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]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度营收同比下降12%至7.21亿美元，主要因CAMMESA年初接管燃料采购、监管公用事业关税停涨、油气价格下跌及2月起现货电力容量新定价方案等因素，部分被新电力机组销售增加和Edenor电力需求改善抵消 [10] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）同比增长5%至2.21亿美元，主要得益于更多电力产能、较低的勘探与生产（E&P）特许权使用费、Edenor因服务质量提高而减少的罚款以及外汇因素导致的以比索计价成本的稀释，部分被公用事业关税冻结和传统电力及E&P价格下跌抵消 [12] - 第一季度EBITDA环比增长30%，主要因第一季度包含大部分电力夏季高峰季节，电力销售增加、电力现货价格上涨、Edenor罚款减少，但E&P价格下降 [13] - 2020年第一季度资本支出（CapEx）较去年和上一季度显著下降，主要因Genelba Plus扩建项目处于最后阶段、Ensenada项目刚刚启动，E&P因定价环境不确定而大幅降低钻井和完井速度，以及Edenor因货币贬值和关税冻结而减少资本支出 [14] - 2020年第一季度公司实现净利润1400万美元，而2019年同期为1.67亿美元，主要因资产减值损失、净货币头寸收益减少以及所得税费用增加 [51] - 受限集团2020年第一季度末总债务为16亿美元，较上一季度末减少约1.7亿美元，主要因偿还贷款和回购债券；净债务与过去12个月EBITDA之比维持在2.4倍的较低水平 [55][58] - 合并集团净债务为16亿美元，与2019年12月相近，净债务与EBITDA之比维持在1.8倍的较低水平 [60] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 2020年第一季度调整后EBITDA为1.14亿美元，同比增长18%，主要得益于新收购的Ensenada Barragán发电厂、新投产的风力发电场、Genelba Plus的新燃气轮机以及货币贬值对以比索计价成本的影响，部分被2月起现货能源报酬方案的减少和比索化以及外汇贬值所抵消 [21] - 第一季度EBITDA环比增长6%，主要因第一季度现货能源夏季定价和更高的电力调度 [22] - 2020年第一季度发电量同比增长18%，主要因Genelba Plus热电厂燃气轮机投产、Piedra Buena和Loma的调度增加、Ensenada Barragán的运营以及风力发电场发电量增加，部分被Mendoza水电站低水流量、Ingeniero White和Pilar调度减少以及TGS的Cerri计划维护所抵消 [23] - 第一季度发电量环比增长21%，主要因第四季度的计划维护 [24] - 2020年第一季度可用率为96.6%，装机容量为4.8吉瓦，较去年同期增加880兆瓦，主要得益于Barragán的收购、Genelba Plus的容量增加以及风力发电场PEPE II和III的投产，但较2019年第四季度下降100个基点，主要因Güemes的停电 [25] 勘探与生产（E&P）业务 - 2020年第一季度调整后EBITDA为2900万美元，同比下降38%，主要因CAMMESA推动的天然气销售价格下降趋势以及原油价格下跌，部分被较低的特许权使用费和以比索计价的费用所抵消 [38] - 第一季度EBITDA环比增长44%，主要因活动减少和货币贬值稀释导致成本降低、第一季度无勘探费用记录以及原油产量增加，部分被天然气价格和产量下降所抵消 [39] - 2020年第一季度总产量为4.6万桶油当量/天，与去年同期和上一季度基本持平，其中天然气占88% [40] - 原油产量为5300桶/天，与去年同期基本持平，但环比增长7%，主要因Rincón de Aranda的产量增加 [40] - 2020年第一季度原油销售价格同比下降9%，但环比基本持平，达到近50美元/桶，主要因1月以来布伦特原油价格下跌以及3月封锁措施实施后的恶化 [41] - 天然气产量为2.44亿立方英尺/天，与去年同期和上一季度基本持平，但价格自2018年以来一直在下降，主要因市场高度监管、缺乏长期合同、激励计划设计不佳以及无法将实际价格转嫁给消费者 [42] - 2020年第一季度El Mangrullo气田产量为1.54亿立方英尺/天，同比增长11%，占公司天然气总产量的60%以上，是Neuquina盆地第四大气田 [44] - 2020年第一季度天然气加权平均销售价格为2.3美元/百万英热单位，同比下降26%，环比下降22%，主要因发电厂天然气价格持续下降，也对工业领域的商业化和现货价格产生负面影响 [44] 各个市场数据和关键指标变化 电力市场 - 2020年4月阿根廷电网净需求较3月平均下降20%，较2019年4月平均下降12%，较2018年同期下降20%，主要因封锁措施导致非必要行业关闭 [15][16] - 与封锁前19天的平均电力需求相比，截至5月6日封锁后48天的阿根廷电力需求总体下降26%或4500兆瓦，主要因非必要行业关闭 [19] - 配电公司（Distcos）也受到影响，与2019年同期相比，封锁期间需求下降8%，主要因中小企业和大型用户关闭 [20] 天然气市场 - 2020年4月国内天然气需求环比下降0.5 Bcf/天或11%，主要因电力需求减少导致热电厂调度减少和工业消费下降，部分被零售消费增加所抵消 [32] - 与封锁前相比，截至4月30日天然气需求总体下降17%或8.5亿立方英尺/天，主要因热电厂发电、非必要行业关闭和汽车用气减少，部分被天然气分销公司需求增加所抵消 [33] - 与2019年同期相比，封锁期间天然气需求下降9%，主要因发电和工业需求下降 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司重新审视预算，减少运营和资本支出，特别是上游业务，以降低未来困难条件的影响，同时不影响资产的安全和可靠性 [9] - 公司继续专注于电力和E&P核心业务，推进Genelba Plus和Ensenada Barragán的扩建项目，尽管受到封锁影响，但预计Genelba Plus将于8月初投产，Ensenada Barragán将于2022年第一季度投产 [30][31] - 公司积极进行现金和债务管理，偿还贷款和回购债券，同时发行短期比索债券和增加比索计价债务，以优化债务结构 [54][58] - 公司董事会批准了第七次股票回购计划，金额为2000万美元，价格上限为每股美国存托凭证（ADR）10美元，待第六次计划结束后生效 [60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年第一季度受COVID - 19影响不大，但预计未来几个季度将产生负面影响，如政府对Edenor和TGS的直接措施、油气需求下降、电力调度减少、石化产品需求崩溃以及客户拖欠增加等 [8][9] - 随着冬季临近，预计天然气消费趋势将更快逆转，因为CAMMESA对天然气的需求增加，部分行业也逐渐恢复运营 [34] - 公司认为目前的业务运营相对稳定，尽管面临挑战，但公司有能力应对，并且对未来的发展保持乐观态度 [65][69] 其他重要信息 - 自2月起，现货能源报酬货币转换为比索，并进行每月通胀调整，容量支付减少；4月8日，能源秘书处指示CAMMESA推迟对传统能源的通胀调整，直至进一步决定 [26][27] - 公司全资拥有的风力发电场PEPE II和III在去年5月投产后发现风力发电机叶片存在缺陷，供应商Vestas已开始维修和更换工作，预计8月全面恢复，尽管发电中断导致发电量下降，但影响较小，因为有Vestas的担保和保险政策覆盖 [28][29] - 政府正在分析恢复国内参考价格“barril criollo”，以确保国内生产的连续性，但截至目前尚未发布相关法规 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司目前实施了哪些现金保存措施？今年的总投资可以降低到多少而不影响运营？5月与4月危机最严重时期相比，业务是否有任何复苏迹象？ - 公司通过控制运营支出和减少资本支出来保护现金，电力业务方面主要完成Genelba扩建和继续Ensenada Barragán项目，E&P业务方面已降低资本支出计划并推迟页岩油勘探；目前电力和天然气业务尚未看到明显复苏迹象，业务量变化更多与天气有关而非经济活动 [66][67][69] 问题2：公司是否考虑收购阿根廷一些财务状况较差的发电资产？每百万英热单位（MMBtu）多少美元的天然气价格会使公司更愿意在明年进行钻探和开发活动？ - 公司目前没有认真考虑收购，更倾向于股票回购，但会关注潜在机会；天然气价格不仅要达到平均每年3.5美元以上，还需要有长期稳定的价格预期和买家的支付能力，才能促使公司恢复投资 [74][75] 问题3：公司从CAMMESA的电力款项收取情况如何？是否有延迟？本季度每兆瓦时的毛利润同比增加，特别是在热力资产方面，新的每兆瓦时30美元的水平是否会成为今年剩余时间的基准？E&P业务的自然减产率是多少？ - 公司从CAMMESA的收款存在延迟，自去年第三季度开始出现延迟，目前延迟约一个半月，每月CAMMESA支付约70% - 80%的交易款项，自封锁开始后情况略有恶化；每兆瓦时毛利润增加主要因PPA项目和新产能在现货市场的贡献；E&P业务中，主要天然气为非常规类型，年平均减产率约为15%，传统类型约为8% [80][81][83] 问题4：通胀调整导致的2500万美元影响是否正确？公司回购的债券是被取消还是持有在库？为什么不取消债券而取消股票？今年剩余时间在油气和发电方面的资本支出预计是多少？由于隔离和延迟，部分资本支出是否会推迟到2021年？ - 由于容量支付减少11个月和货币贬值，预计总影响约为6500万美元；目前回购的债券持有在库，未取消，是为了进行流动性管理；股票取消是因为当地规定库藏股不能超过已发行股票的10%；发电业务方面，Genelba项目今年剩余支出约3000 - 4000万美元，维护资本支出约4000 - 5000万美元；E&P业务方面，原预算约1.3亿美元，现在预计今年支出约一半，即维护资本支出和扩张资本支出分别约7500万美元和7000万美元 [90][91][96] 问题5：公司从Plan Gas收取了多少款项？标准普尔（S&P）下调公司评级，公司在进入外汇市场偿还债务方面是否面临问题？是否收到关于传统电力通胀调整暂停的最新消息？预计何时恢复？ - 公司每月从Plan Gas收取30期，每期470万美元，本季度共收取约5000万美元，可抵消部分营运资金增加；公司预计在偿还债务和进口支付方面不会有问题，新的外汇限制主要影响流动性管理；公司尚未收到政府关于恢复传统电力通胀调整的反馈，预计在阿根廷恢复正常业务之前不会恢复 [101][102][104] 问题6：现金流量表中贸易应付款大幅增加以抵消贸易应收款增加，这是否是对CAMMESA付款延迟的回应？延迟付款的对象是谁？2500万美元的传统电力额外影响是否考虑了封锁导致的需求下降？关于Ensenada Barragán的新闻，公司是否参与其中？ - 贸易应付款增加主要是因为Edenor延迟付款，Edenor延迟付款给CAMMESA的原因包括关税冻结、消费下降和收款减少；2500万美元的影响未考虑封锁导致的需求下降；公司未收到关于Ensenada Barragán调查的通知，认为该调查可能是政治动机，针对前政府官员，该项目是公开拍卖获得 [109][111][115] 问题7：风力发电场涡轮机的技术问题详情如何？对公司未来发电有何潜在影响？ - 制造商在国内其他同型号风力发电场发现问题后通知公司，公司28个风力发电场中有6个停机，其中一个已基本恢复，另一个预计8月修复，业务中断影响已由Vestas担保和保险政策覆盖，对公司无影响 [124][125] 问题8：在需求不确定、监管不确定和汇率波动的情况下，公司是否会重新考虑继续回购自己的股票？ - 公司每天都会评估现金使用情况，认为公司健康、现金流为正、现金状况良好且债务到期较少，因此仍对股票回购计划感到满意 [136][137] 问题9：政府是否有重新谈判购电协议（PPA）的风险？ - 存在政府重新谈判PPA的风险，但政府意识到单方面改变合同的后果，会尽量避免，风险大小取决于阿根廷宏观经济状况，目前公司未收到政府相关沟通 [142][143] 问题10：如果CAMMESA付款进一步大幅延迟，公司的策略是什么？ - 公司的策略是保持财务实力，成为行业内的强者，希望届时CAMMESA和政府能积极应对；近期在当地市场发行比索计价债券也为可能的情况提供了缓冲 [144][145]

