿阿根廷比索，相比2022年的649.00亿阿根廷比索和2021年的237.86亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司总综合收益为15453.45亿阿根廷比索，相比2022年的2227.54亿阿根廷比索和2021年的703.62亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司每股基本和稀释收益为25.25阿根廷比索，相比2022年的46.97阿根廷比索和2021年的19.29阿根廷比索有所下降[70] 债务和费用 - 2023年12月31日，公司债务中未到期的阿根廷综合养老金系统债务为15.55亿阿根廷比索[46] - 2023年12月31日，公司审计和相关服务费用占全年总费用的92.51%，占审计和相关服务总费用的50.86%，占所有项目总费用的47.89%[46] 合规和标准 - 公司已应用预防洗钱和恐怖融资的程序，符合布宜诺斯艾利斯自治市经济科学专业委员会发布的相应专业标准[46] - 公司财务报表符合阿根廷公司法和全国证券委员会的相关决议[46] 资产和负债 - 公司总资产从2022年的840,064百万阿根廷比索增加到2023年的3,817,196百万阿根廷比索[71] - 非流动资产从2022年的601,881百万阿根廷比索增加到2023年的2,738,024百万阿根廷比索[71] - 流动资产从2022年的238,183百万阿根廷比索增加到2023年的1,079,172百万阿根廷比索[71] - 股东权益从2022年的404,620百万阿根廷比索增加到2023年的1,950,696百万阿根廷比索[72] - 非流动负债从2022年的323,746百万阿根廷比索增加到2023年的1,444,818百万阿根廷比索[72] - 流动负债从2022年的111,698百万阿根廷比索增加到2023年的421,682百万阿根廷比索[72] 现金流量 - 2023年净利润为36,691百万阿根廷比索，2022年为64,900百万阿根廷比索[75] - 2023年经营活动产生的现金流量净额为177,099百万阿根廷比索，2022年为81,197百万阿根廷比索[75] - 2023年投资活动使用的现金流量净额为75,354百万阿根廷比索，2022年为75,055百万阿根廷比索[75] - 2023年融资活动使用的现金流量净额为53,093百万阿根廷比索，2022年为5,064百万阿根廷比索[75] 市场和业务运营 - 公司在阿根廷的高压电力传输网络运营和维护业务中，通过Transener控制86%的市场份额，该网络长度为22,391公里[80] - 公司在阿根廷的天然气运输业务中，通过TGS控制9,248公里的天然气管道，并参与天然气液体的加工和销售[80] - 公司在厄瓜多尔的石油管道运输业务中，拥有450千桶/天的运输能力，公司间接持有34.08%的股份[80] - 公司在阿根廷的电力生成业务中，通过多个发电单元提供服务，包括风能、水能等多种可再生能源技术[90] - 公司在阿根廷的电力销售合同中，通过Energy Plus和MATER机制销售电力，最大销售量为283 MW和187 MW[97][102] - 公司在阿根廷的电力生成业务中，正在建设的风能项目容量为140 MW[91] 经济和市场环境 - 阿根廷经济在2023年前三季度GDP累计下降1.6%，通胀率为211.4%，比索对美元贬值356.3%[86] 电力项目和合同 - 公司决定放弃在布宜诺斯艾利斯省拉斯阿马斯风电场项目的及时调度优先权，并收回已提供的保证金，金额为1250万美元[105] - 公司通过CTLL、CTIW和CTPP电厂与CAMMESA签订了有效协议，销售能源和电力容量总计305兆瓦[113] - 公司通过CTGEBA热电厂与CAMMESA签订了批发电力购买协议，销售能源和电力容量总计400兆瓦，为期15年[115] - 公司通过Renovar项目与CAMMESA签订了供应合同，总容量为99.75兆瓦，用于PE Arauco[117] - 公司提交了CTGEBA II项目的投标，容量为300兆瓦，以及通过CTB提交的11兆瓦CC扩建项目，均已获得批准[122] - 公司通过CTLL热电厂和CTEB的封闭循环电厂，分别签订了79兆瓦和280兆瓦的协议[110] - 公司获得了PEPE VI（阶段1和2）的139.50兆瓦参考调度优先权[108] - 公司执行了与CAMMESA的协议，涉及CTLL和GTGEBA电厂的联合循环以及CTB的开式循环GT单元，协议有效期从2023年3月1日至2028年2月29日[143] - 公司分配了用于供应Genelba Plus的CC和Energy Plus合同的固定运输和天然气量，并设定了计算燃料成本的指导方针以支持其Energy Plus合同[156] - 公司将在2024年2月起，根据SE决议No. 