业务亮点 - 埃尔曼格鲁略天然气产量创历史新高，石油、天然气和石化产品价格回到2018年趋势，传统能源比索价格上涨，完成埃德纳出售，持续去杠杆[8] 财务数据 - Q2 2021收入4.56亿美元，同比增长52%，环比增长9%[10] - Q2 2021资本支出9200万美元[12] - Q2 2021综合调整后EBITDA为2.41亿美元，同比增长79%，环比增长18%[13][14][16] 各业务板块表现 - 发电业务调整后EBITDA为1.21亿美元，同比增长26%，环比增长5%，发电可用性为95.8%，同比下降3%，环比增长1%[18][20] - 油气业务调整后EBITDA为6800万美元，同比增长12倍，原油日产量57700桶，环比增长9%，天然气日销量262000立方英尺，同比增长4%，环比增长9%[24][31][34] - 石化业务调整后EBITDA为1600万美元，同比增长4倍，销量为18000吨，同比增长46%，环比下降22%[41] 现金流与财务状况 - Q2 2021自由现金流为7200万美元，同比增加5000万美元，环比增加5400万美元[45] - 截至2021年6月30日，受限集团债务为15.05亿美元，现金为4.62亿美元，净债务为10.42亿美元，总杠杆率为2.5倍，净杠杆率为1.7倍[49]

整体业绩 - Q1 2021 营收同比增长 16%，环比增长 11%；资本支出同比下降 11%，环比下降 10%；E&P 产量同比增长 4%；综合调整后 EBITDA 有相应变化[8][10] 电力生产 - 调整后 EBITDA 同比增长 2%，环比下降 5%；发电量有相应表现；可用性表现同比下降 2%，环比增长 1%[20][21][23][24] - 恩塞纳达 - 巴拉甘热电厂 280MW 扩建项目预计 2022 年 Q2 投产，投资预算 2 亿美元[26] 油气业务 - 调整后 EBITDA 环比增长 77%，同比增长 13%；提升成本同比下降 24%，环比下降 4%；原油销售、价格和产量有相应变化[27][28][29][30][31][32][34] - 天然气销售同比下降 7%，环比增长 1%；加权平均气价有变化；销售目的地占比有变化[38][39][41][43] - 获 4 年天然气销售协议，在内乌肯盆地排名第 3；冬季天然气产量同比增长 28%，年均气价同比增长 64%[45][51][53][54] 石化业务 - 调整后 EBITDA 和销售业绩有同比和环比变化，Q1 21 销售按市场细分占比为 39%和 61%[57][58] 财务状况 - 截至 2021 年 3 月 31 日，受限集团、附属公司和合并后债务、现金、净债务、LTM 调整后 EBITDA、总杠杆和净杠杆有相应数据[59] 电力分销 - 调整后 EBITDA 销售业绩有同比和环比变化；终端用户数量同比增长 1%，环比增长 0.5%[66][67][70][71] 控股及其他 - 调整后 EBITDA 同比增长 7%，环比增长 11%；附属公司 EBITDA 表现有相应数据[74][75][76][77][78]

财务数据和关键指标变化 - 持续经营业务收入同比增长4%至4.2亿美元，主要因Genelba新PPA及EMP增加燃油供应，以及石化和EMP价格上涨，但被传统价格和碳氢化合物产量下降、关税税率和公用事业业务贬值影响部分抵消 [6] - 调整后EBITDA达2.04亿美元，同比增长16%，主要因上述原因、生产效率提高和贬值导致比索相关费用减少；环比增长11%，主要因天然气计划、石化价格改善及电力和液体业务季节性因素，但被Barragán停电和监管收入评估影响抵消 [7] - 持续经营业务资本支出同比下降11%，环比下降10%，主要因Genelba去年上半年投产，但被天然气计划和Barragán扩建项目的EMP活动恢复抵消 [8] - 受限集团总债务为16亿美元，与去年12月相近，91%为美元债务，高于去年第四季度的88%；现金为4.09亿美元，较上季度减少12%；净债务与上季度相近，为12亿美元；净杠杆率从2.4倍改善至2.3倍 [26][27] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 调整后EBITDA为1.15亿美元，与2020年第一季度相近，同比下降5%，主要因Barragán停电和贬值影响，但被夏季现货能源价格上涨抵消 [10] - 2021年第一季度发电量同比下降4%，主要因电网中可再生能源增加、需求减弱、北部油气减少和Barragán停电，但被Genelba Plus CCGT和CAMMESA出口部分抵消；环比相近，热力发电超过水电和风电 [11] - 2021年第一季度可用率达近95%，装机容量为5GW，略低于去年同期，主要因Barragán可用性下降 [12] EMP业务 - 调整后EBITDA为3300万美元，同比增长13%，主要因天然气计划使天然气价格反弹和原油价格回升至疫情前水平，但被石油需求下降、天然气出口减少和特许权使用费增加抵消；环比显著增加，主要因天然气计划和天然气产量略有增加 [14] - 每桶油当量的开采成本降至不到6美元，同比下降19%，环比下降2%；油气产量同比仅下降5%，主要因石油产量下降，环比基本持平，日均产量近4.4万桶油当量，其中90%为天然气 [15] - 石油销量同比下降39%至每日3200桶，主要因国内需求下降；原油价格同比上涨11%，环比上涨44%，超过每桶55美元 [16] - 天然气销量日均2.41亿立方英尺，同比下降7%，环比基本持平，主要因国内需求疲软和对智利出口减少；平均天然气价格为每百万英热单位2.8美元，同比上涨21%，环比上涨42% [17][20] 石化业务 - EBITDA增长主要因国际参考价格和本地价差显著上升，以及行业复苏带动需求增长；出口占销售额的40%，SBR和重整产品出口持续增长 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年第一季度83%的销售与美元挂钩，按EBITDA计算近88%与美元挂钩，主要来自核心业务PPA电力、容量和EMP [7] - 现货能源占发电业务EBITDA的22%，且在监管机构批准通胀调整前将继续萎缩 [10] - 天然气销售市场更加多元化，但仍主要面向CAMMESA，冬季份额将增加至三分之一；天然气出口同比减少一半 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续精简业务，剥离资产，使业务更简单高效 [5] - 发电业务方面，Ensenada