财务数据和关键指标变化 - 营收同比增长11%，环比增长7%，达到6.21亿美元，主要受季节性天然气销售、商品价格、电力现货价格和Energía Plus推动，但去年Loma和Piquirenda的PPA到期、Loma 5号燃气轮机停机以及缺乏受监管的电价抵消了部分增长 [5] - 调整后EBITDA为2.46亿美元，同比下降5%，环比基本持平，原因包括上述因素以及以美元计算的工资支出增加 [6] - 第三季度资本支出同比增长87%，环比增长27%，主要由于电力扩张项目PEPE III的快速推进以及Barragán项目的收尾工作 [6] - 自由现金流为1100万美元，由三大业务的出色运营表现推动，同时受净债务服务的影响 [17] - 第三季度净现金流为1.19亿美元，截至9月现金达到6.85亿美元 [18] - 总债务为16亿美元，与上一季度相似，其中85%为美元计价，平均利率为8.3%，净债务和杠杆率分别为9.27亿美元和1.3倍，平均期限略微降至3.7年，公司在2027年前没有重大债务到期 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - EBITDA为8900万美元，同比下降29%，环比下降10%，主要由于PPA到期、Loma停机以及比索费用增加，但更好的现货能源价格和Energía Plus的销售增长部分抵消了这些影响 [7] - 第三季度发电量同比下降17%，主要由于CAMMESA为发电采购的天然气有限，影响了Genelba Barragán，导致更多使用液体燃料发电，同时本季度也经历了一些停机和计划检修，但更高的水力发电量有所抵消 [7] - 发电业务的可用性达到96%，略高于去年的95%，远高于系统平均的78% [7] E&P业务 - 天然气产量同比增长20%，环比增长6%，平均每天1070万立方米，超过全国4%的增长率 [10] - 调整后EBITDA为1.17亿美元，为2018年以来最高季度，同比增长13%，环比增长15%，主要由于天然气表现和更高的实现油价，但活动增加、出口和工资支出导致成本上升部分抵消了增长 [12] - 总生产量平均每天超过6.8万桶油当量，其中92%为天然气 [12] - 开采成本同比增长45%，环比增长16%，但以每桶油当量计算仅同比增长22%，环比增长8%，为6.6美元，显示了运营效率 [13] - 原油销售占本季度该部门收入的20%，销量同比相似，但环比增长20%，接近每天6000桶自有产量 [13] - 天然气平均价格为每百万英热单位4.8美元，同比和环比均增长9%，为2018年以来最高 [14] 石化业务 - EBITDA为1900万美元，远高于去年的700万美元，主要由于更好的价格和更高的辛烷值基础产品在当地市场的调度，但更高的原材料成本部分抵消了增长 [16] - 销量同比下降7%，主要由于出口减少和轮胎行业冲突，但当地对苯乙烯和辛烷值基础产品的需求增长有所抵消，本季度总销量的三分之一用于出口 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 87%的销售与美元挂钩，其余为电力现货和受监管的公用事业，以比索计价 [5] - 第三季度是旺季，销售偏向零售，B2B份额略有减少，出口份额将在第四季度起飞，自10月起至明年5月，公司开始以照付不议的方式每天向智利出口150万立方米天然气 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进Ensenada Barragán的CCGT项目，进入最后阶段，预计年底达到商业运营日期（COD） [8] - PEPE III风电场扩建项目已完成72%，预计2023年2月实现首批54兆瓦投产，3月实现剩余27兆瓦投产 [9] - 公司正在钻探页岩气井以增加份额，在Sierra Chata钻探了4口页岩气井，并钻探和完成了2口致密气井 [11] - 公司对Néstor Kirchner管道项目持乐观态度，预计明年6月底完工，这对行业和国家都很重要，若管道按时完工，可节省25 - 30亿美元的美元支出 [33][35] - 公司希望在即将到来的Plan Gas招标过程中增加天然气市场份额，但这是一个竞争过程 [27][40] - 公司正在考虑参与Petrobras出售Río Neuquén区块三分之一股权的并购过程，公司和YPF在该地区有优先购买权 [32] - 公司认为TGS的LNG项目具有战略意义，希望在明年选举前做出决策并启动项目，具体参与金额仍待讨论 [51][52] - 公司在剥离非核心资产后，正在关注页岩油和可再生能源领域的并购机会，但目前尚无具体项目 [53][67] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 明年冬季，CAMMESA可能会再次尝试最大限度地使用液体燃料而非进口LNG，因为LNG期货价格显示与今年冬季相似甚至更高 [24] - CAMMESA的付款规律性在过去3个月有所改善，目前最后一次付款延迟25天，预计春季和夏季资金压力较小，付款延迟情况会减少 [25] - 公司希望在Plan Gas招标中成功，以增加天然气产量，提高新工厂的利用率，从而降低开采成本 [37][38] - 公司预计明年发电业务的调整后EBITDA将上升，因为没有PPA到期，且有新的风电场和热电厂投入使用 [59] 其他重要信息 - 公司从Edenor出售融资里程碑中收取了2000万美元，完成了该笔交易，并以超过2000万美元的价格收购了Mario Cebreiro风电场的全部所有权 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司是否有计划替换到期的PPA？ - 公司一直在与YPF合作推进Central Térmica Ensenada Barragán的联合循环项目，预计年底开始PPA，这将是一个重要的新增PPA；同时，PEPE III风电场扩建项目的80兆瓦也将上线，部分可能在年底前，其余在明年第一季度 [23] 问题2: 发电用天然气短缺问题是否仍然存在，以及CAMMESA付款延迟情况如何？ - 今年冬季，由于柴油等液体燃料价格首次低于进口LNG，CAMMESA最大限度地使用了液体燃料，但这种情况在春季、夏季和明年秋季不会出现，预计明年冬季可能会再次出现；CAMMESA的付款规律性在过去3个月有所改善，目前最后一次付款延迟25天，预计春季和夏季资金压力较小，付款延迟情况会减少 [24][25] 问题3: 未来2年天然气产量的预期是多少？ - 公司一直在投资增加生产能力，特别是在EL Mangrullo地区，新的天然气处理厂即将完工，但具体产量取决于即将进行的新管道招标，招标结束后会有更清晰的预期 [27] 问题4: 请提醒2023 - 2024年PPA的结束和开始时间？ - 未来3.5年（至2026年7月）没有PPA到期 [29][30] 问题5: 到2028年公司天然气产量的可见性如何？ - 需要更多关于招标的信息才能确定 [31] 问题6: 公司是否有兴趣增加在Río Neuquén区块的持股比例，以及与Petrobras的情况如何？ - Petrobras已宣布出售其在Río Neuquén区块三分之一的股权，公司和YPF有优先购买权，公司会分析机会并参与竞争过程，具体决策取决于最终价格 [32] 问题7: 请更新Néstor Kirchner管道项目的情况，行业是否预计它能按时为明年冬季准备好？ - 公司对管道按时完工持乐观态度，目前工作正在全速进行，管道已开始运抵施工现场，虽然有很多障碍，但尚未发现导致悲观的因素；该管道对行业和国家都很重要，若按时完工可节省25 - 30亿美元的美元支出 [33][35] 问题8: 未来2年E&P业务的预期资本支出是多少，有多少取决于管道是否准备好，相应的产量增加是多少？ - 2023年的资本支出取决于管道是否准备好以及在招标过程中的成功情况，预计在5亿美元左右，部分用于维持生产，大部分用于增加产量；2024年情况类似，无法给出具体数字 [37] 问题9: 由于通胀，开采成本上升，未来成本预期如何，公司能否采取措施管理成本？ - 开采成本上升部分原因是新产能尚未充分利用，若在招标中成功增加天然气产量，提高新工厂的利用率，开采成本有望略有下降 [38] 问题10: 公司在即将到来的Plan Gas轮次中的立场或策略是什么？ - 公司希望增加在天然气行业的市场份额，但这是一个竞争过程，不便讨论具体策略 [40] 问题11: 考虑到没有Bahía Blanca的再气化船以及不确定新管道是否能按时完工，如何看待即将到来的冬季？ - 新管道对明年冬季非常重要，若没有再气化船，平均每天将减少1300万立方米天然气供应，而新管道第一阶段可提供1100万立方米，若管道延迟，冬季将非常艰难，CAMMESA将不得不增加液体燃料的消耗 [43] 问题12: 公司计划何时将天然气生产从致密气田转移到页岩气田？ - 公司目前正在从致密气向页岩气转移，相关活动将在接近明年冬季时加强，明年将在运营区域钻探30 - 35口井，大部分将针对Vaca Muerta页岩气层 [44] 问题13: 公司是否积极寻求增加对原油生产的关注，目前扩张计划的进展如何？ - 在公司运营的区域，需要与合作伙伴达成协议才能开始开发，目前正在讨论，希望明年某个时候能够达成协议并开始试点项目和勘探工作 [45] 问题14: 是否预计传统机组的电价会上涨？ - 公司正在与当局讨论，当局理解公司受通胀影响较大，行业需要调整电价以应对通胀，但目前尚未有确切消息，希望年底前能有公告 [46] 问题15: 2024年水电特许权到期，政府有什么计划？ - 公司的水电特许权在2024年和2029年到期，目前不清楚政府的计划，但这不会对明年的业务产生影响 [48] 问题16: 是否会在明年选举前决定推进TGS的LNG项目，Pampa是否会对TGS进行重大股权投资？ - 公司希望在明年选举前对该项目做出决策，认为该项目对公司、行业和国家都具有战略意义；Pampa将参与该项目的合资企业，但具体投资金额尚未确定 [51][52] 问题17: 目前阿根廷能源链的哪些子行业对收购更具吸引力？ - 出售Refinor后，公司已剥离非核心资产，目前正在关注页岩油和可再生能源领域的并购机会，但尚无具体项目 [53][67] 问题18: 预计明年是否开始缴纳公司税，还是仍有税收抵免可用？ - 2023年公司仍有税收抵免，预计不会缴纳所得税 [54] 问题19: 请估计根据Plan Gas制度向能源部销售天然气的逾期应收账款？ - 该逾期应收账款不太重要，因为补贴仅适用于向分销公司销售的部分，收款延迟情况与CAMMESA类似，且近期有所改善 [56] 问题20: 考虑到PPA即将到期，预计明年发电业务的EBITDA是多少？ - 公司不提供预测，但预计明年发电业务的调整后EBITDA将上升，因为没有PPA到期，且有新的风电场和热电厂投入使用 [59] 问题21: 向智利出口天然气的最大运输能力是多少，出口价格是多少？ - 从Neuquen盆地有两条管道，名义总容量为每天1050万立方米，但由于阿根廷和智利的限制，实际平均每天为850 - 900万立方米；公司目前通过其中一条管道每天出口150万立方米，平均价格略高于8美元（扣除出口税后略低于8美元）；另一条Gas Pacífico管道容量相似，但智利需求较小，目前阿根廷通过该管道每天出口约50万立方米 [60][61] 问题22: 考虑到天然气供应、Bahía Blanca再气化船缺失以及天然气管道预期扩张，预计2023年冬季的电力调度情况如何？如果新天然气管道的COD延迟几周会怎样？ - 如果管道延迟，冬季将非常艰难，CAMMESA将不得不增加液体燃料的消耗；预计天然气供应情况与2022年冬季相似，因为最有可能的情况是新管道在6月底投入使用，取代2022年通过Bahía Blanca的LNG船进口的天然气 [62] 问题23: 关于放宽石油和天然气公司外汇限制的规定有什么更新？ - 有规定允许增加出口的石油和天然气公司使用官方外汇进行某些用途，如偿还进口、支付股息等，但尚未完全实施；若实施，Pampa每季度可获得约4000万美元的官方外汇 [65][66] 问题24: 出售Refinor后，是否有计划剥离其他资产或进行其他并购？ - 目前没有重大资产剥离计划，公司正在关注页岩油和可再生能源领域的并购机会，但尚无具体项目 [67] 问题25: 公司在进口产品方面是否有问题导致项目延迟？ - 目前尚未遇到严重问题，但情况日益复杂，例如公司明年增加天然气产量需要进口新的压裂设备，但仍在处理相关复杂性，希望能够解决，这对2023年的生产至关重要 [70] 问题26: 是否会重新考虑对Vaca Muerta石油业务进行资本分配，该业务的经济效益最近有显著改善？ - 公司同意该业务前景良好，今年一直在努力推进一个石油区域的开发，但需要与合作伙伴达成协议，希望明年能够宣布相关进展 [73] 问题27: 请提供致密页岩气资产的全周期盈亏平衡情况，能否区分运营成本和资本支出？ - 公司在演示文稿中已提供开采成本，页岩气接近每百万英热单位4美元，致密气则低得多；从财务报表可以看出，E&P业务的运营现金流为正，致密气的全周期价格较为合适 [74]

公司概况 - 阿根廷公司，2005年成立，2007年上市，通过10亿美元收购成最大综合电力公司，2009年涉足油气领域，2016年15亿美元交易增强资产组合[8][9] - 股东结构为NYSE占29%，BASE占45%，管理层占26%[10] 资产与财务 - 资产组合含发电、上游、石化、中游、输电等业务，发电装机容量4970MW，在建361MW；上游日产64.6kboepd，92%为天然气；石化产品有苯乙烯等；中游天然气管道9233km；输电线路21697km[12] - 2022年二季度末持续经营业务销售21.98亿美元，调整后息税折旧摊销前利润9.36亿美元，净债务11.29亿美元，市值13.51亿美元，员工4529人[19] - 2022年二季度自由现金流 - 6200万美元，同比降1.34亿美元，环比降6300万美元[23] 业务板块 - 发电：最大独立发电商，运营15座电厂，占市场份额13%，热电机组可用性高[37][39][41] - 油气勘探生产：领先独立天然气生产商，占非常规天然气市场份额13%，日产64.6kboepd，有15700万桶油当量P1储量[48][49] - 公用事业：Transener运营阿根廷最大高压电网，占市场份额86%；TGS是阿根廷和拉美最大天然气运输公司，运输约60%的国内天然气消费[73][80] 发展前景 - 计划开发瓦卡穆尔塔地区天然气储量，发电业务有扩张计划，资本支出在现金流范围内，资产负债表强劲，净债务与息税折旧摊销前利润比率为1.2倍[87] Q2 2022业绩 - 合并调整后息税折旧摊销前利润同比增27%，环比增10%，天然气业务表现突出[94] - 发电业务调整后息税折旧摊销前利润同比增18%，机组可用性达95.8%，同比增195个基点[101][104] - 油气业务天然气产量创新高，调整后息税折旧摊销前利润可观，销售价格和产量向好[106][115]

公司债务情况 - 截至2022年6月30日，公司欠阿根廷综合社会保障系统的债务达3.703亿美元，该日期均不可索赔[10] 公司整体财务指标变化 - 2022年上半年收入9.9523亿阿根廷比索，2021年同期为6.1211亿阿根廷比索，同比增长62.6%[16] - 2022年上半年销售成本6.1259亿阿根廷比索，2021年同期为3.5343亿阿根廷比索，同比增长73.3%[16] - 2022年上半年毛利润3.8264亿阿根廷比索，2021年同期为2.5868亿阿根廷比索，同比增长47.9%[16] - 2022年上半年营业利润3.1248亿阿根廷比索，2021年同期为2.4446亿阿根廷比索，同比增长27.8%[16] - 2022年上半年净利润1.8705亿阿根廷比索，2021年同期为0.6638亿阿根廷比索，同比增长181.8%[16] - 2022年上半年其他综合收益5.0486亿阿根廷比索，2021年同期为3.0195亿阿根廷比索，同比增长67.2%[16] - 2022年上半年综合收益总额6.9191亿阿根廷比索，2021年同期为3.6833亿阿根廷比索，同比增长88%[16] - 2022年上半年归属于公司所有者的基本和摊薄每股收益为13.37阿根廷比索，2021年同期为6.84阿根廷比索，同比增长95.5%[18] - 2022年第二季度收入5.5512亿阿根廷比索，2021年同期为3.2576亿阿根廷比索，同比增长70.4%[16] - 截至2022年6月30日，公司总资产为52.9835亿阿根廷比索，较2021年12月31日的39.6653亿增长33.58%[20] - 非流动资产从2021年12月31日的28.1011亿增至2022年6月30日的37.5999亿，增幅33.80%[20] - 流动资产从2021年12月31日的11.5642亿增至2022年6月30日的15.2292亿，增幅31.69%[20] - 截至2022年6月30日，公司总权益为25.1921亿阿根廷比索，较2021年12月31日的18.4040亿增长36.88%[22] - 非流动负债从2021年12月31日的17.7506亿增至2022年6月30日的22.4737亿，增幅26.61%[22] - 流动负债从2021年12月31日的3.5107亿增至2022年6月30日的5.3177亿，增幅51.47%[22] - 2022年上半年公司利润为1.8705亿阿根廷比索，较2021年同期的6638万大幅增长181.79%[26] - 2022年上半年其他综合收益为5.0486亿阿根廷比索，较2021年同期的3.0195亿增长67.19%[26] - 法定储备从2021年12月31日的5203万降至2022年6月30日的4718万，降幅9.32%[22][26] - 自愿储备从2021年12月31日的5.4528亿增至2022年6月30日的9.9274亿，增幅82.06%[22][26] - 2022年上半年持续经营业务利润为1.8705亿阿根廷比索，2021年同期为1.3767亿阿根廷比索[29] - 2022年上半年公司总营收为9.9523亿阿根廷比索，2021年同期为6.1211亿阿根廷比索，同比增长62.6%[106][108][110] - 2022年上半年公司销售成本为6.1259亿阿根廷比索，2021年同期为3.5343亿阿根廷比索，同比增长73.3%[106][108][111] - 2022年上半年公司毛利润为3.8264亿阿根廷比索，2021年同期为2.5868亿阿根廷比索，同比增长47.9%[106][108] - 2022年上半年公司营业利润为3.1248亿阿根廷比索，2021年同期为2.4446亿阿根廷比索，同比增长27.8%[106][108] - 2022年上半年公司净利润为1.8705亿阿根廷比索，2021年同期为0.6638亿阿根廷比索，同比增长181.8%[106][108] - 截至2022年6月30日，公司资产为52.9835亿阿根廷比索，负债为27.7914亿阿根廷比索[107] - 2022年上半年公司物业、厂房及设备和无形资产增加2.4002亿阿根廷比索，2021年同期增加0.8887亿阿根廷比索，同比增长170.1%[107][109] - 2022年上半年能源现货市场销售为1.2287亿阿根廷比索，2021年同期为0.7243亿阿根廷比索，同比增长69.6%[110] - 2022年上半年石油、天然气和液体销售为2.7475亿阿根廷比索，2021年同期为1.1248亿阿根廷比索，同比增长144.3%[110] - 2022年上半年石化产品销售为3.2310亿阿根廷比索，2021年同期为1.8442亿阿根廷比索，同比增长75.2%[110] - 2022年上半年销售费用为33.58亿阿根廷比索，2021年同期为10.83亿比索[112] - 2022年上半年管理费用为73.26亿阿根廷比索，2021年同期为40.43亿比索[113] - 2022年上半年勘探费用为1500万阿根廷比索，2021年同期为4400万比索[114] - 2022年上半年其他经营收入为43.57亿阿根廷比索，2021年同期为48.46亿比索；其他经营费用为26.32亿阿根廷比索，2021年同期为38.31亿比索[115] - 2022年上半年财务收入为4.5亿阿根廷比索，2021年同期为3.37亿比索；财务成本为87.94亿阿根廷比索，2021年同期为78.41亿比索；其他财务结果为 - 41.7亿阿根廷比索，2021年同期为29.31亿比索[116] - 2022年上半年所得税损失为2900万阿根廷比索，2021年同期为6.106亿阿根廷比索；当期所得税税率为35% [117] - 2022年6月30日物业、厂房及设备原值总计311.688亿阿根廷比索，2021年同期为234.426亿阿根廷比索[118] - 2022年6月30日物业、厂房及设备折旧总计 - 141.298亿阿根廷比索，2021年同期为 - 98.981亿阿根廷比索[120] - 2022年6月30日物业、厂房及设备净账面价值总计213.941亿阿根廷比索，2021年同期为153.639亿阿根廷比索[120] - 