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]

财务数据和关键指标变化 - 公司Q2持续经营业务收入同比增长52%至4.56亿美元，主要受Plan Gas、冬季季节性因素、新PPA和高商品价格推动，但部分被美元计价的遗留价格下降、关税费用和公用事业业务的贬值影响所抵消 [8] - 调整后EBITDA达2.41亿美元，同比增长79%，主要得益于上述因素，以及生产效率提升和贬值对与比索挂钩费用的稀释作用；环比增长18%，主要受冬季天然气价格和遗留价格回调率影响，但被临近电厂停运和石化重整厂计划内维护所抵消 [8][9] - Q2资本支出同比增长超一倍，环比增长66%，主要因冬季Plan Gas承诺和Barragan的扩建，但被去年7月Genelba新CCGT的投产所抵消 [10] - Q2自由现金流约为7200万美元，较上一季度增加5000万美元；营运资金为负，主要受季节性高账单和Plan Gas影响，以及CAMMESA收款天数增加的影响 [23] - 公司净债务降至10亿美元，净杠杆率从2.3倍改善至1.7倍，主要因EBITDA增加；现金达4.52亿美元，环比增长13% [26] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - Q2 EBITDA为1.21亿美元，同比增长26%，主要得益于Genelba的CCGT、更高的B2B电力销售、遗留价格更新和贬值对石化指定费用的影响，但被美元计价的遗留价格稀释、为满足B2B合同而增加的能源采购以及6月的运营中断所抵消 [11] - 环比EBITDA增长5%，主要因现货价格追溯调整至2月，但被现货能源非高峰定价和2021年Q2较低的发电量所抵消 [12] - 2018 - 2021年发电量同比增长10%，全国需求恢复到疫情前水平，主要受工业需求推动；但Q2环比发电量下降14%，受全系统停运影响 [13][14] - 2021年Q2可用性率达95.8%，略低于去年同期，主要因Genelba 6月部分停运 [14] E&P业务 - Q2调整后EBITDA为7300万美元，同比显著增长，主要受Plan Gas推动，天然气价格和销量回升，以及油价上涨和回收增加；但更多的特许权使用费和更高的钻井及完井活动抵消了EBITDA的增长 [16] - 环比EBITDA增长超一倍，受冬季影响，但被更高的特许权使用费抵消 [16] - 每桶油当量的上市成本保持在6美元以下，同比增长10%，但环比基本持平 [17] - 全球产量同比和环比均增长9%，主要受Plan Gas推动 [17] - 石油方面，本季度收入占比22%，销量同比增长11%至4500桶/日，主要因出口需求；环比增长40%，主要因Q2出口集中；原油价格较去年几乎翻了两倍，但环比基本持平；产量仍比疫情前水平低1000桶/日，预计将逐步恢复 [19] - 天然气方面，本季度平均销量为2.64亿立方英尺/日，同比增长4%，受Plan Gas PSA推动；产量本可更高，但2021年4月的封锁影响了产出；自5月以来，产量略低于GSA承诺，但本月已超产，达到3.2亿立方英尺/日的目标；环比增长9%，主要因冬季高峰季节开始和工业需求带来的更好的B2B销售 [20] 石化业务 - 本季度EBITDA是去年的四倍，主要因国际价格大幅上涨、当地原生石脑油供应增加和与行业复苏相关的需求增长，但被原材料成本增加所抵消，原材料成本受参考价格和Plan Gas影响 [22] - 销售额同比显著增长，环比增长22%，因重整厂季节性维护；约40%的季度销售额用于出口；由于国际价格波动且具有季节性，预计下半年不会有此表现 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 全国天然气产量本季度同比仅下降1%，显示了Plan Gas的影响；需求受大型用户和零售消费推动，正恢复到疫情前水平 [21] - 天然气零售在冬季因Plan Gas优先级提高而飙升，占比从上个季度的18%增至30%；公司正努力发展B2B销售并取得积极成果，市场份额增加；唯一萎缩的细分市场是出口，预计10月将恢复向智利的按提货量付款交付 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续进行资产组合的并购活动，目前正在积极讨论E&P资产中的天然气权益，但尚未确定是否会达成交易 [30] - 公司认为新的碳氢化合物法对行业有积极影响，希望该法能尽快通过，以便公司确定明年的投资计划 [31] - 公司预计在E&P业务上继续发展资产，取决于Plan Gas的新一轮招标和中期运输能力的扩张；在发电业务上，可能会扩大可再生能源组合，正在分析是否建设第四座风电场 [47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为CAMMESA的收款天数在冬季会增加，预计随着第三和第四季度的到来，收款天数将像去年一样下降 [33] - 