Barragán热电厂的CCGT项目是关键项目，已完成40%，预计增加280兆瓦装机容量，提高电网效率 [13] - EMP业务方面，公司将根据天然气计划增加投资，提高产量，特别是在冬季；计划在Río Neuquén和Sierra Chata钻探6口致密气井，在El Mangrullo完成2口致密气井，并建设第二座天然气处理厂 [23] - 公司将继续优化资产负债表，降低短期比索债务，除非有并购或进一步证券回购机会 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管经营环境充满挑战，但公司第一季度财务表现稳健，证明了公司的韧性 [5] - 天然气计划为EMP业务带来转机，有望扭转当地天然气产量下降趋势 [22] - 石化业务表现出色，但大宗商品市场高度波动，未来表现不确定 [24] - 公司预计2021年发电量将同比增加 [13] 其他重要信息 - 4月年度股东大会批准取消230万份库存ADR，目前流通股本为5570万份ADR；董事会3月批准了一项最高3000万美元的新计划，ADR价格上限为16美元 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 对碳氢化合物法律的时间和主要条款有何预期，对公司机会有何影响 - 市场有多个版本提案，但均未正式提交国会，尚不清楚；任何鼓励投资和出口增长的法律改进都受欢迎，稳定的宏观经济环境是行业发展的首要条件 [30] 问题: 天然气计划有哪些潜在项目，公司是否会成为运营商 - 目前处于早期阶段，一家国际公司有意分析阿根廷天然气市场投资机会，双方仅签署了保密协议 [31] 问题: 发电业务是否有增加新产能的潜在项目，系统何时需要新产能 - 时间取决于阿根廷经济增长前景，难以预测；若经济表现良好，明年可能开始考虑新项目；目前系统运行安全，但老旧低效设备需被更高效的可再生能源或联合循环设备取代；当前投资环境不佳，不适合规划此类项目 [32][33] 问题: 新天然气计划付款情况如何，政府是否按时付款，公司与补贴相关的应收账款有多少 - 天然气销售收款方式与发电业务相同，有一定延迟但符合预期；补贴应收账款约为2.2亿比索（约300万美元），已收到1月付款指令，可用于纳税或收款 [34][35] 问题: 是否看到外国投资者对阿根廷油气行业投资意愿增加 - 除Gas prom外，未看到外国投资者投资意愿普遍增长 [37] 问题: 天然气计划是否有政府额外采购预期 - 尚无冬季天然气供应第三轮拍卖的官方消息，但公司认为有必要进行，以节省财政资金和国际储备；公司鼓励政府尽快进行第三轮拍卖，为行业提供更多规划时间 [39][40] 问题: 未来资本支出的节奏如何 - 今年资本支出主要集中在EMP业务，约1.8亿美元，主要在第二和第三季度投入；发电业务方面，Barragán扩建项目已融资，公司仅需进行约4000 - 5000万美元的维护资本支出 [41] 问题: 传统发电调整条款讨论有何更新 - 预计未来几周政府将对传统发电容量进行通胀调整，幅度约为29%，且不会像去年那样每月更新 [43] 问题: 在新出口制度下，天然气出口的安全性如何，2021年出口量估计是多少 - 公司正在等待一份10月至明年4月的重要出口合同批准，预计月底前获批；公司对冬季后出口前景乐观，因产量将超过本地消费 [44] 问题: 考虑到天然气计划承诺，未来几个月EMP业务的钻井和完井活动预计如何，非常规井数量是多少 - 未来两个月将钻探约8口非常规井，本月和下月完成部分已钻或正在钻探的井；目前有13口气井，今年预计钻探30口，完成25口 [46][47] 问题: NNR交易的贬值情况有何更新 - 公司和潜在买家已提交所需信息，目前等待进一步消息，暂无明确进展 [48] 问题: 冬季天然气计划中达到承诺产量是否有困难 - 若井的表现符合预期，未来两到三周将赶上产量延迟，能够完成冬季承诺产量 [49] 问题: 2021年到期的UST PPA设施有何预期，是否会转为传统制度 - 30兆瓦的内燃发动机设施因可变成本高于规定报酬，需与相关方协商调整报酬以继续运营；Loma de la Lata的蒸汽轮机将按规定继续运营，但利润率会降低 [50] 问题: 如何确保与美元挂钩的PPA中热力资产的可用性 - 公司一直致力于保持设施的高可用性，依靠优秀员工和必要的设备维护；若规定报酬不调整，中期内设备维护将受影响，但预计未来几周规定报酬将增加，担忧不会成真 [53] 问题: 若能源厂无通胀调整，是否计划关闭工厂 - 除Energa因技术和报酬问题可能在7月无法运营外，公司不计划关闭其他工厂，Energa仅占公司发电装机容量的很小一部分 [54] 问题: 希望看到哪些激励措施以增加天然气出口 - 短期内，恢复潜在市场的信心至关重要；长期来看，需要建设大型基础设施项目，如从Neuquen盆地到北部的新管道和LNG出口设施，但目前阿根廷的融资成本过高 [56][57] 问题: 公司在阿根廷看到哪些并购机会 - 公司正在探索一些潜在并购机会，均处于早期阶段，主要涉及能源领域的发电和石化相关投资，暂无具体项目 [59]

美元兑比索汇率数据 - 2016 - 2020年各年美元兑比索汇率：2016年最高16.030、最低13.200、平均14.782、期末15.890；2017年最高19.200、最低15.190、平均16.572、期末18.649；2018年最高41.250、最低18.410、平均28.093、期末37.700；2019年最高60.400、最低36.900、平均48.234、期末59.890；2020年最高84.150、最低59.815、平均70.599、期末84.150[32] - 2020年11月 - 2021年4月各月美元兑比索汇率：2020年11月最高81.310、最低78.690、平均79.941、期末81.310；12月最高84.150、最低81.430、平均82.638、期末84.150；2021年1月最高87.330、最低84.700、平均85.976、期末87.330；2月最高89.820、最低87.600、平均88.674、期末89.820；3月最高92.000、最低90.090、平均91.066、期末92.000；4月最高93.500、最低92.240、平均92.827、期末93.500[32] 公司面临的风险因素 - 阿根廷的电力传输限制可能使公司无法收回电力全部边际成本，对发电业务财务结果产生重大不利影响[39] - 全球或地区金融危机及不利信贷和市场条件可能对公司流动性、客户、业务和运营结果产生负面影响[39] - 阿根廷经济易受外部冲击，可能对公司运营结果和财务状况产生重大不利影响[39] - 