2022年上半年资本化于物业、厂房及设备的金额为1.23亿阿根廷比索，2021年同期无资本化财务成本[116][118] - 截至2022年6月30日，无形资产原值总计64.59亿阿根廷比索，较2021年6月30日的45.86亿增长约40.84%[121] - 截至2022年6月30日，递延所得税资产净额为260.73亿阿根廷比索，较2021年12月31日的86.75亿增长约200.55%[122] - 截至2022年6月30日，存货总计215.9亿阿根廷比索，较2021年12月31日的158.88亿增长约35.9%[123] - 截至2022年6月30日，非流动准备金总计177.58亿阿根廷比索，较2021年12月31日的144.44亿增长约22.95%；流动准备金总计5.94亿阿根廷比索，较2021年12月31日的5.6亿增长约6.07%[124] - 截至2022年6月30日，非流动所得税和最低名义所得税准备金总计264.05亿阿根廷比索，较2021年12月31日的192.87亿增长约36.9%；流动所得税准备金为102.56亿阿根廷比索，较2021年12月31日的20.98亿增长约388.85%[127] - 截至2022年6月30日，以摊余成本计量的金融资产非流动总计125.85亿阿根廷比索，较2021年12月31日的108.21亿增长约16.3%；流动总计12.76亿阿根廷比索，较2021年12月31日的5.37亿增长约137.62%[129] - 截至2022年6月30日，以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产非流动总计36.54亿阿根廷比索，较2021年12月31日的29.98亿增长约21.9%；流动总计564.28亿阿根廷比索，较2021年12月31日的470.26亿增长约19.99%[130] - 截至2022年6月30日，非流动贸易及其他应收款总计32.84亿阿根廷比索，较2021年12月31日的33.79亿下降约2.81%；流动贸易及其他应收款总计596.54亿阿根廷比索，较2021年12月31日的408.92亿增长约45.88%[131][132] - 截至2022年6月30日，金融资产减值期末金额为10.45亿阿根廷比索，较2021年6月30日的11.65亿下降约10.3%；其他应收款减值期末金额为0.48亿阿根廷比索，较2021年6月30日的0.24亿增长约100%[133] - 截至2022年6月30日，公司现金及现金等价物总额为1.3172亿阿根廷比索，较2021年12月31日的1.1283亿有所增加[134] - 截至2022年6月30日，公司借款总额为18.3792亿阿根廷比索，较2021年12月31日的14.7795亿有所增加[135] - 2022年6月30日，公司基本和摊薄每股收益为13.37阿根廷比索，2021年为6.84阿根廷比索[156] - 2022年6月30日调整净利润与经营活动现金流的金额为2.3759亿阿根廷比索，2021年为1.7315亿阿根廷比索[157] - 2022年6月30日经营资产和负债的变化为 - 1.7286亿阿根廷比索，2021年为 - 0.897亿阿根廷比索[158] - 2022年6月30日通过增加贸易应付款购置物业、厂房及设备为 - 0.6176亿阿根廷比索，2021年为 - 0.1839亿阿根廷比索[159] - 截至2022年6月30日与关联方的贸易应收款（当前）为1.031亿阿根廷比索，截至2021年12月31日为0.786亿阿根廷比索[164] - 2022年上半年与关联方销售商品和服务的金额为3.8亿阿根廷比索，2021年为2.169亿阿根廷比索[165] - 2022年上半年与关联方购买商品和服务的金额为 - 9.07亿阿根廷比索，2021年为 - 2.714亿阿根廷比索[165] - 2022年上半年与关联方的服务费用为 - 0.0032亿阿根廷比索，2021年为 - 0.0086亿阿根廷比索[165] - 2022年上半年与关联方的其他经营（费用）和收入净额为 - 0.0094亿阿根廷比索，2021年为 - 0.0081亿阿根廷比索[165] - 2022年上半年与关联方的金融收入为0.0124亿阿根廷比索，2021年为0.0174亿阿根廷比索[168] - 2022年上半年与关联方收到的股息为0.0854亿阿根廷比索，2021年为0.1038亿阿根廷比索[168] - 截至2022年6月30日，公司非流动资产总计1.5147亿阿根廷比索，较2021年12月31日的1.3215亿增长[169] - 截至2022年6月30日，公司流动资产总计8.3183亿阿根廷比索，较2021年12月31日的7.0971亿增长[169] - 截至2022年6月30日，公司资产总计9.9874亿阿根廷比索，较2021年12月31日的8.4186亿增长[169] - 截至2022年6月30日，公司非流动负债总计19.0913亿阿根廷比索，较2021年12月31日的15.454亿增长[169] - 截至2022年6月30日，公司流动负债总计2.2536亿阿根廷比索，较2021年12月31日的1.8588亿增长[169] - 截至2022年6月

财务数据和关键指标变化 - 公司Q2营收同比增长28%，达到5.87亿美元，主要受天然气产量增加、大宗商品价格上涨、B2B Energía plus销售增长以及传统能源和监管价格上涨的推动，但Loma、Barragán和Piquirenda的收入下降抵消了部分增长，约85%的销售额与美元挂钩 [5] - 调整后EBITDA为2.53亿美元，同比增长6%，环比增长13%，主要得益于上述因素以及更好的运营利润率，但维护和承包商成本增加以及比索相关费用上升部分抵消了增长 [6] - Q2资本支出同比增长49%，环比增长30%，主要是由于天然气计划承诺和PEPE III及Barragán的电力扩张 [6] - 公司录得自由现金流流出6200万美元，主要是由于季节性账单影响营运资金、对CAMMESA的付款延迟增加以及天然气承诺交付导致E&P资本支出大幅增加 [22] - 本季度净现金减少4100万美元，季度末现金余额为5.66亿美元 [23] - 公司总债务为15亿美元，与上一季度相似，其中97%以美元计价，平均利率为7.8%，平均期限略微缩短至3.9年，净债务略微增加至9.02亿美元，净杠杆率保持在1.3倍 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - Q2 EBITDA为9900万美元，同比和环比均下降18%，主要是由于PPA到期和当地货币费用增加，但热B2B利润率提高和现货能源销售部分抵消了下降 [7] - Q2发电量同比增长18%，远高于国家电网1%的综合增长率，由于5月开始的旺季，热电机组需求旺盛，联合循环机组满负荷运行，双燃料机组使用液体燃料发电 [7] - 公司发电业务的可用性率达到近98%，远高于系统平均的77%，Ensenada Barragán的CCGT项目已完成超过80%，预计2022年底投入运营，PEPE III风电场扩建项目已完成超过一半，预计2023年2月和5月分别新增50兆瓦和31兆瓦的装机容量 [9][10] E&P业务 - 天然气产量在6月达到创纪录的1120万立方米/天，Q2平均产量为1020万立方米/天，同比增长38%，环比增长14%，超过全国14%的增长率 [11][12] - Q2调整后EBITDA为1.02亿美元，同比增长39%，环比几乎翻倍，主要得益于天然气表现和油价上涨，但活动增加和出口费用导致成本上升部分抵消了增长 [14] - 总生产成本平均为6.5万桶油当量/天，其中92%为天然气，开采成本同比增长62%，环比增长35%，但效率方面仅同比增长20%，环比增长5%，达到6.2美元/桶油当量 [14][15] - 原油在本季度的收入中占比19%，销售量同比相似，但环比下降11%，为4700桶/天，当地销售增加，但出口在7月恢复 [15] - 天然气平均销售价格为4.4美元/百万英热单位，同比增长14%，环比增长25%，主要受出口价格和当地天然气价格上涨的推动 [16] 石化业务 - Q2调整后EBITDA为1900万美元，高于去年的1600万美元，主要得益于更广泛的利润率和重整产品的销量增加，以及聚苯乙烯需求增长，但原材料成本上升部分抵消了增长，环比EBITDA增长超过两倍 [18][19] - 销售量同比增长19%，主要是由于辛烷值基础、聚苯乙烯和石脑油的需求增长，Q2出口占总销售额的41% [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计通过向智利出口天然气，在Q3和Q4将带来约2000 - 2500万美元的增量收入，出口价格平均接近8美元/百万英热单位 [56] - 公司预计在10月至次年5月的淡季，以照付不议的方式向智利出口150万立方米/天的天然气，价格接近8美元/百万英热单位，另外还预计出口约50万立方米/天的天然气，价格仍在与智利方面协商中 [58] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2023年6月前完成14口针对Vaca Muerta地层的水平井钻探，以增加页岩气的份额 [13] - 公司正在努力维持1100万立方米/天的天然气产量水平，即使在冬季结束后也不降低，并正在努力寻找过剩产量的销售渠道 [17] - 公司通过交换要约成功解决了2023年到期的部分债务，减少了1.22亿美元的现金支出，并发行了2.93亿美元的2026年新债券，以加强债务结构并保持充足的现金储备，推动核心业务的投资计划，特别是天然气生产 [25][26] - 公司预计新的天然气管道将于明年冬季中旬投入使用，届时将增加1100万立方米/天的输送能力，公司希望能源部尽快宣布新的天然气计划，以利用这一新增输送能力 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司未来前景持乐观态度，认为成功 refinance 2023年到期债务使公司能够专注于增长和提高产量，新的能源和经济部长宣布的措施对公司是利好消息 [77][78] - 对于石化业务，管理层认为尽管部分细分市场增长放缓，但第三季度仍有望表现良好，第四季度不确定性较大，但总体来看公司有望实现良好的年度业绩 [42] 其他重要信息 - 公司在6月最后一周和7月第一周收到了出售Edenor 61%股权的最后一笔4000万美元款项，至此完成了1亿美元的收款 [51] - 公司Loma de la Lata的一台燃气轮机出现技术问题，保险公司应承担超过60天的业务中断损失以及扣除免赔额和自保留存后的部分，约900万美元，但公司希望与供应商协商解决问题，避免向保险公司索赔 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 未来两到三年，新的运输能力下，公司油气产量的预期如何？ - 目前公司没有土地可以大幅增加石油产量，但正在与Rincón de Aranda的合作伙伴讨论在Vaca Muerta地区开始钻探的可能性，但尚未确定 [29] - 天然气方面，公司目标是继续增长，目前天然气处理厂已满负荷运行，日产量达到1120万立方米，希望通过向智利出口在夏季维持这一产量水平，为了增加产量，公司正在建设El Mangrullo的新天然气处理厂，预计明年冬季前完工，新增500万立方米/天的处理能力，同时，新的天然气管道预计明年冬季中旬投入使用，将增加1100万立方米/天的输送能力，公司希望能源部尽快宣布新的天然气计划，以利用这一新增输送能力 [30][31][34] 问题: 未来几个季度，公司发电厂的维护计划是怎样的？ - 第三季度通常在9月至10月对联合循环机组进行维护，涉及Loma de la Lata和[indiscernible] 2号机组，以及Piquirenda和Ingeniero的部分涡轮机 [35] 问题: 2022年剩余时间以及2023年和2024年，PPA合同的结束和开始情况如何？ - Ensenada Barragán的280兆瓦新蒸汽轮机项目预计在年底完成，将签订10年的PPA合同，预计2023年开始产生影响，PEPE III风电场扩建项目将新增80兆瓦的装机容量，预计2023年2月和5月分别有50兆瓦和30兆瓦投入运营，从现在到2026年底，公司没有PPA合同到期，下一次到期时间为2026年和2027年 [36][37][38] 问题: 公司天然气产量的增长在多大程度上依赖于新的天然气管道？ - 公司天然气生产几乎全部集中在Neuquina盆地，该盆地已达到内部市场和向智利出口的输送能力上限，在新管道明年冬季中旬投入使用之前，除了在盆地内获得少量市场份额外，没有其他增加产量的途径 [39][40] 问题: 石化业务在本季度表现出色，但全球市场7月和8月利润率下降，公司对该业务今年剩余时间的预期如何？ - 石化业务今年表现出色，可能再创纪录，尽管部分细分市场增长放缓，但第三季度有望表现良好，第四季度不确定性较大，但总体来看公司有望实现良好的年度业绩 [41][42] 问题: 与3月相比，公司净债务略微增加了5000万美元，主要原因是什么？ - 净债务增加主要是由于营运资金问题，过去几个月CAMMESA的付款延迟增加，主要是由于季节性账单，其次是由于风电农场扩建的高额资本支出和一些额外费用，最后是由于一些金融投资的损失，部分在7月得到抵消，但公司预计净债务的增加不会持续，这将取决于未来营运资金和CAMMESA付款延迟的情况 [43][44] 问题: 请评论公司应收账款的积累以及从CAMMESA收款的天数？ - 过去几个月，由于季节性因素，CAMMESA的付款延迟波动且恶化，最近几周达到约90天，而去年同期为70天，公司希望情况在未来几个月得到改善 [45] 问题: 公司生产和资本支出水平的展望如何？ - 公司希望在非高峰季节维持1100万立方米/天的天然气产量，如果能够实现销售目标，将有信心维持这一产量水平，今年E&P的资本支出预计约为3.5亿美元，明年预计降至2 - 2.5亿美元，主要用于维持性支出，今年发电业务的发电量接近19太瓦时，较去年有显著增加，使公司在电网中的地位更加稳固，今年发电业务的资本支出预计为1.4亿美元，其中5000万美元用于维护，9000万美元用于PEPE III风电场扩建，明年的资本支出将大幅减少 [46][47] 问题: 2023年7月到期的约9300万美元债券将如何处理？ - 如果现行法规保持不变，公司预计将参与债券交换，目前持有未交换债券的金额仅为300万美元，公司认为这是一个合理的数字，考虑到公司的现金流生成能力，未来几个月，公司将根据资本支出计划和当时的法规情况分析替代方案 [49] 问题: 资产负债表中资产销售流入的情况如何？ - 这主要是由于公司在6月最后一周和7月第一周收到了出售Edenor 61%股权的最后一笔4000万美元款项，至此完成了1亿美元的收款 [51] 问题: Loma de la Lata的一台燃气轮机出现技术问题，保险公司应承担多少费用？ - 保险公司应承担超过60天的业务中断损失以及扣除免赔额和自保留存后的部分，约900万美元，但公司希望与供应商协商解决问题，避免向保险公司索赔 [52] 问题: 能源部长的新任命对公司有何影响？ - 部分新任命的官员公司比较熟悉，与他们有良好的对话和关系，对于新任命的能源部长，公司了解她，因为公司在她所在的省份有资产，公司对她的能力持乐观态度，到目前为止，政府宣布的措施对行业是积极的，包括电价调整和减少补贴，以及对Vaca Muerta的激励措施，这些都是行业的好消息，尽管阿根廷宏观经济形势严峻，但在能源领域，政府正在朝着解决问题的正确方向前进，有望对宏观经济形势起到积极作用 [53][54][55] 问题: 向智利出口天然气在Q3和Q4将带来多少增量收入？ - 公司即将获得向智利出口150万立方米/天天然气的许可，预计出口价格平均接近8美元/百万英热单位，假设夏季当地价格与出口价格相差约4 - 5美元，出口合同将带来约2000 - 2500万美元的增量收入 [56] 问题: 淡季公司预计能向智利出口多少天然气，价格如何？ - 公司预计在10月至次年4月的夏季，以照付不议的方式向智利出口150万立方米/天的天然气，价格接近8美元/百万英热单位，另外还预计出口约50万立方米/天的天然气，价格仍在与智利方面协商中 [58] 问题: 如果新管道明年冬季未准备好，公司是否预计进一步增加天然气产量并向智利出口？ - 到明年冬季，公司有能力将天然气产量提高到1600 - 1700万立方米/天，但能否达到这一产量水平将取决于通过新管道销售产品的能力以及向智利出口的情况，由于运输限制，夏季公司可以向智利出口约900万立方米/天的天然气，冬季则只能出口不到500万立方米/天，公司有能力增加产量，但在新管道扩建后，对出口市场和当地市场的份额尚不清楚，需要进一步明确市场情况后才能确定产量增长计划 [59][60] 问题: 公司收入中与国家作为对手方的比例是多少，平均收款天数是多少，比索大幅贬值对公司财务的净影响如何？ - 佣金支付延迟已达到约90天，任何比索汇率的大幅变动都会影响公司以比索计价的比率，但具体影响难以准确估计，取决于当时的剩余金额和延迟天数，截至目前，比率已根据汇率和比索利率进行了调整，接近70% [62] 问题: E&P业务的资本支出执行是否受到物流或市场限制？ - 目前公司没有遇到问题，政府理解能源行业对解决宏观经济问题的重要性，正在努力消除行业面临的瓶颈和问题，尽管市场上存在压裂设备短缺的问题，但政府正在采取措施解决，公司对实施计划持乐观态度 [63] 问题: E&P业务未来几个季度的资本支出计划如何，公司如何确保在高通胀环境下执行投资计划，阿根廷的进口限制对短期投资有何影响？ - 今年E&P的资本支出预计约为3.5亿美元，明年预计降至2 - 2.5亿美元，主要用于维持性支出，进口限制方面，政府正在努力消除行业面临的瓶颈和问题，营运资金问题已由CFO进行了说明 [65] 问题: Loma De La Lata蒸汽轮机和Piquirenda的PPA到期后，商业化计划如何？ - CAMMESA的PPA到期后将迁移至现货市场，[indiscernible]的PPA则会持续滚动 [67] 问题: 是否有新的天然气供应选项，何时出现以及规模如何？ - 新的天然气管道预计明年冬季投入使用，第一阶段将增加1100万立方米/天的输送能力（无压缩），第二阶段压缩厂准备好后，输送能力将翻倍至2200万立方米/天，但由于压缩厂供应延迟，2023年冬季仅能增加1100万立方米/天的输送能力，2023 - 2024年再增加1100万立方米/天，预计约70% - 75%的新增输送能力将是全年需求，2023 - 2024年可能会有小高峰，特别是在玻利维亚天然气供应减少的情况下 [68][69][70] 问题: 是否预计对传统容量报酬进行额外调整？ - 公司希望进行调整，并正在与当局进行讨论，自2021年2月以来，传统容量报酬已进行了两次调整，分别在今年2月和6月，但通胀率远高于这些调整幅度，当局已意识到这一问题，公司乐观地认为未来几个月将达成协议，以补偿成本通胀 [71] 问题: 随着消费者支付更多能源成本，是否预计CAMMESA的付款天数会减少？ - 这是个好消息，将有助于减少系统对财政补贴的需求，CAMMESA的压力主要在冬季，因为需要支付进口燃料的费用，目前冬季即将结束，预计由于季节性因素和CAMMESA向配电公司收款增加，收款情况将得到改善，应持乐观态度 [72] 问题: 如果有额外的混合能力，公司的产量能增长多少？ - 公司目前天然气产量为1100万立方米/天，正在建设El Mangrullo的新天然气处理厂，预计将使该厂的产量从目前的850万立方米/天提高到1350万立方米/天，新增500万立方米/天的生产能力，但要到9月或10月才能准备好，且需要钻探新井来填充这一产能，预计明年第二季度开始有新井投入生产，但能否完全填充这500万立方米/天的产能将取决于国内市场和智利出口市场的需求 [74]