预计第三季度天然气价格将较第二季度略有上涨，第四季度将下降，遵循Plan Gas定价方案；第三季度不仅平均价格将上涨，销量也将增加 [34] - 由于Plan Gas，市场从现货市场转变为合同市场；预计政府将发起第三轮招标以填补内乌肯盆地的运输能力，这对行业是双赢局面；预计第四季度和明年第一季度公司天然气销量将下降，但巴西的能源需求可能会改善这一情况 [38][40][41] - 政府扩大天然气主管道的预算调整在短期内不会影响公司业务，但从中长期来看可能会产生重大影响 [42] 其他重要信息 - 公司E&P业务的旗舰区块El Mangrullo两周前实现了2.26亿立方英尺/日的天然气产量，创历史新高，比去年7月高出30%以上，是2016年产量的三倍 [5] - 监管机构批准了Edenor控制权的出售，管理层变更于本季度末完成，公司已收取款项，专注于电力和天然气业务；最终付款将于交易完成后一年支付 [7] - 公司正在建设El Mangrullo的第二座天然气处理厂，预计明年上半年将使当前产能增加一倍以上，达到2.9亿立方英尺/日 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 随着Edenor处置完成，公司未来潜在的企业行动思路是什么？更倾向于购买还是出售特定类型的资产？ - 公司一直考虑资产组合的再平衡，并购活动是公司的一部分；目前正在积极讨论E&P资产中的天然气权益，但尚未确定是否会达成交易 [30] 问题: 对新的碳氢化合物法和获取美元的预期如何？ - 政府已与各方讨论该法的基本内容，此后一直在进行小幅修改，但不确定行政部门何时会向国会提交提案；希望该法能尽快通过，因为其中有一些对行业积极的内容 [31] 问题: 关于发电业务中CAMMESA的付款链，有何最新情况？ - CAMMESA的收款天数在过去几个月略有恶化，达到90天，但实际延迟平均为45天；冬季是CAMMESA最困难的时期，预计随着第三和第四季度的到来，收款天数将下降；CAMMESA不仅影响发电业务，也影响E&P业务 [33] 问题: 今年第三季度天然气价格预期如何？ - 预计第三季度价格将较第二季度略有上涨，第四季度将下降，遵循Plan Gas定价方案；第三季度不仅平均价格将上涨，销量也将增加 [34] 问题: 对当地天然气市场中期演变的看法，价格和销量预期如何？以及CAMMESA的招标情况，是否会有更多类似的短期招标？ - 由于Plan Gas，市场从现货市场转变为合同市场；CAMMESA每月的招标对市场影响不大，反映的是现货价格；预计政府将发起第三轮招标以填补内乌肯盆地的运输能力；预计第四季度和明年第一季度公司天然气销量将下降，但巴西的能源需求可能会改善这一情况 [38][40][41] 问题: 政府调整预算以扩大天然气主管道，是否会在短期内对业务产生积极影响？ - 建设管道需要约两年时间，短期内不会影响公司业务，但从中长期来看，当地产业取代进口天然气是有意义的，可能会对公司业务产生重大影响 [42] 问题: 受限集团今年是否仍预计资本支出为2 - 2.5亿美元？ - 今年大量的资本支出主要与业务的一些基础设施建设和增加产量的额外井有关；假设明年情况不变，资本支出应会减少；若进入新的E&P业务，可能会有差异 [44] 问题: 随着Plan Gas实施和热电厂接近完工，公司的下一步战略步骤是什么？今年剩余时间和明年的初步预算是多少？ - 公司认为在E&P业务上有增长空间，取决于Plan Gas的新一轮招标和中期运输能力的扩张；在发电业务上，可能会扩大可再生能源组合，正在分析是否建设第四座风电场；公司不提供指导 [47] 问题: 2023年债券的再融资有何最新情况？ - 公司希望持续进行再融资，这也与央行规定有关；预计在央行允许的情况下，可能会支付债券或进行再融资 [48] 问题: 5月宣布遗留能源价格上调29%后，明年是否有潜在调整的最新情况？ - 目前行业有一些关于调整监管规定440的小请求，主要涉及蒸汽轮机等调度较少的设备，但尚未有决定 [49] 问题: 未来三年到期的水电特许权有何最新情况？ - 目前政府对此问题没有明确想法 [50] 问题: 此前提到的向智利出口天然气的交易有何最新情况？ - 公司已获得从10月1日至明年4月1日向智利出口150万立方米/日天然气的合同 [51] 问题: 企业在可再生能源私人市场的需求是否有迹象表明可以推动新的绿地投资？ - 企业对可再生能源的需求存在，但建设风电场的成本因大宗商品价格上涨而上升，公司正在评估供应商报价 [53] 问题: 6月30日的资产负债表是否已反映从Edenor收取的5000万美元付款？ - 公司已收取5000万美元，还有4000万美元将于明年支付 [55] 问题: 假设PPA不变，公司是否有意进入国际资本市场以延长到期日并降低美元成本？ - 以目前的债务状况和现金状况，公司对此感到舒适；但会积极管理债务状况，若业务预测有变化会采取相应行动 [56]

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]