阿根廷高通胀持续可能对公司运营结果产生不利影响[39] - 阿根廷比索价值波动可能对公司运营结果产生不利影响[39] - 公司部分业务依赖公共特许权，特许权撤销或终止将对业务产生重大不利影响[39] - 公司若无法有效对冲货币风险，比索贬值将对运营结果和财务状况产生重大不利影响[39] - 公司及其子公司评估投资项目可能增加负债[39] - 截至2020年12月31日，公司46.01%的劳动力由集体谈判协议下的工会代表，工会行动可能影响业务和收入[105] - CITELEC持有Transener 52.65%的控股权，CIESA持有TGS 51%的控股权，合资企业问题可能影响公司业务[108] - 阿根廷政府将承担分销商对CAMMESA高达66%的债务，发电机和燃料生产商收款问题或影响经营和财务状况[123] - 公司业务依赖阿根廷政府授予的公共特许权，特许权撤销或终止将严重影响业务[104] - 公司面临网络安全风险，虽2020年未受攻击影响，但未来仍可能有损失[115] - 公司面临货币风险，阿根廷比索贬值且无法有效对冲时，将影响经营和财务状况[110] - 公司和附属公司涉及多项法律诉讼，结果不确定且可能分散资源[111] - 公司信用评级下调会增加融资成本、需提供额外抵押品等，影响业务和财务[112] - 公司运营有环境风险，环境法规变化可能增加运营成本[119] - 公司部分债务包含特定违约事件，违约可能加速还款，影响短期流动性[125] - 公司设施可能因自然灾害、机械或电气故障等受影响，影响履行合同能力和财务业绩[127,128] - 公司可能无法及时从CAMMESA和其他客户处收款，影响财务状况和运营结果[139,140,141] - 公司热电站发电依赖天然气供应和价格，波动会影响运营结果[145,146,148] - 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[149,151] - 公司持有HINISA 52.04%的控股权，门多萨省持有47.96%，若门多萨省出售37.75%股份，公司需出售20%股份并失去控股权[159] - PEPE II和PEPE III风力发电机叶片出现缺陷，虽采取措施修复，但无法确保效果及未来不再出现问题[168] - 2019年5月29日公司获IEASA通知中标CTB交易，截至年报日期未获国家反垄断当局批准[174] - 公司油气储量估计基于可能不准确的假设，由Gaffney, Cline & Associates审计，受销售价格、未来支出等经济假设影响[202] - 油气储量工程是主观过程，估计结果可能与实际回收量有重大差异，若回收量远低于初始估计，将对运营结果产生重大不利影响[204] - 阿根廷油气行业竞争激烈，公司在竞标勘探或开采权时面临来自公私企业的竞争，无法保证未来能获取新勘探面积或油气储量[205] - 若无法成功勘探、开发或收购足够储量，公司储量和产量可能下降，影响未来运营结果和财务状况[182] - 油气活动面临经济、环境和运营风险，可能导致运营损失或中断，钻井可能无利可图[197] - 公司能源分销业务的特许权规定平均损耗因子为10%，2018 - 2020年能源损耗分别为18.2%、19.9%、19.6%[225] - 阿根廷环境、健康和安全法规及判例法快速发展，可能增加公司经营成本和合规成本[208] - 阿根廷当地定价限制可能影响公司运营结果，国内原油等燃料价格与国际和地区市场价格差异大，价格调整能力受限[209] - 公司天然气销售受政府监管，可能影响收入，发电站需求竞争激烈，导致其他细分市场需求减少[210] - 公司虽在厄瓜多尔和委内瑞拉有投资，但主要业务集中在阿根廷，拉美经济、社会、政治和监管波动影响公司业务[212] - 委内瑞拉政府干预经济，改变运营服务协议条款、提高税率，公司在委投资估值为零，仍可能受未来干预影响[213] - 若Edenor无法及时调整电价结构以反映成本增加，可能影响其履行商业和财务义务的能力[215] - Edenor的电价可能受到阿根廷消费者等团体的挑战，若挑战成功，可能导致公司收款和运营结果下降[220,222] 阿根廷宏观经济数据 - 2020年阿根廷实际GDP较2019年下降9.9%[52] - 截至2021年3月31日，阿根廷央行国际储备总计395.93亿美元[54] - 2020年阿根廷比索兑美元贬值40.5%，2019年贬值58.9%，2018年贬值超102.2%[54][65] - 2020年阿根廷国家CPI涨幅为36.1%，2019年为53.8%[61] - 2020年7 - 12月及2021年1 - 3月阿根廷CPI率分别为1.9%、2.7%、2.8%、3.8%、3.2%、4.0%、4.0%、3.6%、4.8%[61] 阿根廷债务相关情况 - 2005年和2010年阿根廷债务交换要约中约93%违约债务持有人参与[72] - 2020年8月阿根廷政府成功协商约650亿美元债券债务重组[72] - 阿根廷政府正与IMF就2018 - 2019年发放的441亿美元备用信贷协议本金展期进行谈判[73] 阿根廷汇率相关情况 - 2020年12月31日，阿根廷官方汇率与非正式汇率差距约为67%[78] 阿根廷自然灾害影响 - 2018年阿根廷大旱对大豆和玉米收成造成约60亿美元损失[82] 阿根廷评级相关情况 - 阿根廷在2019年透明国际腐败感知指数中排名66/180，在世界银行《2019年营商环境报告》中排名119/190[85] - 穆迪、标普和惠誉对阿根廷外币长期债务评级分别为“Ca”、“CCC+”和“CCC”[89] - 2020年9月28日，评级机构因债务重组和与IMF谈判提高阿根廷长期主权信用评级[89] 阿根廷政府政策相关 - 阿根廷政府颁布法律冻结能源和天然气关税180天，后经法令延长[94] - 2020年决议修改发电部门薪酬方案，以阿根廷比索计价并按技术不同比例降价[94] - 2020年3月12日，阿根廷政府宣布公共卫生紧急状态为期一年，后延至2021年12月31日[98] - 自2019年11月起，CAMMESA应在每月结束后42天内结算的款项延迟至约80天结算[140] - 到2025年12月31日，阿根廷国内能源需求的20%须来自可再生能源[142] - 到2017年12月31日，批发用户和CAMMESA需用可再生能源满足8%的国内能源需求[142] - 截至2020年12月31日，阿根廷国内10%的能源需求由可再生能源满足[142] - 自2011年12月起，阿根廷政府针对油气业务采取资金回流和收费措施，2012年4月对YPF国有化并修改运营体系[177] - 