财务数据 - Q1 2020 公司营收 8.2 亿美元，同比增长 0.2%，环比增长 13.7%[22] - Q1 2020 公司调整后 EBITDA 为 2.21 亿美元，同比增长 5%，环比增长 30%[26][28] - Q1 2020 公司净收入为 1600 万美元，Q1 2019 为 700 万美元，Q4 19 为 -1300 万美元[70] 业务板块表现 - 电力板块调整后 EBITDA 同比增长 18%，环比增长 6%，发电量同比增长 18%，环比增长 21%[41][42] - 天然气板块调整后 EBITDA 同比下降 38%，环比增长 44%，原油产量同比下降 1%，环比增长 7%[56][57] - 电力分销板块调整后 EBITDA 同比增加 2000 万美元，环比增加 4200 万美元，终端用户数量同比增长 2%[80][85] - 石化板块调整后 EBITDA 同比增长 5%，环比下降 4%，SBR 出口和本地辛烷值基础量增加[87] 项目进展 - Genelba 热电厂 CCGT 调试受封锁影响，COD 重新安排到 8 月初，预计投资 3.5 亿美元[46][47] - Ensenada Barragán 热电厂扩建工程恢复，预计 Q1 2022 完成 COD，预算投资 2 亿美元[48] 市场影响 - 封锁使全国电力需求下降，4 月较 3 月下降 21%，5 月较 3 月下降 20%[33] - 封锁影响天然气需求，4 月较 3 月下降 11%，较去年同期下降 10%[50] 公司策略 - 公司将健康和安全放在首位，52%业务被视为必要行业，48%员工在家工作[19] - 重新审视年度资本支出和运营支出预算[19]

财务数据和关键指标变化 - 2019年营收维持在相似水平，下降6%，EBITDA为9.5亿美元，同比下降15% [7] - 第四季度EBITDA同比下降9%，环比下降39%；CapEx同比下降33%，环比增长31%；调整后EBITDA为1.79亿美元，较2018年第四季度的1.87亿美元减少9% [9][10][11] - 第四季度净收入为900万美元，2018年同期为2.89亿美元，主要因功能货币变更、联营公司收益降低和固定资产减值损失增加 [42] - 截至2019年底，综合总债务为24亿美元，较9月减少2500万美元；现金为7.19亿美元，高于9月的6.99亿美元；受限集团净债务分别维持在17亿美元和12亿美元；净债务与EBITDA比率在综合层面为1.8倍，受限集团为2.2倍 [45][46][47] 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1.07亿美元，较2018年增长13%，主要得益于新投产风电场、Genelba Plus新燃气轮机和新收购的Ensenada Barragán电厂，但部分被旧有薪酬减少和Energía Plus量价下降抵消 [12][13] - 第四季度发电量同比增长14%，主要因Loma和Piedra Buena调度增加、Genelba Plus燃气轮机投产、风电场发电量增加和Ensenada Barragán运营，但部分被Genelba旧CCGT维护、Güemes负载系数降低和Mendoza水电流量低抵消 [14][16] - 2018年第四季度可用率近98%，装机容量4.8吉瓦；热可用性达97% [17] 油气业务 - 第四季度调整后EBITDA为2000万美元，较2018年第四季度下降60%，主要因油气价格下跌、活动增加、成本上升和产量下降，部分被天然气产量增加、特许权使用费降低和比索挂钩费用抵消 [23] - 第四季度总产量同比增长12%，环比下降4%，达到近4.8万桶油当量/天，其中90%为天然气 [24] - 第四季度原油产量同比下降8%，达到5000桶/天，环比增长4% [25] - 第四季度原油价格同比下降17%，环比略有上涨，达到50美元/桶 [26] - 