976/23，CAMMESA将对WEM和Tierra del Fuego的WEM系统的分销代理和服务提供商收取新的费用，这些费用将直接转嫁给GUDI客户的账单[157] - 新的附加费用包括：(i) 能源价格的稳定费用和 (ii) 补充电力调整，旨在使GUDI成本与GUME和GUMA成本保持一致[158] 能源报酬和政策 - 对于热力发电机，根据使用的燃料类型，设定了发电和运行能源的报酬，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬范围为310至542美元/MWh，运行能源的报酬为108美元/MWh[136] - 对于水力发电厂，无论规模大小，设定了发电和运行能源的报酬，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬为271美元/MWh，运行能源的报酬为108美元/MWh[137] - 对于抽水蓄能电站，考虑了发电和抽水所用的能源，并且在SE决议No. 440/21、No. 238/22、No. 826/22和869/23中，分别认可了77美元/MVAr、145美元/MVAr和367美元/MVAr的报酬[138] - 对于非常规能源，设定了单一的报酬值，无论使用何种能源，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬为2,167美元/MWh[139] - 从2022年11月起，为热力和水力发电机设定了在高峰时段发电的差异化报酬方案，高峰时段为每天的18:00至23:00，报酬值为当前高峰时段发电价格的两倍[141] - 根据SE决议No. 59/23，联合循环系统的所有者可以选择执行与CAMMESA的可用性和效率优化协议，协议包括85%的净功率容量可用性承诺，为期最长5年，并设定了2,000美元/MW-月的报酬[142] 天然气计划和出口 - 公司获得GasAr计划第一轮和第三轮的延期，直至2028年，保持原投标价格分别为3.6美元/MBTU和3.347美元/MBTU[187] - 公司在GasAr计划第四轮第二部分中，获得480万m³/天的平价天然气需求，价格为3.485美元/MBTU[187] - 公司在GasAr计划第四轮第二部分中，获得300万m³/天的峰值天然气需求，价格为5.190美元/MBTU，以及190万m³/天的峰值天然气需求，价格为4.770美元/MBTU[187] - 公司在2023-2024年冬季和夏季分别承诺生产1570万m³/天和1380万m³/天的天然气，相比2022年冬季增长44%[189] - 公司从2025年起，在Reinsurance计划下承诺生产1380万m³/天的天然气[189] - 公司参与GasAr计划第五轮第二部分，与Aguaragüe联合运营，预计从2023年第四季度起，天然气产量增量超过40万m³/天，公司持有15%的股份[190] - 公司获得2022年第三和第四季度以及2023年第一季度的RAPIDGN和RADPIP福利证书[173] - 公司已申请2023年第二、第三和第四季度的福利证书，但截至财务报表发布日期尚未获得[174] - 公司在GasAr计划第一轮中，获得490万m³/天的天然气基础量，价格为3.60美元/MBTU，有效期为四年[179] - 公司在GasAr计划第一轮中，额外获得100万m³/天的冬季天然气量，价格为4.68美元/MBTU[180] - 公司通过GasAr计划在2023年9月27日获得SE决议No. 799/23批准，销售增量天然气给ENARSA，价格为2023年10月至2026年12月期间每MMBTU 9.8美元，2027年1月至2028年12月期间每MMBTU 6美元[191] - 2023年和2022年，GasAr计划受益者分别获得平均每日287百万立方米和451百万立方米的天然气，价格分别为每MBTU 3.4美元和3.5美元（其中Neuquina盆地分别为185百万立方米和276百万立方米）[197] - 2023年，公司通过补充招标获得每日25百万立方米的天然气，价格为每MBTU 2.6美元（其中Neuquina盆地为15百万立方米）[197] - 2021年5月和12月，公司获得向智利出口天然气的许可，分别为每日1.5百万立方米和1.22百万立方米[199] - 2022年8月，公司通过GasAr计划获得向智利出口天然气的许可，每日最大量为1,492百万立方米[199] - 2022年11月17日，SE决议No. 774/22规定了新的出口程序，Neuquina盆地和Austral盆地在2023年10月至2024年4月期间的夏季配额分别为每日9百万立方米和2百万立方米[200] - 自2021年7月中旬起，CAMMESA通过GasAr计划受益者发起的每两周一次的招标，提供剩余天然气，最高价格与计划第一轮相同[196] - 2021年4月27日，SE决议No. 360/21规定了新的天然气出口程序，GasAr计划受益者可以优先和固定基础出口天然气，最低销售价格为第一轮夏季价格[198] - 2022年1月10日，SE决议No. 6/23更新了GasAr计划和再保险计划下执行的天然气PIST价格[194] - 2022年5月27日，SE决议No. 403/22更新了GasAr计划下现有合同的天然气PIST价格，减少了联邦政府的补贴[192]