《碳氢化合物法》规定油气特许权有效期为25、30或35年，可延长10年[178] - 2018年8月22日阿根廷政府出台天然气出口程序，9月4日发布法令对天然气等商品征收出口税，每1美元出口额征收4比索税，最高税率为出口价值的12% [186] - 布伦特油价每月收盘低于或等于45美元/桶时，石油、天然气和液化气出口免出口税，油价高于或等于60美元/桶时，出口税率逐步提高至8% [186] - Plan Gas.Ar生效后，中标者非冬季每天最多可出口1.1亿立方米天然气，内乌肯盆地可获400万立方米/天、奥斯特拉尔盆地可获200万立方米/天的出口许可[190] - 参与Gas Plan I和Gas Plan II的公司，超基础量生产的天然气每百万英热单位可获4 - 7.5美元，阿根廷政府按月补偿差价[198] 新冠疫情影响 - 新冠疫情使2020年阿根廷经济活动放缓，可能持续影响2021年经济增长[102] - 新冠疫情导致2020年二、三季度原油需求下降[99] - 2020年初沙特与俄罗斯冲突叠加新冠危机致原油价格崩溃，沙特将油价降至每桶30美元以下，美国油价首次跌破零[183][189] 公司能源供应协议相关 - 截至年报日期，适用于GUMAs和GUMEs的CMIEE为1200比索/兆瓦时或临时调度附加费中的较高值，GUDIs为0比索/兆瓦时[164] - 2021年公司与CAMMESA的两份能源供应协议将到期，分别是CTP的10年期合同于7月到期，中央热电厂Loma La Lata（210兆瓦）的10年期合同于11月到期[175] - 公司与CAMMESA签订的能源供应协议受SE Resolution No. 220/2007、SEE Resolution No. 21/2016、SEE Resolution 287/17和Renovar Programs约束[175] 公司水电厂相关情况 - 2014年HINISA和HIDISA水电站发电可用进水量较2006年分别降低62%和64%[155] - 公司水电厂发电能力可能受水文条件、运营困难、大坝水位降低等因素影响[155][157][156] 阿根廷原油价格相关 - 2020年阿根廷当地市场原油交付参考价格为45美元/桶，2020年8月28日布伦特原油均价连续十天超过该价格，相关法令失效[209] - 2018年7月31日，ENRE批准的CPD为15.85%，其中7.93%从2018年8月1日起适用，6.51%从2019年2月1日起分六个月连续分期适用[209,217]

整体业绩 - 2020年资本支出同比下降53%，收入同比下降18%，调整后EBITDA有不同程度变化[16][18] - Q4 2020资本支出同比下降49%、环比增长38%，收入同比下降28%、环比下降13%，调整后EBITDA同比下降6%、环比下降28%[29][30][40] 业务板块 电力业务 - 2020年阿根廷电网国内需求同比降1%、出口同比增12倍、供应同比增2%，公司发电量调整后EBITDA同比增16%、环比增10%[47][50] - Q4 2020发电可用性为97.6% - 98.6%，较Q4 19同比降4%、环比降5%[51][52][53] 天然气业务 - 2020年天然气上游产量下降，现处恢复阶段，Q4 20调整后EBITDA同比降7%、环比降48%[55][60][61] - 公司获4年GSA，2021年1 - 3月天然气产量同比增28% - 64%[78][82][84] 电力分销业务 - Q4 2020调整后EBITDA用户数量同比增1%、环比增0.5%，销售额同比降2400万、环比降4400万[95][96] 石化业务 - Q4 2020销售额同比增12000吨、环比增3000吨，调整后EBITDA同比增18%、环比增19%[99][100] 控股及其他业务 - Q4 2020调整后EBITDA同比降24%、环比增9%[102] 财务状况 - 截至2020年12月31日，净债务14.11亿美元，总杠杆2.8倍，净杠杆2.0倍[90]

财务数据和关键指标变化 - 2020年营收降至26亿美元，同比减少22%，主要因关税冻结、贬值效应及油气销售价格和销量下降，部分被新产能机组贡献抵消；EBITDA为7.5亿美元，同比下降18%；资本支出较2019年显著减少 [11][12][13] - 2020年第四季度营收降至5.99亿美元，同比减少28%，主要因关税冻结、燃料销售供应减少和油气价格下降，部分被Genelba新PPA抵消；调整后EBITDA为1.68亿美元，同比仅减少6%；资本支出较去年同期显著减少 [15][16] - 截至年底，受限集团总债务为16亿美元，与去年9月相近，88%为美元计价，平均期限略降至8.4年；现金为4.66亿美元，较9月增长33%；净债务降至11亿美元，较上季度减少9%，净杠杆率从2.8倍改善至2.4倍 [35][36] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 2020年第四季度净EBITDA为1.21亿美元，同比增长14%，主要受Genelba Plus CCGT贡献、B2B续约销售增加和比索计价费用贬值影响，部分被价格和关税冻结抵消；季度环比下降8%，因冬季结束、现货价格和调度减少 [18][19] - 第四季度发电量同比增长16%，季度环比增长10%，超过国家电网7%的增长，主要受出口需求推动；可用率达到94%，略有下降 [20][21] 勘探与生产业务 - 2020年第四季度调整后EBITDA为1900万美元，与2019年第四季度相近，因产量和价格下降，部分被成本降低和效率提高抵消 [24] - 第四季度油气产量同比下降8%，季度环比下降7%，达到4.4万桶油当量/天，其中90%为天然气；石油销量同比略有下降，天然气销量同比下降21%，平均价格为2.1美元/百万英热单位，同比下降17% [25][27][30] - 2020年储备替代率连续第三年达到1.4，证实储量达到1.42亿桶油当量，同比增长5%，其中90%为天然气 [34] 石化业务 - 石化业务在多年困境后再次繁荣，恢复到四年前的生产水平，尽管国家经济衰退，但对苯乙烯和辛烷的需求因行业复苏和封锁放松而激增 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年电力需求几乎未受影响，全国发电量同比增长2%；2021年国内需求有望继续增加，1月25日集团创下新的电力需求纪录 [17] - 2020年国内天然气产量受投资疲软影响，产量同比下降7%，需求保持稳定，缺口由进口天然气和液体燃料弥补；预计随着“天然气计划”实施，产量下降趋势将逆转 