财务债务情况 - 截至2022年3月31日，公司欠阿根廷综合社会保障系统的债务达2.501亿阿根廷比索，该日期无应偿债务[10] 第一季度财务关键指标变化 - 2022年第一季度收入4.4011亿阿根廷比索，2021年同期为2.8635亿阿根廷比索[16] - 2022年第一季度毛利润1.7624亿阿根廷比索，2021年同期为1.2282亿阿根廷比索[16] - 2022年第一季度营业利润1.4345亿阿根廷比索，2021年同期为0.9766亿阿根廷比索[16] - 2022年第一季度净利润1.0454亿阿根廷比索，2021年同期为0.3694亿阿根廷比索[16] - 2022年第一季度基本和摊薄后每股收益为7.46阿根廷比索，2021年同期为2.17阿根廷比索[18] - 2022年第一季度净利润为1.0454亿阿根廷比索，较2021年同期的3169万增长230%[30] - 2022年第一季度经营活动产生的净现金为1.2642亿阿根廷比索，较2021年同期的1.5507亿减少18.5%[30] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为8007万阿根廷比索，较2021年同期的6232万增加28.5%[30] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为2129万阿根廷比索，较2021年同期的9105万减少76.6%[30] - 2022年第一季度公司总营收4.4011亿阿根廷比索，2021年同期为2.8635亿阿根廷比索[93] - 2022年第一季度公司销售总成本2.6387亿阿根廷比索，2021年同期为1.6353亿阿根廷比索[94] - 2022年第一季度归属于公司所有者的总利润为1.0304亿阿根廷比索，2021年同期为3152万阿根廷比索[90][92] - 2022年第一季度销售费用为1920万阿根廷比索，2021年同期为542万阿根廷比索[95] - 2022年第一季度管理费用为3529万阿根廷比索，2021年同期为2016万阿根廷比索[96] - 2022年第一季度勘探费用为800万阿根廷比索，2021年同期为700万阿根廷比索[98] - 2022年第一季度其他经营收入为1300万阿根廷比索，2021年同期为976万阿根廷比索[98] - 2022年第一季度其他经营费用为1668万阿根廷比索，2021年同期为3050万阿根廷比索[98] - 2022年第一季度财务收入为2.46亿阿根廷比索，2021年同期为1.65亿阿根廷比索；财务成本为41.95亿阿根廷比索，2021年同期为39.86亿阿根廷比索；其他财务结果为 - 2.89亿阿根廷比索，2021年同期为 - 20.61亿阿根廷比索；净财务结果为 - 42.38亿阿根廷比索，2021年同期为 - 58.82亿阿根廷比索[99] - 2022年第一季度所得税费用为 - 3.47亿阿根廷比索，2021年同期为7.15亿阿根廷比索；当期税率2022年为35%，2021年为30%[101] - 2022年第一季度，公司直接和间接收购0.1百万份美国存托凭证，价值180万美元[136] - 2022年第一季度与关联方的商品和服务销售为16.27亿阿根廷比索，2021年为9.55亿阿根廷比索；商品和服务采购2022年为48.01亿阿根廷比索，2021年为13.82亿阿根廷比索[149] - 2022年第一季度来自关联方的财务收入为6000万阿根廷比索，2021年为8600万阿根廷比索；收到的股息2022年为8.44亿阿根廷比索，2021年为0 [150] 特定日期资产负债关键指标变化 - 截至2022年3月31日，非流动资产31.8212亿阿根廷比索，2021年12月31日为28.1011亿阿根廷比索[21] - 截至2022年3月31日，流动资产13.2577亿阿根廷比索，2021年12月31日为11.5642亿阿根廷比索[21] - 截至2022年3月31日，总资产45.0789亿阿根廷比索，2021年12月31日为39.6653亿阿根廷比索[21] - 截至2022年3月31日，公司总权益为21.4024亿阿根廷比索，较2021年12月31日的18.404亿增长16.3%[23] - 截至2022年3月31日，公司资产为4.50789亿阿根廷比索，负债为2.36765亿阿根廷比索[90] - 截至2022年3月31日，物业、厂房及设备的净账面价值为1.8694亿阿根廷比索[90] - 2022年3月31日物业、厂房及设备原值为344.995亿阿根廷比索，2021年同期为259.141亿阿根廷比索；2022年第一季度资本化金额为1200万阿根廷比索，2021年同期无资本化财务成本[102] - 2022年3月31日物业、厂房及设备折旧后净值为186.94亿阿根廷比索，2021年同期为147.018亿阿根廷比索[104] - 2022年3月31日无形资产原值为4.896亿阿根廷比索，2021年同期为5.583亿阿根廷比索；折旧后净值2022年为4.262亿阿根廷比索，2021年为3.754亿阿根廷比索[105] - 2022年3月31日递延所得税资产为24.105亿阿根廷比索，2021年12月31日为17.18亿阿根廷比索；递延所得税负债2022年为 - 8.628亿阿根廷比索，2021年12月31日为 - 8.505亿阿根廷比索；递延所得税资产（负债）净额2022年为15.477亿阿根廷比索，2021年12月31日为8.675亿阿根廷比索[106] - 2022年3月31日存货为19.973亿阿根廷比索，2021年12月31日为15.888亿阿根廷比索[108] - 2022年3月31日非流动准备金为15.622亿阿根廷比索，2021年12月31日为14.444亿阿根廷比索；流动准备金2022年为5990万阿根廷比索，2021年12月31日为5600万阿根廷比索[109] - 截至2022年3月31日，准备金期末金额中，或有事项为1.18亿阿根廷比索，资产弃置义务和风力涡轮机退役为2456万阿根廷比索，环境修复为1964万阿根廷比索[110] - 2022年3月31日，非流动所得税为1.6369亿阿根廷比索，最低推定所得税为3316万阿根廷比索；流动所得税（扣除预扣和预付款后）为7589万阿根廷比索[112] - 2022年3月31日，以摊余成本计量的金融资产中，非流动定期存款为1.115亿阿根廷比索，其他为550万阿根廷比索；流动其他为580万阿根廷比索[113] - 2022年3月31日，以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产中，非流动股票为3239万阿根廷比索；流动政府证券为3.0016亿阿根廷比索，公司债券为2029万阿根廷比索，股票为1.57亿阿根廷比索，投资基金为4447万阿根廷比索[114] - 2022年3月31日，贸易和其他应收款中，非流动总计为3203万阿根廷比索，流动总计为4.5082亿阿根廷比索[115][116] - 2022年3月31日，现金及现金等价物总计为1.4624亿阿根廷比索，其中现金为1700万阿根廷比索，银行存款为3498万阿根廷比索，投资基金为1.1109亿阿根廷比索[119] - 2022年3月31日，借款总计为16.1194亿阿根廷比索，其中非流动为15.3448亿阿根廷比索，流动为7746万阿根廷比索[120] - 2022年3月31日，贸易和其他应付款中，非流动总计为2177万阿根廷比索，流动总计为2.1406亿阿根廷比索[129] - 截至2022年3月31日，公司金融资产总计7.0059亿阿根廷比索，较2021年12月31日的6.1736亿增长13.48%[131] - 截至2022年3月31日，公司股本为13.86亿阿根廷比索，包含400万阿根廷比索的库存股[134] - 2022年3月31日，公司持续经营业务归属于股东的收益为103.04亿阿根廷比索，基本和摊薄后每股收益为7.46阿根廷比索；2021年同期收益为31.5亿阿根廷比索，基本和摊薄后每股收益为2.17阿根廷比索[141] - 2022年3月31日，调整净利润与经营活动产生的现金流量的金额为77.33亿阿根廷比索，2021年同期为108.72亿阿根廷比索[142] - 2022年3月31日，经营资产和负债的变化为 - 55.45亿阿根廷比索，2021年同期为 - 26.3亿阿根廷比索[143] - 2022年3月31日，重大非现金交易中，通过增加贸易应付款购置物业、厂房及设备为 - 52.72亿阿根廷比索，2021年同期为 - 10.98亿阿根廷比索[144] - 截至2022年3月31日，与关联方的贸易应收款（当前）为10.62亿阿根廷比索，贸易应付款（当前）为22.29亿阿根廷比索；2021年12月31日，贸易应收款（当前）为7.86亿阿根廷比索，贸易应付款（当前）为15.24亿阿根廷比索[147][148] - 截至2022年3月31日，非比索资产总计93.332亿阿根廷比索，2021年12月31日为84.186亿阿根廷比索；非比索负债总计187.32亿阿根廷比索，2021年12月31日为173.128亿阿根廷比索[152] - 截至2022年3月31日，非比索净负债头寸为93.988亿阿根廷比索，2021年12月31日为88.942亿阿根廷比索[152] 财务报表编制情况 - 截至2022年3月31日，公司合并简明中期财务报表按国际会计准则第34号编制，符合相关规定[6] 各业务线规模及市场份额情况 - 公司在发电领域装机容量为4970兆瓦，约占阿根廷总装机容量的12%，正在进行361兆瓦的扩容[33] - 公司在石化领域运营三家工厂，国内市场份额在86% - 99%之间[35] - 公司在输电业务中，通过Citelec控制Transener，其运营21426公里高压输电网络，占阿根廷输电市场86%份额[36] - 公司在天然气运输业务中，通过CIESA控制TGS，其拥有9231公里天然气管道[36] - 公司业务分为发电、配电、油气、石化、控股及其他业务五个板块[81][82][83][84][85] 各业务线第一季度数据情况 - 2022年第一季度，公司在油气领域天然气日产量达900万立方米，石油当量日产量为5.1桶[34] - 2021年3月31日止三个月，Edenor能源分销业务收入2.1023亿阿根廷比索，成本1.6599亿比索，毛利润4424万比索，当期利润525万比索，综合收益4960万比索[60] - 2021年3月31日，Edenor终止经营活动产生的净现金为4096万阿根廷比索，投资活动使用现金2113万比索，融资活动使用现金114万比索，现金及现金等价物增加1869万比索[61] 业务政策及决议情况 - 2022年4月21日发布的决议使现货发电报酬自2022年2月经济交易起提高30%，自2022年6月经济交易起再增加10%，累计增长43%[38] - 2022年2月25日，ENRE批准新的小时薪酬，与2019年8月起的薪酬相比，Transener和Transba分别提高25%和23%；后部分批准复议动议，自2022年2月1日起，与2019年8月薪酬相比，分别提高67%和69%[44] - 2022年3月31日止三个月内，BCRA规定某些情况下需其事先授权才能使用MLC，该要求延至2022年12月31日；某些债务需提交再融资计划，可使用MLC支付本金的40%，剩余本金通过平均期限2年的新外债再融资[45][46] - 2022年3月10日，董事会决定暂停2021年12月1日批准的最高金额为3000万美元的股票回购计划[135] - 2022年3月10日发布决议，成立特许水电开发团队评估国家管辖下水电特许权状况，涉及HIDISA、HINISA和HPPL [154] - HIDISA和HINISA特许权将于2024年到期，需在两年内提交特许权状况报告；HPPL特许权2029年到期，报告发布期限待定[156] 子公司及股权相关情况 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司对Generación Argentina S.A.U、Enecor S.A.等子公司的直接和间接参与度有

