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]

业务前景 - Plan Gas.Ar使勘探与生产前景向好，2023 - 2024年预计天然气产量较2020年增长43%，权益产量增长56%[8][11][12] - Transport.Ar计划的Néstor Kirchner管道可解决内乌肯盆地运输瓶颈，2024年冬季和夏季运力分别达115和105百万立方米/天[17][18] 财务表现 - 2021年公司收入17.59亿美元，资本支出5.47亿美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）9.05亿美元，同比增长38%[19][20][21][22][23][24] - 2021年Q4收入5.77亿美元，资本支出1.41亿美元，同比增长136%，调整后EBITDA 2.62亿美元，同比增长46%[28][29][30][31][32][33] 各业务板块情况 - 发电业务调整后EBITDA四季度同比下降13%，发电量同比增长6%，可用率同比提升135个基点[37][38][39][40][41][42] - 油气业务四季度调整后EBITDA同比增长146%，原油产量同比增长33%，天然气销量同比增长32%[46][50][52] - 石化业务四季度调整后EBITDA同比增长6%，销量同比增长6%[59][60] 项目进展 - 恩塞纳达·巴拉甘热电厂是阿根廷电力供应关键基础设施项目[44] - PEPE III风电场扩建81兆瓦，预计2023年Q2投产，投资预算1.28亿美元[45] 财务状况 - 2021年Q4自由现金流4700万美元，同比增加1.07亿美元，净债务11.04亿美元，总杠杆率2.0倍，净杠杆率1.2倍[62][63] 行业相关 - Plan Gas.Ar旨在使天然气上游业务恢复到2020年水平，2021年国内天然气产量同比增长3%[77][78] - 2005 - 2015年联邦补贴累计1634亿美元，2008 - 2015年进口成本累计365亿美元[81][84]

公司概况 - 阿根廷公司，专注该国能源领域，2005年成立，2007年上市，2009年完成10亿美元收购成最大综合电力公司，2016年涉足油气领域，进行15亿美元交易[8][9] - 股东结构为纽交所占30%，BASE占43%，管理层占27%[10] 资产与业务 - 资产组合涵盖发电、上游、石化、中游、输电等，发电装机容量4970兆瓦，在建361兆瓦；上游有13个生产和5个勘探区块，日产57400桶油当量；石化产品有苯乙烯等；中游控制TGS，有9231公里天然气管道；输电控制Transener，线路长21104公里[12] 财务状况 - 截至2021年9月30日，LTM销售额18.53亿美元，调整后EBITDA 8.89亿美元，净债务11.67亿美元，市值11.25亿美元[20] - Q3 2021自由现金流1.08亿美元，同比增加1.75亿美元，环比增加3500万美元[23] - 净杠杆率1.3倍，受限集团主要债务中，国际债券占98%，美元债务占100%[25] 业务亮点 - 本季度天然气产量创历史新高，获Plan Gas GSA第三轮奖项，推进PEPE III棕地扩建，净债务显著减少至1.4倍ND/EBITDA，发布2020年企业可持续发展报告[14] 各业务板块表现 - 发电：最大独立发电商，运营15座电厂，历史可用性高于同行，Ensenada Barragan热电厂扩建280兆瓦，PEPE III风电场扩建81兆瓦[29][31][39][40] - 油气：领先独立天然气生产商，非常规天然气市场份额13%，Plan Gas项目使2020 - 2024年天然气产量年均增长43%，在Neuquina盆地产量增长显著[42][43][47][50] - 公用事业：Transener运营阿根廷最大高压电网，占85%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加工产能超100万吨/年[66][70] 未来展望 - 开发Vaca Muerta地区天然气储量，推进发电业务扩张，保持资本支出纪律，维持强劲资产负债表，当前净债务与EBITDA比率为1.3倍[77]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度营收同比增长49%，达到5.77亿美元，主要受冬季计划气、需求复苏和大宗商品价格上涨推动，但部分被电厂停运和公用事业业务的关税费用抵消 [9] - 调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为2.62亿美元，同比增长27%，主要因上述原因，但被更高的勘探与生产（E&P）活动部分抵消；环比增长9%，主要受季节性因素和石化产品销量增加推动，但被石化原料成本上升和Energia Plus电厂停运抵消 [9] - 第三季度资本支出（CapEx）同比几乎翻倍，但环比基本持平，主要因计划气和Barragán扩建项目，但被Genelba第二台联合循环燃气轮机（CCGT）于2020年7月投产所抵消 [9] - 第三季度净债务减少1.25亿美元，年初至今累计减少2.3亿美元 [8] - 第三季度自由现金流约为1.08亿美元，去年同期为净流出6800万美元，主要因核心业务运营表现出色和上游利润率提高 [14] - 截至9月底，总债务为15亿美元，几乎全部为美元债务，平均利率为7.8%，平均期限为4.7年；现金增加10%至5.07亿美元，净债务降至9.17亿美元，净杠杆率从1.7倍降至1.4倍 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P）业务 - 9月产量达到近3.3亿立方英尺/日的历史新高，9月15日单日产量最高达到3.5亿立方英尺/日 [7] - 第三季度调整后EBITDA为1.04亿美元，同比和环比均显著增长，主要受计划气、冬季季节和需求复苏推动，但被更多特许权使用费和活动恢复所抵消 [12] - 总开采成本同比增长36%，环比增长26%，主要因产量增加；但单位开采成本为每桶油当量6美元，比去年高11%，与第二季度持平，主要得益于El Mangrullo的高生产率 [12] - 全球产量同比增长23%，环比增长20%，平均超过5.7万桶油当量/日，其中92%为天然气 [12] - 石油销量同比增长40%，环比增长31%，达到5900桶/日，主要因当地需求增加，但出口减少；油价受布伦特原油价格推动，同比上涨50% [12] - 天然气销量平均为3.26亿立方英尺/日，同比和环比均增长约25% [12] - 本季度投资6200万美元，去年同期几乎为零；本季度钻探了8口致密气井，完成了16口井，其中15口为致密气井，1口为Sierra Chata的页岩气井，该区块达到了2800万立方英尺/日的最大产量 [13] 发电业务 - 第三季度调整后EBITDA为1.26亿美元，同比略有下降，主要因电厂停运和Piquirenda的10年购电协议（PPA）到期，但被更高的企业对企业（B2B）销售和更高的热力调度所抵消 [10] - 第三季度发电量同比增长13%，超过全国需求；环比增长18%，主要受季节性因素推动，但被上述停运所抵消 [11] - 第三季度可用性率达到95%，同比略有下降，主要因部分机组停运 [11] - Ensenada Barragán的CCGT项目完成超过60%，预计2022年第二季度达到商业运营日期（COD） [11] 石化业务 - 第三季度调整后EBITDA为700万美元，同比基本持平，原材料成本上升和计划气影响被大宗商品价格大幅上涨和工业需求复苏所抵消；环比受原材料成本上升影响，但被重整产品销量增加所抵消 [14] - 同比和环比总销量显著增加，尤其是重整产品；约50%的季度销售额为出口 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，公司认为从内乌肯盆地输出的运输能力明年冬天将几乎或完全饱和，需要建设新的基础设施和运输能力，政府正在推进该项目，但时间尚不确定 [17] - 电力市场方面，政府批准了对热力遗留机组的临时价格改善，特别是低负荷因子的机组，该改善在9月至5月期间支付，并与CAMMESA的电力出口相关 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于核心业务，包括增加天然气产量、扩大清洁能源组合和加强在B2B市场的地位 [7][8] - 公司计划在2022年将天然气产量提高30%，并通过出口到智利实现进一步增长 [18] - 公司正在推进PEPE III风电场扩建项目，将其容量翻倍至106兆瓦，预计投资约8000万美元 [8] - 公司认为其天然气储备和投资组合具有竞争力，目前不需要增加天然气储备，但仍在寻找阿根廷的石油储备投资机会 [31] - 行业竞争方面，公司在天然气生产方面具有优势，是唯一与2020年冬季相比实现显著天然气增产的生产商 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前经营环境具有挑战性，但公司通过出色的运营表现和成本控制实现了强劲的财务业绩 [14] - 管理层对未来前景持乐观态度，预计随着需求复苏和基础设施改善，公司将继续实现增长 [17][18] - 管理层认为建设新的天然气管道对阿根廷的宏观经济有益，成本将很快得到偿还，但不确定国际货币基金组织（IMF）的态度 [32] 其他重要信息 - 公司原首席财务官（CFO）Gabby Cohen在任职18年后辞职，董事会任命Nicolás Mindlin为新的CFO [5] - 公司发布了经审计的2020年可持续发展报告，在水消耗、能源消耗和碳足迹强度方面取得了实质性改善 [8] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 未来几年天然气的额外增长空间有多大？运输能力会在多大程度上限制增长？ - 公司认为内乌肯盆地的运输能力明年冬天将几乎或完全饱和，国家需要建设新的基础设施和运输能力；在新管道建成之前，公司的额外增长可能来自对智利的出口；2022年冬季，公司的天然气产量将比今年冬季增长约30% [17][18] 问题2: 油气业务的开采成本最近有所增加，是否与产量增加或全球供应链成本飙升有关？