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司出售了在Edenor的控股权，以专注于发电和天然气生产核心业务 [9] - 继续专注于开发致密气，计划在“天然气计划”四年内投资超2.5亿美元，预计盈利能力和现金流将增加 [33] - 公司是阿根廷最大的独立发电商，也是内乌肯盆地最大的非常规天然气生产商 [6][7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年公司凭借韧性在疫情中平稳运营，资产基础不断增长，实现重要里程碑 [5] - 预计2021年勘探与生产活动将因“天然气计划”和巴拉甘CCGT项目收尾而强劲反弹 [14] - “天然气计划”是迄今为止设计最好的激励计划，将改变公司勘探与生产业务局面，对公司和国家都是好消息 [74][77] 其他重要信息 - 公司董事会批准取消560万份美国存托凭证（ADR），并批准一项最高3000万美元、价格上限为16美元/ADR的新回购计划 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新“天然气计划”下天然气产量增加，未来季度成本如何变化？工业领域天然气价格走势如何？ - 成本预计稳定在0.7美元/百万英热单位，随着产量增加可能略有下降 [41] - 工业领域价格今年将显著上涨，预计未来将接近“天然气计划”平均价格，约为3.3 - 3.4美元/百万英热单位 [43][44] 问题2: 2021年勘探与生产业务EBITDA预期是多少？按单位细分情况如何？考虑到2020年上游投资不足，2021年增加天然气产量难度如何？2021年上游资本支出预期是多少？ - 董事会批准的上游勘探与生产业务EBITDA预算为2亿美元，生产已恢复，预计5月回升，6月达到高峰 [46] - 董事会批准的勘探与生产业务资本支出预算为1.5亿美元，考虑到“天然气计划”第二轮，可能增至1.8亿美元 [47][48] 问题3: 发电业务中PPA收入占总收入的比例是多少？PPA潜在调整对公司有何影响？ - PPA收入占发电业务总收入的比例超过70% [50] - 难以预测PPA调整影响，取决于比索合同调整和当地货币贬值情况；预计今年宏观形势更可控，PPA不会被单方面调整 [51][53] 问题4: 与政府就传统电力机组薪酬增加的沟通进展如何？巴拉甘中央电站关闭是否需要额外股权出资？第四季度不考虑Edenor的总资本支出是多少？ - 已向当局提出传统电力机组调整需求，但尚无正式结果 [56] - 预计巴拉甘电站无需额外股权出资，将于2022年上半年完工 [57] - 第四季度不考虑Edenor的总资本支出为6000万美元 [58] 问题5: CAMMESA付款周期和“天然气计划”下天然气销售付款情况如何？ - CAMMESA付款周期目前约为80天，较三个月前的90天有所改善 [59] - “天然气计划”规定发票批准后不久付款，若政府延迟付款，发票金额可用于抵税 [60] 问题6: “天然气计划4”之外的多余气量将如何处理？工业用户天然气价格是否会在2021年转换为“天然气计划”价格？发电业务是否有有机增长？ - 多余气量将在现货市场销售，夏季还有一份出口合同待政府批准 [62][64] - 工业用户天然气价格转换需要时间，预计会有一定折扣，未来几年折扣将缩小 [65] - 目前暂无发电业务扩张计划，正在分析一些小项目，但条件不成熟 [66] 问题7: 2023年潜在交换交易有何更新？2021年资本支出指导如何？ - 预计在2023年前处理该交易，会根据市场情况决定 [68] - 2021年发电业务资本支出预算为4000万美元，仅用于维护；勘探与生产业务预算为1.5亿美元，四年计划为2.5亿美元；石化和控股业务为1000万美元；受限集团总计约2亿美元 [69] 问题8: 现有投资组合中是否有非核心资产？是否积极寻找并购机会？ - 目前没有非核心资产需要剥离 [70] - 一直在关注市场并购机会，目前发电业务有机会，但不显著 [70] 问题9: Edenor出售何时完成？2020年是否有资金需求？ - Edenor出售只需监管部门批准，股东已于2月批准 [72] - 今年基本情况是自由现金流为正，预计可减少部分债务，每年约有2亿美元自由现金流 [71]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度营收同比增长5%，达到6.89亿美元，主要得益于Genelba的新购电协议（PPA）以及2019年第三季度实际贬值对公用事业业务的影响 [8] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）同比仅下降3%，达到2.34亿美元，主要由于勘探与生产（E&P）价格和产量下降、关税减免和建设商减少以及发电业务遗留问题，但部分被Genelba PPA、较低的E&P运营成本和与活动低迷相关的特许权使用费以及比索计价成本的贬值所抵消 [10] - 第三季度资本支出（CapEx）较去年同期显著下降，主要因为E&P的钻探和完井活动因价格环境不确定而暂停，以及Genelba Plus扩建项目完成 [12] - 第三季度公司报告综合收益7800万美元，而2019年同期为1.16亿美元，主要由于Edenor和电力遗留信贷负债实现协议以及油气业务运营利润率降低，但部分被股权收入的较高利润所抵消 [35] - 受限集团总债务在9月为16亿美元，与去年相似；净债务与上一季度相近，低于13亿美元，净杠杆率维持在2.8倍 [37][39] - 合并附属公司净债务为15亿美元，净杠杆率为2倍，与去年相似 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 2020年第三季度EBITDA为1.32亿美元，与2019年第三季度调整后EBITDA非常相似，主要得益于Genelba联合循环燃气轮机（CCGT）的贡献、较高的企业对企业（B2B）可再生能源销售以及与能源采购减少和比索计价费用贬值相关的成本降低，但部分被2020年2月以来现货价格的预期下降所抵消 [15] - 第三季度发电量同比下降3%，与国家电网电力需求下降一致；但季度环比增长16%，主要由于季节性因素 [16][17] - 2020年第三季度可用率达到98.6%，运营总容量为5吉瓦，与同比和季度环比表现相似 [18] 勘探与生产业务 - 2020年第三季度调整后EBITDA为3600万美元，比2019年第三季度低31%，主要由于价格下降和产量减少，但部分被成本和特许权使用费降低所抵消 [24] - 运营效率方面，记录了2300万美元的开采成本，与2019年第三季度相比改善了44%，主要得益于估值效率和当前市场价格下竞争力较低区块的活动减少 [25] - 油气产量同比仅下降6%，但季度环比增长7%，达到每天4.7万桶油当量，其中91%为天然气 [26] - 石油产量同比下降11%，至每天4.2桶，主要由于需求和价格下降导致活动暂停，但部分被Chirete的常规产量所抵消 [27] - 2020年第三季度原油价格同比下降18%，达到每桶40美元 [28] - 天然气销售量同比下降15%，至每天2.64亿立方英尺，主要由于交易量减少和产量下降；但与上一季度相比，销售量恢复了4% [29] - 2020年第三季度天然气平均价格为每百万英热单位2.50美元，比2019年第三季度低25% [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度阿根廷经济估计同比下降约11%，好于第二季度的19% [5] - 第三季度阿根廷电网平均需求达到15吉瓦，比往年低2% - 3%，但优于能源行业其他部门或国内生产总值（GDP） [13] - 国内天然气产量自约一年半前开始的投资疲软以来严重枯竭，2020年第三季度产量同比下降10% [21][22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划继续进行股票回购，只要股价低于上次回购计划设定的每股美国存托凭证（ADR）12美元的限制 [45] - 若公司继续产生自由现金流，且没有其他现金部署机会，债务水平合理且保守，公司愿意继续进行股票回购和债券回购 [47] - 若“天然气计划”（Plan Gas）公布，公司预计将在12月恢复钻探和完井活动，并增加资本支出以维持和提高产量 [55] - 公司计划通过“天然气计划”回到去年的天然气生产水平，即平均每天约750万立方米，并主要在El Mangrullo和Sierra Chata区块增加产量 [50][51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着封锁措施放松和经济反弹，阿根廷经济正在改善，但仍未恢复到新冠疫情前的水平，预计随着国家进入更灵活的隔离阶段，经济将继续正常化 [5] - 由于冬季高峰季节价格上涨、各业务运营表现稳健以及Genelba新CCGT的贡献，公司本季度取得了强劲业绩 [6] - 上游环境不确定，发电业务处于扩张性投资周期，加上运营成本控制和销售增加，公司2020年第三季度运营现金流得到提升 [7] - 政府宣布的新天然气激励计划有望对公司上游产品业务有利，但具体细则尚未公布 [7][8] 其他重要信息 - 公司财务数据以美元为功能货币，比索挂钩子公司的数字按通胀调整，并在每个报告期结束时以美元汇率显示 [4] - 公司正在进行Genelba热电厂280兆瓦CCGT项目的建设，目前正在进行基础施工、涡轮机安装等工作 [20] - 公司持有560万美元ADR的库存股，流通股本为5820万美元ADR；董事会批准了一项最高3000万美元、价格上限为每股ADR 12美元的新回购计划 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 第三季度及当前季度的股票和债券回购情况，以及资本配置的考虑 - 公司计划只要股价低于每股ADR 12美元，就继续进行股票回购；只要公司继续产生自由现金流，且没有其他现金部署机会，债务水平合理且保守，就愿意继续进行股票和债券回购 [45][47] 问题: 请详细介绍“天然气计划”，包括公司的角色、时间和价格 - 具体细节尚未正式公布，预计很快会发布；价格约为每百万英热单位3.50美元；参与该计划需承诺至少达到今年第一季度或上半年的天然气产量水平；公司预计回到去年的生产水平，主要在El Mangrullo和Sierra Chata区块增加产量 [48][50][51] 问题: 公司业绩良好，但股价表现不佳的原因 - 公司同时回购债券和股票，且仍在产生正现金流，这是公司持续进行这两项操作的原因 [52] 问题: 低资本支出环境对上游油藏完整性的可持续性影响 - 目前的低资本支出情况难以长期维持；若“天然气计划”公布，预计12月将恢复钻探和完井活动，并增加资本支出；今年的维护资本支出约为3000 - 3500万美元，若“天然气计划”实施，明年预计将增加到1亿美元 [54][55] 问题: 租赁成本是否会恢复到更正常的水平，以及正常化的租赁成本水平是多少 - 租赁成本不太可能低于第二季度的水平；由于今年情况特殊，预计明年会有美元通胀因素影响 [56] 问题: 公司现金中美元和比索的占比 - 约四分之三为美元或与美元挂钩，四分之一为直接业务相关的现金 [57] 问题: “天然气计划”是否会覆盖公司100%的产量 - 政府将拍卖每天7000万立方米的天然气，参与拍卖的生产商需额外生产3000万立方米以供应行业，即参与拍卖的生产商总共需生产每天1亿立方米的天然气，其中70%与CAMMESA和分销公司签订合同，30%需出售给行业 [58][59] 问题: 购电协议（PPA）的当前情况，以及与政府沟通的情况 - 目前与政府没有关于PPA的任何沟通；只要宏观经济形势可控，政府理解维持PPA规则和合同不重新谈判的重要性；若宏观条件显著恶化，情况可能会改变 [60] 问题: 是否考虑剥离天然气发电资产或降低相关风险敞口 - 公司没有研究任何资产剥离或投资创新方面的计划 [61] 问题: 内乌肯（Neuquén）到布宜诺斯艾利斯（Buenos Aires）的当前天然气运输能力，以及正在评估的运输扩张情况 - 2019年冬季运输能力接近满负荷，2020年由于行业未钻探或连接新井，产量大幅下降，管道有闲置产能；政府希望通过“天然气计划”填补这些产能，但预计2021年难以完全实现，可能需要几年时间；目前由于财务状况，新建一条20亿美元的管道项目不可行，需等待阿根廷经济形势正常化和主权债券收益率合理后才有可能实施 [62][64][65] 问题: “天然气计划”下，明年油气平台的钻探资本支出和产量情况 - 若“天然气计划”不实施，明年资本支出与今年相似，约为3500万美元，主要用于基础设施维护；若“天然气计划”实施，预计资本支出将增加到约1亿美元，以维持并略高于今年的产量 [68] 问题: 明年电价调整预期以及CAMMESA的付款情况 - PPA以美元为基础；现货能源原计划有月度通胀调整，但因新冠疫情和封锁未实施；行业目前面临高通胀环境，需要恢复通胀调整以维持系统可用性，但无法确定调整幅度和时间 [69][70][71] 问题: 受限集团流动性是否包括回购的Pampa债券 - 受限集团流动性不包括回购的Pampa债券，这些债券在债务中进行了抵消 [73] 问题: “天然气计划”的最终决议时间，以及自宣布以来是否有变化 - 目前“天然气计划”的天然气供应协议（GSA）期限从三年加一年变为四年；增加了资本支出承诺，并由一个由不同利益相关者组成的委员会定期审查；价格为每百万英热单位3.7美元；关于财政信贷和税收抵免，还需要阿根廷税务局的进一步澄清和最终批准 [74] 问题: 如何处理短期债务，是偿还还是在当地市场再融资 - 公司大部分短期债务以当地市场计价，当地市场流动性较好，公司有信心通过银行或当地资本市场进行再融资，也可以根据利率情况管理流动性，取消或借款；公司现金状况良好，足以覆盖短期债务 [77] 问题: 近期外汇限制的积极发展情况，以及对未来外汇限制的看法 - 个人认为，只要宏观经济变量开始恢复平衡，预计外汇限制会在某个时候得到缓解，但短期内不会有重大解除；外汇限制的缓解将取决于经济发展和国际货币基金组织（IMF）相关情况 [78] 问题: 与政府就电价谈判的进展情况 - 关于消费者支付的电价，政府在过去几周通过多位发言人表示，电价冻结将在年底结束，这符合国家财政需求；关于发电价格，PPA方面没有与政府的讨论；现货价格方面，部分老旧设备价格低于盈亏平衡点，中期来看会影响设备可用性，希望随着消费者电价调整，发电企业能得到一定缓解 [80][81] 问题: “天然气计划”完成后，天然气现货价格的看法 - 预计阿根廷所有天然气价格将向“天然气计划”拍卖价格靠拢，即每百万英热单位约3.50美元 [82] 问题: 公司是否会分配股息 - 公司没有分配股息的政策，多年来也未分配过股息，但通过股票回购的形式起到了类似股息的作用 [83] 问题: 公司是否计划从阿根廷市场借款 - 公司计划从阿根廷市场借款，当地银行和资本市场都有较好的融资环境，这是公司的首选融资渠道 [85]

宏观经济与行业环境 - 经济缓慢复苏但未达疫情前水平，阿根廷Q3 2020净电力需求月均14,912MW，较Q3 19降2%，较Q3 18降3%[15][23] - 国内天然气生产面临前所未有的崩溃，Q3额外进口占总需求比例高[33][34] 财务业绩 - Q3 2020合并调整后EBITDA为2.42亿美元，同比增5%；收入6.89亿美元，同比降3%[17] - Q3 2020净收入7800万美元，同比降33%，环比增20倍[53][54] 各业务板块表现 - 发电业务调整后EBITDA同比增1%，环比增39%；发电量同比降3%，环比增16%；可用率约98.6%，同比环比基本持平[27][28][29][30] - 天然气上游业务调整后EBITDA同比降31%，环比增6倍；产量同比降6%，环比增7%；提升成本同比降44%，环比增16%[38][40][42] - 电力分销业务调整后EBITDA同比降1700万美元，环比增4200万美元；销售额同比增1%，环比增13%；终端用户数量同比增1%，环比增0.3%[62][63][64][65][66] - 石化业务调整后EBITDA同比增400万美元，环比增300万美元；销售额同比增21%，环比增73%[69][70][71] - 控股及其他业务调整后EBITDA同比增19%，环比增9%[73] 资产负债与杠杆 - 截至2020年9月30日，合并净债务15亿美元，LTM调整后EBITDA 7.68亿美元，净杠杆2.0倍[57] - Pampa受限集团主要债务中，美元债务占86%，阿根廷比索债务占14%[58]

财务数据和关键指标变化 - 营收同比下降40%至5.44亿美元，主要因天然气价格暴跌、燃料自采减少、电价冻结及新发电单元部分抵消影响 [11] - 调整后EBITDA同比下降56%至1.2亿美元，主要受E&P价格和销量下降、电价冻结等因素影响，部分被新产能、较低E&P运营成本和特许权使用费抵消 [12] - 第二季度净利润为400万美元，去年同期为4亿美元，主要因Edenor资产处置收益、油气和受监管业务运营利润率下降等因素 [44] - 受限集团总债务为16亿美元，与3月持平，净债务低于12亿美元，净债务与LTM EBITDA比率为2.6倍 [47][48] - 综合净债务为15亿美元，较3月减少1.05亿美元，为EBITDA的两倍 [50] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 调整后EBITDA为9500万美元，与2019年第二季度相似，受现货价格下降、Energía Plus利润率和销量降低等因素影响，部分被新产能和成本降低抵消 [17] - 发电量同比下降7%，主要因全国电网电力需求下降 [20] - 产能利用率达到98.6%，比去年同期高330个基点 [23] E&P业务 - 调整后EBITDA为600万美元，较2019年第二季度下降88%，主要受COVID - 19影响导致价格下降，部分被成本降低抵消 [31] - 总产量同比下降10%，环比下降5%，达到约4.4万桶油当量/天，其中天然气占91% [32] - 原油销量同比下降17%，环比下降23%，达到4100桶/天，原油销售价格同比下降65%，环比下降58%，达到21美元/桶 [33][34] - 天然气产量平均为2.53亿立方英尺/天，同比下降10%，环比稳定，平均价格为2美元/百万英热单位，同比下降37%，环比下降15% [36][39] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿根廷电网平均需求达到13GW，比去年下降6%，与2018年相比下降13%，但与其他能源、工业或GDP部门相比降幅较小 [15] - 国内天然气需求同比下降8%，主要受工业消费下降、CAMMESA燃气减少等因素影响，部分被零售消费增加抵消 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司重新审视资本支出和运营支出预算，主要减少E&P业务支出，直至环境改善 [8] - 推进Genelba和Ensenada Barragán发电项目建设，以提高发电能力和市场竞争力 [24][27] - 关注Plan Gas 4计划，根据情况决定是否参与非常规井钻探和新产能开发 [56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 阿根廷受COVID - 19疫情影响，经济活动受限，但公司多数业务被视为必要业务，运营正常 [6][7] - 