公司概况 - 阿根廷能源公司，2005年成立，2007年上市，通过10亿美元收购成为最大综合电力公司，2009年涉足油气领域，2016年15亿美元交易增强资产组合[9] - 股东结构为纽交所占47%，BASE占27%，管理层占26%[10] 资产与市场份额 - 发电业务运营5.0GW，占市场份额12%；上游业务为第6大生产商，占7%；石化业务占91 - 99%；中游业务为第1大天然气运输商和第2大NGL生产商；输电业务占86%市场份额[12] 财务状况 - 2021年持续经营业务销售额20.29亿美元，调整后EBITDA9.05亿美元，净债务11.04亿美元，市值13.32亿美元[22] - 2021年调整后EBITDA同比增长38%，Q4 2021综合调整后EBITDA同比增长8%[94][101] 业务板块 发电业务 - 运营15座发电厂，装机容量4970MW，在建361MW，总容量5331MW，“传统”和“新”容量分别占59%和41%[35] - 恩塞纳达 - 巴拉甘热电厂是关键基础设施项目，PEPE III风电场扩建81MW，预计2023年Q2投产，投资预算1.28亿美元[43][44] 油气业务 - 是国内领先独立天然气生产商，非常规天然气市场份额13%，产量58.1kboepd，天然气占91%[46][47] - 计划Gas.Ar项目使2021 - 2024年最低承诺天然气产量增加，冬季产量增长56%，价格增长56%[49][54][56] 公用事业业务 - Transener运营21414公里高压电线，占86%市场份额；TGS是阿根廷和拉美最大天然气运输公司，运输约60%的国内天然气消费，NGL年产能超100万吨[72][76] 发展前景 - 开发瓦卡穆尔塔地区天然气储量，发电业务有扩张计划，资本支出在现金流范围内，资产负债表强劲，净债务与EBITDA比率为1.2倍[86]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度收入同比增长32%，达到5.55亿美元，主要受天然气出口、商品价格、更新的遗留价格和Energia Plus推动，但部分被Loma和Piquirenda到期的PPA以及公用事业业务低于通胀的电价上涨所抵消，约81%的销售额与美元挂钩 [3] - 调整后的EBITDA为2.26亿美元，同比增长11%，环比增长13%，原因与收入增长相同，但被更高的费用、活跃的勘探与生产活动和较低的石化利润率所抵消，季度间季节性因素影响了EBITDA [4] - 第一季度资本支出几乎是去年的两倍，主要由于不断增长的天然气计划承诺以及Barragan和Pepe III的电力扩张，但环比下降30%，因为PEPE III和Barragan扩张的支出增加 [4] - 自由现金流几乎持平，受限集团资本支出从去年的3100万美元增至7400万美元，运营资金本季度为负，主要是由于CAMMESA付款延迟，本季度产生净现金3400万美元，截至3月底现金头寸达到6.07亿美元 [14][15] - 总债务为15亿美元，97%以美元计价，平均利率为7.8%，平均期限略降至4.1年，本季度发行了首笔相当于2800万美元的比索绿色债券，用于PEPE III扩张，净债务降至8.45亿美元，净杠杆率保持在1.2倍，未来12个月公司到期债务不足2000万美元 [16][17] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 第一季度EBITDA为1.21亿美元，同比增长5%，环比增长15%，主要得益于更高的现货价格和热力B2B利润率，以及去年Barragan的停电事件，但部分被Loma的一个PPA到期和以比索计价的费用增加所抵消 [5] - 第一季度发电量同比增长10%，超过行业平均的1%，几乎所有机组的热力调度都有所提高，第一季度可用性达到98%，高于2021年的95%和系统平均的74% [6] - Ensenada Barragan的CCGT项目完成近80%，Pepe III风电场扩建完成约25%，预计第一阶段50兆瓦于2023年2月投入使用，其余31兆瓦于2023年5月投入使用 [7][8] 勘探与生产业务 - 第一季度调整后的EBITDA为5600万美元，同比增长30%，环比增长22%，主要受出口量和价格、更高的工业天然气需求推动，但被与业务增长相关的成本增加和出口费用所抵消 [9] - 总开采成本同比增长32%，但环比下降27%，每桶油当量开采成本降至不到6美元，同比持平，环比下降25%，平均日产量近5.8万桶油当量，其中91%为天然气，石油销量同比增长62%，环比增长12%，达到每日5200桶 [9] - 天然气产量自2021年冬季以来一直维持在每日900万立方米，超过行业平均的13%增长，El Mangrullo区块占本季度产量的69%，平均天然气价格为每百万英热单位3.5美元，同比增长27%，环比增长14% [10][11] - 本季度钻探了12口天然气井，完成了9口，预计冬季钻探活动将加速，以实现日产超过1100万立方米的目标，本月将增加每日250万立方米的天然气处理能力，到第三季度总处理能力将超过每日1350万立方米 [12] 石化业务 - EBITDA为600万美元，同比下降67%，主要由于更高的原材料成本，尤其是石脑油，但被商品价格的大幅上涨所抵消，环比下降33%，主要受重整产品销量下降的影响 [13] - 销售额同比下降7%，主要由于重整产品发货量减少，第一季度37%的销售额为出口 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续加强资产负债表，专注于核心业务投资，特别是天然气业务 [17] - 持续剥离非核心业务，正在转让委内瑞拉油田区块的股份，确保公司顺利退出 [15] - 积极参与新天然气管道的计划天然气计费流程，争取获得额外的生产份额 [23] - 不断监测可再生能源市场，希望扩大可再生能源生产份额，但目前除了PEPE III扩建项目外，没有其他确定的项目 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新的Nestor Kirchner天然气管道有可能在明年冬季投入使用，届时将增加内乌肯盆地每日1100万立方米的天然气输送能力，2024年冬季压缩厂投入使用后，将增加每日2000 - 2200万立方米的输送能力 [20][22] - 公司在短期内有巨大的增长潜力，有可能在未来两年内将天然气产量翻倍，但实际增长取决于计划天然气拍卖的成功与否 [25][26] - 公司希望从今年10月起恢复与之前相同水平的天然气出口，但能否成功尚不确定，冬季可能会有少量的现货出口 [27][28] - 石油产量预计不会有重大变化，出口份额可能会略有增加 [32] 其他重要信息 - 公司正在进行El Mangrullo天然气处理厂的扩建，到今年年底将使该厂的生产能力从目前的每日850万立方米提高到约1350万立方米，加上其他运营区域，公司在不新建大型天然气处理厂的情况下，总生产能力约为每日1600 - 1700万立方米 [39] - 今年剩余时间计划钻探和完成25口井，将在Sierra Chata和El Mangrullo进行钻探活动，以维持和增长产量 [41][43] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新天然气管道Nestor Kirchner的预计时间表、公司对此的看法以及若无运输限制2023年和2024年的预计产量 - 管道建设用管已招标，预计未来几周发布建设招标文件，若一切顺利，施工公司7月中旬确定，明年冬季管道有望投入使用，可增加内乌肯盆地每日1100万立方米的输送能力，2024年冬季压缩厂投入使用后，将增加每日2000 - 2200万立方米的输送能力 [20][22] - 公司将参与后续的计划天然气计费流程，争取获得新管道带来的额外生产份额 [23] - 公司短期内有巨大增长潜力，有可能在未来两年内将天然气产量翻倍，明年冬季可能增长40% - 50%，但实际增长取决于计划天然气拍卖的成功与否 [25][26] 问题2: 未来几个季度天然气出口的预期以及目前是否有额外的天然气出口许可证 - 固定天然气出口于4月底结束，5月1日起行业内无固定出口配额，公司希望从今年10月起恢复每日约300万立方米的出口水平，但能否成功不确定 [27][28] - 冬季理论上无固定出口，但可能有少量现货出口，取决于天气和生产与输送能力的对比情况，目前阿根廷因天气温和正在向智利出口天然气，价格高于7.35美元，日出口量接近100万立方米 [28][29] 问题3: 公司的石油出口潜力 - 石油产量预计不会有重大变化，出口份额可能会略有增加，目前约为30% - 35% [32] 问题4: 除PEPE III扩建项目外，可再生能源市场是否有其他即将到来的PPA项目 - 公司一直在监测可再生能源市场，希望扩大可再生能源生产份额，但目前除了PEPE III的80兆瓦扩建项目外，没有其他确定的项目，该市场竞争激烈，公司对项目的内部收益率要求较高 [34][35] 问题5: 2023年债券的情况 - 目前的法规允许公司在2022年12月前支付40%的资本到期款项并 refinance 其余60%，但2023年债券不受此法规覆盖，公司需要与央行达成协议才能执行交易，正在积极分析替代方案，预计会进行债务管理，但取决于央行的批准 [37] 问题6: 2022年剩余时间的钻井计划、勘探新区域的想法以及是否需要更多设施 - 公司正在进行El Mangrullo天然气处理厂的扩建，到今年年底将使该厂的生产能力从目前的每日850万立方米提高到约1350万立方米，加上其他运营区域，总生产能力约为每日1600 - 1700万立方米，无需新建大型天然气处理厂，但需要一些地面基础设施 [39] - 公司刚刚完成了一轮钻井活动，使天然气产量从每日900万立方米提高到1100万立方米，将维持该产量水平到明年年初，之后将在Sierra Chata和El Mangrullo进行新的钻井活动，今年剩余时间计划钻探和完成25口井 [40][43] 问题7: Ensenada Barragan PPA到期后发电业务EBITDA的下降幅度以及280兆瓦机组投产的抵消作用 - 旧PPA到期前，全年EBITDA为1.6亿美元，新PPA在今年第三、四季度逐步上线后，预计全年EBITDA约为1.3亿美元 [44] 问题8: 未来计划天然气拍卖中支持产量增长所需的价格以及未来天然气出口价格 - 对于计划天然气拍卖中按全年固定供应的部分，预计政府设定的价格上限将高于第一轮的3.7美元，冬季价格将更高，但具体取决于是否与向邻国的固定出口相匹配 [46][47] - 冬季向智利出口天然气的底价为7.35美元，但出口量将非常少，从10月起，预计夏季出口价格与今年类似，高于5美元 [48]