未来如何看待这一问题？ - 开采成本增加主要是由于产量增加导致固定成本增加，以及今年是计划气的第一年，且工资和薪水大幅增加 [20] 问题3: 明年使用的钻机和钻井设备是否会有成本增加？是否已经签订合同？ - 公司已经签订合同，成本略有增加，但在正常范围内 [21] 问题4: 能否更新天然气市场的情况、进一步发展该领域的瓶颈、下一轮计划气的时间或其他可探索的替代方案？是否应将冬季1100万立方米/日的产量视为近期的稳定状态？能否分享开发成本和新项目的内部收益率（IRR）门槛？ - 如果新的主要管道建成，公司预计到2024年冬季产量将进一步提高；在新基础设施建成之前，公司继续增长的唯一机会是通过对智利的出口增加市场份额；公司认为其投资组合具有竞争力，但不愿意透露IRR [24][25] 问题5: Loma de la Lata蒸汽轮机180兆瓦PPA到期对EBITDA有何影响？ - 今年有两个PPA到期，综合预计每年EBITDA将减少6000万美元，未来将按现货能源计费，预计每年EBITDA约为1500万美元 [27] 问题6: 公司目前在E&P领域进行新并购的意愿如何？能否利用当前宏观环境以更具吸引力的估值扩大页岩气区块，即使页岩气勘探目前不是优先事项？ - 公司对目前的天然气储备和投资组合感到满意，不需要增加天然气储备；但在石油方面，公司一直在寻找投资机会，但尚未有具体项目落实 [31] 问题7: 鉴于前景改善，公司是否有投资或收购天然气相关资产的机会？新管道建设的可能性是否因国际货币基金组织（IMF）的支持而增加？ - 公司认为不需要增加天然气投资组合，因为其储备质量优良；关于IMF的态度，公司不确定，但认为建设新管道对阿根廷的宏观经济有益，成本将很快得到偿还 [32] 问题8: 2022年现金流预计良好，公司对现金使用有何考虑，包括回购、2023年债券或明年的可能投资？ - 公司将增加核心业务的投资，以实现明年天然气产量增长30%的目标；希望尽快扩大PEPE III风电场的容量；回购将根据机会情况进行，如果有机会，可能会恢复回购债务或股票 [33] 问题9: 9月至5月期间，部分热力容量的临时价格上涨与CAMMESA的出口相关，能否提供更多信息？是否也适用于水电？ - 对于发电领域的遗留容量，低调度机组之前只能收取部分容量价格，现在已取消该折扣，自9月起生效；此外，与向巴西出口电力相关的新基金将部分利润分配给有调度的机组；两项监管变化在9月为公司增加了250万美元的收入 [35][36] 问题10: 2022年的资本支出预测是多少？预计电力和油气市场明年将如何发展？ - 今年E&P资本支出预计约为2亿美元，明年将略低于该水平；发电业务资本支出今年为4000万美元，明年预计为6000万美元，主要用于维护；今年总资本支出约为2.5亿美元，明年预计略低于该水平，但相当接近 [38] 问题11: 公司在大幅去杠杆化后，下一步计划是什么？是否预计将杠杆率持续保持在1.5倍以下？ - 公司认为杠杆率低于2.5倍较为舒适，但如果未来有投资机会，该比率可能会略有上升 [39] 问题12: 除了本月获得的过渡性薪酬，遗留容量发电的价格调整方案是否有更新？考虑到拉丁美洲的水电情况和拉尼娜现象的可能影响，能否分享下一季度的发电调度展望？ - 公司认为目前收到的遗留容量薪酬将持续到明年2月，届时预计将根据2021年通胀进行类似的价格调整，但这只是个人预期，监管机构尚未提供指导 [41] 问题13: 公司认为可以向智利出口多少天然气？价格如何？ - 公司目前每天向智利出口150万立方米的天然气，此外还有约50万立方米的现货天然气；预计明年春季可能将出口量翻倍，但短期内由于产能限制难以实现 [43] 问题14: 能否按业务板块披露资本支出计划？ - 今年公司总资本支出为2.5亿美元，其中E&P为2亿美元；明年预计约为1.8 - 1.9亿美元，略低于今年；发电业务资本支出今年为4000万美元，明年将增至6000万美元；石化业务支出较小 [45] 问题15: 公司对目前的净回值水平有何看法？是否预计开采成本会进一步恶化？ - 公司不预计开采成本会进一步恶化，对天然气业务的净回值水平感到满意 [46]

报告时间相关 - 报告期为2021年9月[2] - 报告包含2021年9月30日关于资本减少的相关事件信件[3] - 报告包含2021年9月30日关于董事任命的相关事件信件[3] - 报告包含2021年9月30日股东大会相关信件[3] - 报告签署日期为2021年9月30日[6] 报告格式与信息提供相关 - 公司将按Form 20 - F格式提交年度报告[2] - 公司不根据《1934年证券交易法》规则12g3 - 2(b)向委员会提供信息[2] 报告签署相关 - 报告由首席执行官Gustavo Mariani代表公司签署[6] 前瞻性陈述相关 - 新闻稿可能包含前瞻性陈述，基于管理层当前观点和估计[7] - 前瞻性陈述受多种风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异[7]