公司积极进行财务管理，应对宏观不稳定，收款率有所改善，有助于营运资金 [10] - 随着冬季到来，电力和天然气需求有所回升，但仍低于往年水平，市场正在改善但仍未恢复到疫情前水平 [16][30] 其他重要信息 - 公司以美元为功能货币，比索挂钩子公司数据按通胀调整并以美元显示 [5] - Genelba第二台CCGT于7月2日投入运营，总装机容量达到1200兆瓦，成本比预算低9% [24][25] - 公司有股票回购计划，价格上限为每股ADR 13美元，未完成金额为3800万美元 [51] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 何时计划重新钻探新的非常规井，2020年剩余时间目标井数及重点区块 - 目前有11口已钻但未完成的井，是否继续钻探取决于价格信号；预计今年不会钻探非常规井，可能通过致密气储量满足新的生产要求，2021 - 2022年情况可能不同 [54][56] 问题: 传统热力发电单元的当前报酬是否足以维持高可用性水平 - 公司仍有利润空间，但传统定价原计划每月进行通胀调整，因COVID - 19危机被推迟，希望危机缓解后恢复调整 [57] 问题: 资产处置或并购方面有无新消息 - 目前没有资产处置计划，有一些并购事项正在研究中，但尚无具体进展 [59][60] 问题: 公司天然气价格低于同行的原因 - 公司销售主要集中在CAMMESA，且储备也与之相关，其价格因招标大幅降低；公司对零售市场的敞口很小，而零售商目前价格最高 [61][62] 问题: Genelba第二台蒸汽轮机的容量和发电付款何时开始，预计增加多少EBITDA - 容量付款为每兆瓦每月2万美元，预计每月增加约800万美元EBITDA，下季度开始入账 [64] 问题: 对于Ensenada的股权是否感兴趣 - 如果YPF决定出售，公司会考虑，但目前尚无具体情况 [65] 问题: Transener考虑如何应对2021年9000万美元债券到期 - 可以选择再融资或用自有现金偿还，具体取决于未来现金流状况 [67][68] 问题: 2020年剩余时间各主要部门的资本支出预测 - E&P部门预计为6500万美元，约一半用于维护，一半用于非经常性支出；发电部门主要是Genelba调试的300万美元和全年4000万美元的维护费用 [69] 问题: 新的天然气计划相关情况，公司是否参与及盈亏平衡价格 - 预计未来几天收到参与拍卖的邀请，拍卖9月进行，新计划10月开始；目标是全年平稳生产和冬季三个月高峰生产，价格上限约3.4美元/百万英热单位，每年递增10%；盈亏平衡价格取决于公司资产组合，公司有意参与 [73][74][75] 问题: 传统报酬规定对EBITDA的影响 - 预计因缺乏调整和外汇因素，对传统业务贡献造成约4500 - 5000万美元的影响，但与今年的贡献相匹配，预计相互抵消 [77] 问题: 如果Edenor需要财务援助，公司是否会提供资金 - 不预计向Edenor提供支持，公司与Edenor之间没有资金流动，也未从Edenor收取股息 [78] 问题: 各业务如何控制成本，近期成本和资本支出预期 - 公司不断审查运营成本，但可降低空间有限；资本支出方面，因Genelba扩建完成，目前处于低资本支出环境，E&P部门取决于天然气计划 [83] 问题: 如何看待电价、电力价格和CAMMESA付款的演变 - 疫情期间电价不太可能上调，政府已延长电价冻结期限至12月；价格方面，传统业务缺乏通胀调整，预计短期内不会改变；与CAMMESA的合作中，本季度营运资金状况改善，销售未付款天数较上次通话提前10天 [86][87][88] 问题: 公司在天然气上游的投资和产量在近期的发展趋势，是否参与新的天然气计划 - 如果有合适的信号和价格，参与新计划将对行业有推动作用，公司正在积极沟通和考虑 [91] 问题: 公司可部署的最低资本支出是多少，否则会严重影响运营 - 今年预计资本支出为6000 - 6500万美元，如果不增加支出，预计明年产量将下降 [92] 问题: 下半年受监管公用事业是否会有非电价调整，明年电价调整预期 - 疫情期间预计不会有电价上调，但正在与相关部门讨论疫情后的情况 [93] 问题: CAMMESA目前的付款延迟情况 - 目前约为75天，比上次通话的最高水平提前10天 [95] 问题: 是否考虑进入更好的市场，若发行债券资金用途 - 公司债务到期时间为2023年7月，目前无需进入当地市场融资；公司通过短期进入当地资本市场加强了流动性 [97][98] 问题: 发电单元的EBITDA中，来自PPA合同和传统业务的比例分别是多少，政府是否可能修改与CAMMESA的PPA合同 - 65%的兆瓦来自传统业务，但EBITDA占比不到40%（实际为38%）；35%的兆瓦来自PPA合同，EBITDA占比62%；政府修改合同是潜在风险，但目前未看到相关情况，且付款情况有所改善 [99] 问题: 下半年油气需求变化趋势 - 目前因冬季需求正在增长，但第四季度是淡季，需求通常会下降，这是季节性因素导致 [101] 问题: 请评论TGS在Vaca Muerta的新项目结果 - 该项目规模较小，但有助于更好地利用与合作伙伴建设的管道，对TGS第二季度EBITDA有重要贡献，是TGS在Vaca Muerta生态系统建设的一部分 [102] 问题: 是否与当局就当前货币政策下美元计价PPA合同的变更进行了进一步讨论 - 相关问题之前已回复，目前暂无新情况 [104]

财务数据 - 2020年Q2营收9亿美元，同比降40%，环比降25%[13][14] - 2020年Q2调整后EBITDA为2.71亿美元，同比降56%，环比降46%[17] - 2020年Q2净收入为400万美元[51][53] 业务表现 - 电力业务调整后EBITDA同比降5%，环比降16%，发电量同比降7%，环比降25%[23][26][28] - 天然气业务调整后EBITDA同比降88%，环比降79%，原油销售同比降17%，环比降23%[38][41] - 电力分销业务调整后EBITDA同比降8600万美元，销售业绩同比降1%，环比降8%[58][62][63] 项目进展 - Genelba热电厂400兆瓦扩建项目按时投产，投资约3.2亿美元，低于预算9%[32] - Ensenada Barragán热电厂恢复建设[33] 市场环境 - 阿根廷GDP受封锁影响，电力需求Q2平均13216兆瓦，同比降6%，环比降13%[19][20] - 全国天然气需求Q2平均46亿立方英尺/天，同比降8%，环比降11%[35] 资产负债 - 截至2020年6月30日，净债务15.23亿美元，净杠杆率2.0倍[54]