公司历史与股权交易 - 公司于1945年2月21日成立，初始名为Frigorífico La Pampa S.A.，2008年9月更名为Pampa Energía S.A[259] - 2016年7月，公司收购Petrobras Participaciones S.L全部股份，其当时持有Petrobras Argentina 67.2%的股份[260] - 2020年，公司董事会批准多项吸收合并，包括CPB于1月1日合并，Pampa Cogeneración和PHA于4月1日合并，PP等公司于10月1日合并[261] - 2020年12月28日公司签订出售Edenor控股权协议，转让51%的A类股，交易于2021年6月30日完成，截至2022年3月间接股权降至4.2%[308] - 出售Edenor控股权的收购价包括21,876,856股B类股（占2.41%）、9500万美元及或有付款，分三期支付，尾款自交易完成起按10%年利率计息[310][311] - 2016年4月18日，公司以210万美元收购Greenwind 100%股权[385] - 2017年3月10日，公司以1120万美元出售Greenwind部分股份，与买方交易股份合计占Greenwind 50%[387] 发电业务数据 - 截至2021年12月31日，公司发电装机容量达4970 MW，约占阿根廷装机容量的12%，预计增加361 MW后将达5331 MW[265] - 公司CTGEBA热电厂是阿根廷最大的热电厂，装机容量1253 MW，占阿根廷装机容量的2.9%[266] - 公司水电和风电资产2021年总装机容量1144兆瓦，市场份额2.7%；净发电量2181吉瓦时，市场份额1.5%[334] - 公司水电和风电资产2021 - 2020年净发电量变化为 - 9%[334] - 公司水电和风电资产2021年平均价格41美元/兆瓦时，平均毛利率25%[334] - 公司旗下热电厂总装机容量4970MW，市场份额11.6%；2021年净发电量17433GWh，市场份额12.3%；2021年销售量18458GWh[335] - 2021 - 2020年净发电量总体变化6%，各厂变化在 - 46%至114%之间；2020 - 2019年净发电量总体变化6%，各厂变化在 - 51%至98%之间[335] - 2021年各热电厂平均价格在31 - 126美元/MWh之间，平均毛利率在10 - 103美元/MWh之间[335] - 热电厂CTEB有280MW扩建项目，预计2022年第三季度投产；可再生能源项目PEPE III有81MW，预计2023年第二季度投产[337] - CTLL装机容量780MW，占比1.8%，1997 - 2021年平均年发电量2197GWh，2019年最高达5096GWh[338] - CTGEBA装机容量1253MW，占比2.9%，2000 - 2021年历史平均年发电量5080GWh，2021年最高达8594GWh[339] - CPB装机容量620MW，占比1.4%，1997 - 2021年平均年发电量1920GWh，2011年最高达3434GWh[342] - CTG装机容量361MW，占比0.8%，1993 - 2021年平均年发电量1657GWh，1996年最高达1903GWh[343] - 公司持有三家水电厂权益，HINISA装机容量265MW，占比0.6%，1990 - 2021年平均年发电量797GWh，2006年最高达1250GWh[355][356][357] - 公司直接和间接持有HIDISA 61%的有表决权股本，其装机容量为388兆瓦，占阿根廷装机容量的0.9%[360] - 1990 - 2021年，HIDISA年均发电量为538吉瓦时，2006年最高达943吉瓦时，2014年最低为322吉瓦时[361] - HPPL装机容量为285兆瓦，2000 - 2021年平均年发电量为1430吉瓦时，2006年最高为1430吉瓦时，2016年最低为494吉瓦时[377] - PEMC由29台维斯塔斯风力涡轮机组成，每台功率3.45兆瓦，为阿根廷国家电网贡献100兆瓦可再生能源，占阿根廷装机容量0.2%，2019 - 2021年历史平均年发电量386 GWh[388][389] - PEPE II和PEPE III装机容量均为53兆瓦，各占阿根廷装机容量0.1%，2020 - 2021年历史平均年发电量均为211 GWh[392][394] 油气业务数据 - 截至2021年12月31日，公司油气证实储量约1.57亿桶油当量，其中61%为已开发证实储量，天然气占比约92%，液态烃占比8%[270] - 截至2021年12月31日，公司在阿根廷的油气平均日产量为5.18万桶油当量，其中原油约4700桶油当量/日，天然气约2.83亿标准立方英尺/日[270] - 2021年12月9日，El Mangrullo区块创纪录产量达670万立方米/日，较2020年平均产量增长48%，是2016年平均年产量的三倍多[296] - 2021年，平均2520万立方米/日的天然气以3.4美元/百万英热单位的价格成交（9月前为4.4美元/百万英热单位，之后为2.9美元/百万英热单位），2021年底后，平均2210万立方米/日以2.9美元/百万英热单位成交[302] - 2021年5月和12月，公司分别获批在2021年10月 - 2022年4月和2022年1 - 4月向智利分别出口最高150万立方米/日和122万立方米/日的天然气[306] - 2021年，阿根廷天然气总产量平均每天增加47亿立方英尺（增幅1%），石油总产量平均每天达51.3万桶（增幅6%）；12月，公司油气产量分别占阿根廷总产量1%和7%[402] - 截至2021年12月31日，公司油气探明储量为1.57亿桶油当量，其中61%为已开发探明储量，天然气约占92%，液态烃约占8%[405] - 截至2021年12月31日，公司在阿根廷的总生产和勘探面积，毛面积为134.5万英亩，净面积为48.3万英亩[407] - 2021年，公司在阿根廷共钻65口生产井（含34口油井和31口气井）和1口勘探井（气井）[414] - 2021年公司在阿根廷拥有48.3万净英亩土地，内乌肯盆地约36.9万净英亩，占比76%[417] - 2021年公司平均日产量为4699桶原油和2.83亿立方英尺天然气，与2020年相比，石油产量增长6%，天然气产量增长16%[418] - 2021年公司各区块石油总产量171.5万桶，天然气总产量1.03104亿立方英尺，油当量总产量1889.9万桶[421] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的生产、特许权使用和折旧总成本分别为每桶油当量15美元、15美元和17美元[431] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的油气勘探和生产业务收入分别为4.53亿美元、2.94亿美元和4.48亿美元[433] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的石油平均销售价格分别为每桶58美元、40美元和54美元，天然气分别为每千立方英尺3美元、2美元和4美元[435] - 公司承诺按多种合同安排提供固定数量的原油和天然气，如按阿根廷政府计划，全年日产量900万立方米，冬季额外日产200万立方米[437][438] - 截至2021年12月31日，公司估计的已探明储量中96%由GaffneyCline进行独立审计[440] - 截至2021年12月31日，公司液态烃和天然气的已探明开发和未开发储量总计1.57亿桶油当量，液态烃1260万桶，天然气8665亿立方英尺[441] - 截至2021年12月31日，液态烃和天然气分别占公司总探明储量的8%和92%，已探明开发储量占原油当量总探明储量的61%，按2021年产量计算，探明储量约可供开采八年[442][444] - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为15700万桶油当量，其中探明已开发储量为9590万桶油当量，占比61.1%，探明未开发储量为6110万桶油当量，占比38.9%[445] - 与2020年相比，2021年总探明储量增加11%，液态烃减少7%，天然气增加13%[451] - 2021年，公司在阿根廷的油田先前估计值修订增加770万桶油当量，主要归因于埃尔曼格鲁洛地区天然气生产表现更好[452] - 2021年，通过钻探活动，扩展和发现增加2490万桶油当量，主要在埃尔曼格鲁洛、内乌肯河和塞拉查塔地区[452] - 2021年，埃尔曼格鲁洛地区采收率提高增加130万桶油当量[452] - 2021年，公司投资1.521亿美元，将约2600万桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量[453] - 公司计划未来五年将约91%的探明未开发储量投入生产，剩余9%（550万桶油当量）将在超过五年的时间内开发[453] - 2021年，公司探明未开发储量较2020年减少15%（1090万桶油当量）[454] - 2021年，公司在多个地区钻了47口井，完成15口钻完未完成井，其中34口和13口分别从探明未开发储量转为探明已开发储量[446] - 自2016年12月至2021年12月31日，委内瑞拉的储量因盈利能力和经济状况被重新归类为或有资源[447] 石化业务数据 - 公司石化业务在阿根廷国内市场份额为91 - 99%，拥有年产能16万吨苯乙烯、5.5万吨丁苯橡胶和6.5万吨聚苯乙烯的工厂[270] - 2021和2020年石化业务分别计提200万和1100万美元存货减值准备[322] 业务收入与利润 - 2021年，公司发电业务收入6.56亿美元，运营收入3.5亿美元；油气业务收入4.53亿美元，运营利润1.3亿美元；石化业务收入4.9亿美元，运营利润4500万美元；控股及其他业务收入2200万美元，运营利润5400万美元[268][269][270][271] 其他权益与资产 - 公司持有该国最大天然气运输公司TGS 29.2%的直接和间接权益，拥有9231公里天然气管道和年产能100万吨的天然气液厂[273] - 公司持有Transener 26.33%的间接权益，截至2021年12月31日，电力传输业务覆盖21414公里高压输电线路，约占阿根廷高压系统的86%[273] 