第四季度天然气产量平均为2.56亿立方英尺/天，同比增长15%，环比下降5% [27] - 第四季度天然气加权平均售价为2.6美元/百万英热单位，同比和环比均下降约25% [31] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注核心业务电力和勘探生产，2019年剥离超10亿美元非战略资产，一半投资用于资产维护，一半用于扩张项目 [6][8] - 目前Genelba Plus接近联合循环完工，预计2020年6月获最终批准；Ensenada Barragán已启动CCGT扩建工程，预计2022年底完工 [20][22] - 2020年资本支出将保守，等待新的市场情景；股票回购将根据价格和未来情景监测进行 [57][60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2019年政治不确定性高，经济衰退，宏观经济变量恶化，但公司凭借过去几年努力，在多方面取得积极成果 [6] - 天然气行业不确定性大，活动处于历史低位，若储备开发负面趋势不扭转，国家可能再次增加天然气进口，产生负面宏观经济影响，但CAMMESA已改变招标方式，提高井口价格 [35][36] - 公司认为政府会努力维持购电协议，但取决于宏观情况和恶化程度 [86] 其他重要信息 - 自2019年1月起，公司以美元为功能货币；2018年比较数据按国际财务报告准则以比索报告，经通胀调整并按期末汇率换算成美元；为便于比较，2019年与2018年第四季度报告的名义数据按平均汇率换算成美元；比索挂钩子公司数据经通胀调整并按2019年末汇率换算成美元 [5] - 2019年公司继续股票回购计划，回购10%已发行股本和5%债券名义价值；目前已回购1800万份美国存托凭证，占初始股本22%；董事会批准2700万美元股票回购计划，价格差距为13美元/美国存托凭证 [48][49][50] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2020年资本分配优先级及公司愿意用于股票回购的现金比例 - 公司原计划在Rincón de Aranda钻2 - 3口勘探井，但因合作伙伴保守而推迟，目前因价格环境，油气均无新井钻探计划；电力业务方面，Genelba新联合循环项目即将投产，Ensenada Barragán扩建项目已获资金支持，今年资本支出将保守 [53][54][57] - 公司会根据价格和未来情景监测决定股票回购的激进程度，暂无具体金额 [60] 问题2: 回购债务在资产负债表上的处理方式及CAMMESA付款延迟情况 - 公司回购的8400万美元面值债券在贷款中净额列示，未取消 [63] - 目前CAMMESA付款延迟30天，去年为8天；天然气生产商直接销售给CAMMESA的收款延迟情况更多 [63][70][71] 问题3: 油气业务产量预期及资本支出是否减少 - 因缺乏可见性和不确定性，公司预计油气产量将自然下降，若情况不改善，2021年将受重大影响，希望当局尽快采取行动 [73][75] 问题4: 输电单元关税更新讨论的进展和时间表 - 目前暂无时间表，政府技术官员意识到需尽快解除关税冻结，但决策由政治家做出，预计6月前关税方面无新消息 [79] 问题5: 政府是否要求公司提供信息及政策进展 - 公司未收到此类请求，解决债务问题是首要任务，但能源团队在向领导解释情况并提出建议，目前暂无相关决策 [81] 问题6: 是否会进行债券回购 - 公司会根据价格监测情况，若价格再次下跌，不排除进行债券回购 [83] 问题7: 今年与政府就购电协议处置和重新谈判的进展及展望是否改变 - 公司认为单方面改变购电协议对阿根廷不利，目前政府理解这一点，但最终取决于宏观情况和恶化程度 [85][86] 问题8: 发电业务价格削减和旧能源规范对EBITDA的年度影响，以及Ensenada Barragán资本支出情况和工程推进时间 - 预计2020年发电业务EBITDA减少约3000万美元，具体取决于设备可用性、通胀和官方汇率等因素 [92] - Ensenada Barragán工程已启动，总资本支出不到2亿美元，已全额融资，无需股东进一步出资 [89][90]