政策与薪酬 - 2021年5月21日发布的SE第440/21号决议将SE第31/20号决议规定的薪酬方案平均提高29%，追溯至2021年2月[279] - 2022年4月21日，SE第238/22号决议对薪酬方案进行修改，追溯至2022年2月薪酬提高30%，从2022年6月起再提高10%[280] - 电力生产现货报酬自2020年3月暂停增加后，SE第440/21号决议规定提高29%[320] - 截至目前，天然气出口关税税率为8%[305] 水电厂相关协议与费用 - 门多萨省持有HINISA 10.20%的D类股和37.76%的C类股，若出售C类股，公司需出售20.41%的B类股[359] - HINISA和HIDISA特许权协议期限均为30年，分别从1994年6月1日和10月19日开始[363] - HIDISA需向门多萨省支付最高12%的特许权使用费，HINISA需向门多萨省和拉潘帕省分别支付最高6%的特许权使用费[364] - 2017年4月10日，HINISA旗下三座水电站被重新归类为“小型”，适用基础价格从每月每兆瓦3000美元提高到4500美元[367] - 截至2021年2月，SE第440/21号决议将SE第31/20号决议规定的值提高了29%[368] - HPPL特许权协议期限为30年，从1999年8月30日开始[378] - 自2002年8月起，HPPL支付1%的水电特许权使用费，每年递增1%，直至达到12%上限[379] 风电场项目 - 公司的PEPE III风电场预计在2023年第二季度全面投产，届时容量将从53.2 MW增至134.2 MW[270] - 2021年第四季度，公司宣布PEPE III扩建项目，将现有总容量从53.2兆瓦增加到134.2兆瓦，预计投资1.28亿美元，预计2023年第二季度全面投产[275] - 2021年第四季度，公司宣布PEPE III扩建项目，将现有总容量从53.2兆瓦增至134.2兆瓦，预计投资1.28亿美元，预计2023年第二季度全面投产[395] - 2021年8月，公司将PEPE II和III风电场按IREC标准注册，每年可发行约50万份证书，约占全国发行总量10%[396] 天然气供应协议 - 2020年12月15日和29日，公司获得490万立方米/日的基础天然气量，价格为3.6美元/百万英热单位，冬季额外获得100万立方米/日，价格为4.7美元/百万英热单位[292] - 公司在20

股东大会决议 - 人员任命 - 2022年4月27日股东大会以99.99%的可计投票数决议，任命股东代表签署会议纪要[3] - 以99.52%的可计投票数决议，任命卡洛斯·科雷亚·乌尔基萨等为董事会成员[9] - 以69.89%的可计投票数决议，选举埃琳娜·索扎尼为监事会成员[10] 股东大会决议 - 文件批准 - 以99.99%的可计投票数决议，省略文件宣读并批准2021财年合并财务报表[4] - 以99.99%的可计投票数决议，批准董事会和监事会在2021财年的行动[6] 股东大会决议 - 薪酬批准 - 以94.77%的可计投票数决议，批准支付给董事会的薪酬；以96.33%的可计投票数决议，批准支付给监事会的薪酬[7] - 以99.98%的可计投票数决议，批准支付给核数师2021财年的薪酬[8] 股东大会决议 - 利润分配与财务数据 - 2021财年公司盈利270.97亿比索，截至2021年12月31日留存收益达444.54亿比索，以99.99%的可计投票数对利润分配作出决议[5] 股东大会决议 - 预算分配 - 以99.99%的可计投票数决议，为2022财年审计委员会活动分配150万阿根廷比索预算[12] 股东大会决议 - 股本调整 - 以99.99%的可计投票数决议，减少股本276.1375万阿根廷比索，注销276.1375股普通股[13]

财务数据和关键指标变化 - 2021年调整后EBITDA达9.05亿美元，较2020年增长30%；收入增长38%至20亿美元，主要因天然气销量和价格提升以及新联合循环电厂全年PPA的影响 [10] - 2021年资本支出较2020年显著增加，主要因天然气增产活动及巴拉甘和PEPE III的持续扩张 [11] - 第四季度收入同比增长46%至5.57亿美元，调整后EBITDA为1.99亿美元，同比增长8%，但环比下降24%；资本支出是去年同期的两倍多，环比增长55% [11][12] - 2021年底净债务同比减少2.82亿美元至8.66亿美元，净杠杆率从2020年的2.4倍改善至2021年的1.3倍 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 第四季度调整后EBITDA为1.05亿美元，同比下降13%，环比下降16%；发电量同比增长6%，高于全国1%的增速；产能利用率保持在95.5% [13][14] - 巴拉甘CCGT项目完成约75%，因新冠影响预计商业运营日期推迟至2022年第三季度；PEPE III风电场将增加81兆瓦，预计2023年年中投产 [15][16] 勘探与生产业务 - 第四季度调整后EBITDA为4600万美元，是去年同期的2.5倍，但环比下降56%；总生产成本同比增长71%，环比增长32% [18] - 日均总产量超过5.8万桶油当量，其中天然气占91%；天然气日均销量为900万立方米，同比增长32% [19][20] 石化业务 - 第四季度调整后EBITDA为900万美元，同比基本持平，环比略有增长；销量同比基本持平，但环比下降12% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年公司是阿根廷最大的天然气出口商，在连接阿根廷和智利的管道天然气市场份额达35% [6] - 12月天然气产量同比增长38%，高于全国16%的增幅；预计2022年日均产量近1000万立方米，冬季产量将达1100万立方米/日，比2020年冬季增长56% [4][5][6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极响应Plan Gas政策，增加天然气产量并扩大出口；参与新管道项目，附属公司TGS有望成为首段管道运营商 [4][6] - 持续推进电力业务的扩张，包括巴拉甘CCGT项目和PEPE III风电场项目；加强在可再生能源B2B市场的地位 [15][16] - 公司拥有致密气储量，相比同行在成本和竞争力上具有优势 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 政府计划建设新管道，有望解决运输瓶颈，增加天然气需求，对公司和国家经济都有积极影响 [6][7][9] - 尽管面临成本上升和市场波动等挑战，但公司对各业务的未来表现持乐观态度，预计2022年将保持良好发展态势 [35][36][39] 其他重要信息 - 公司于1月发行了首支以比索计价的绿色债券，相当于约3000万美元，用于PEPE III风电场项目融资 [16] - 2021年公司成功完成Sierra Chata页岩气井的钻探，达到近80万立方米/日的最高产量 [21] - 埃尔曼格鲁略天然气处理厂的产能将在2022年冬季从640万立方米/日提升至近900万立方米/日，第三季度将超过1350万立方米/日 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于Energia S.A.遗留电厂的薪酬方案有何消息 - 当局将对遗留产能进行调整，分两期支付，分别影响2月和6月的交易，但无法完全覆盖去年的通胀；预计与2021年的薪酬水平相近，相关决议预计在未来几周公布 [30][31][32] 问题: 2022年EBITDA和资本支出的指导 - 石化业务预计不如2021年，但仍表现良好；电力业务方面，Energia S.A.预计价格与去年相近，但产能增加，PPA到期将降低收入，Energia plus有望改善定价；油气业务预计石油产量基本不变但价格略升，天然气产量至少增长20%且价格略升 [34][36][39] - 2022年E&P和电力业务的资本支出将从2021年的约2.5亿美元增至约4亿美元，其中1.2亿美元为维护性资本支出，2.8亿美元用于增产和风电项目扩张 [40][41] 问题: 2023年债券的替代方案和前景 - 公司正在分析替代方案，考虑到央行关于企业债务偿还的规定至2022年12月，且债券到期时间为2023年7月，公司将等待更好的市场条件和更明确的监管规定 [42] 问题: 能否利用俄乌冲突带来的天然气未来价格上涨 - 短期内无法直接受益于LNG价格上涨，因公司按固定价格销售且有相关义务；但冲突凸显了新管道的重要性，公司增产有助于国家节省大量进口LNG的费用 [46][47][49] 问题: E&P业务的最大油气产量、加倍天然气产量所需资本支出、资金来源及时间框架 - 到5月，公司将完成新的临时生产设施和升级早期生产设施，使产量从900万立方米/日提高到1100万立方米/日；9月，埃尔曼格鲁略的新PTC设施将使产能达到1600 - 1650万立方米/日 [52][53][54] - 从1100万立方米/日提高到1650万立方米/日需要增加钻井和完井的资本支出，但因政府尚未启动Plan Gas第四轮招标，暂未规划；公司有能力在未来实现产量增长，且致密气储量具有竞争优势 [55][56][57] 问题: 新管道建设的可行性和相关风险 - 建设目标虽看似乐观，但具有可行性；融资不是问题，因管道还款期短；若管道招标具有竞争力，有望在9月至次年5 - 6月完成首段建设 [59][60][61] 问题: 2022年的资本分配以及是否有机会增加电力业务项目 - 暂无更多电力业务项目计划；公司希望继续扩大可再生能源业务，但因运输能力限制，尚未找到有吸引力的项目 [63] 问题: E&P业务中提升成本增加的原因 - 成本增加主要因短期租赁临时生产设施以实现产量快速增长；公司计划将这些设施永久化，预计2023年初成本将下降，尤其是埃尔曼格鲁略的PTC设施投产后 [65][66] 问题: 对智利出口价格是否会因LNG价格上涨而提高 - 智利大部分天然气需求通过长期合同满足，公司在谈判中有一定优势，但无法完全受益于现货市场价格上涨 [67] 问题: CAMMESA的DSO以及 hydrocarbon law的更新情况 - CAMMESA目前有42天付款规则，延迟约18天，预计正常DSO将在70 - 75天；暂无hydrocarbon law的更新 [68][69] 问题: MAT ER可再生项目的目标IRR - 公司目标为低两位数，但目前看到的项目IRR处于个位数，缺乏吸引力 [71]