财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度调整后EBITDA为1.83亿美元，同比下降7%，主要因PPA收入降低、部分合同到期、Loma 5号天然气管道停运、美元计价工资增加和缺乏监管电价等因素，但对智利的天然气出口、更高的出口电力和出色的重整业务结果抵消了部分下降，83%的EBITDA与美元挂钩 [4] - 第四季度调度同比增长11%，而国家电网下降1% [5] - 第四季度总债务为16亿美元，与上一季度相似，84%以美元计价，平均利率为8.4%，净杠杆和净债务持续下降，分别为9.13亿美元和1.2倍 [10] - 第四季度净现金流为5000万美元，年底现金达到7亿美元 [72] - 第四季度资本支出同比增长13%，主要因CMP钻井和完井活动增加，但PEPE IV风电场的进展部分抵消了这一增长 [91] - 第四季度自由现金流为1.01亿美元，受所有三个业务出色运营表现推动，营运资金季节性减少，CAMMESA支付频率提高，但服务和所得税提前支付5000万美元，债务增加考虑了在当地市场发行的美元挂钩债券 [96] 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8600万美元，同比下降19%，环比下降4%，主要因部分PPA到期、Loma 5号机组停运和工资支出增加，但更好的现货价格、更高的调度和更低的维护成本抵消了部分影响 [67] - CAMMESA批准该团队以10年PPA价格运营高达260兆瓦，现有燃气轮机使总装机容量达到827兆瓦，成为该国最高效和最大的热电厂之一 [68] 油气业务 - 第四季度天然气产量同比增长6%，但环比下降11%，日均产量为950万立方米，超过仅增长2%的水平，72%的产量来自Ebangrusho，该地区去年11月启用了第二座天然气处理厂，产能为480万立方米/天，Ebangrusho的日产量可达400万立方米，本季度天然气平均价格为3.9美元/百万英热单位，同比上涨24%，但环比下降20% [8] - 第四季度石油产量占总产量的9%，但占该部门收入的22%，主要因出口价格与布伦特原油挂钩，出口量同比增长两倍 [7] - 第四季度开采成本同比可能增长，但环比下降，每桶油当量的开采成本为7美元，同比下降3% [7] 石化业务 - 第四季度EBITDA同比增长68%，达到1500万美元，主要因国内重整和聚苯乙烯销售以及成本降低，但苯乙烯和橡胶的利润率和需求下降部分抵消了增长 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度销售分布较为均衡，零售和非高峰时段销售占比较大，出口同比减少，但仍占产量的14%，价格较高，出口许可证有效期至今年6月，第四季度出口量占总销量的3% [95] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司希望通过增加石油投资来平衡生产组合，目前天然气和石油的生产比例约为90%和10%，正在研究多种方案，包括与合作伙伴讨论在特定区块增加勘探和生产，但尚未确定具体方案 [31] - 公司计划在可再生能源领域继续增长，去年可再生能源装机容量增加了230兆瓦，正在推进一个300兆瓦的项目，第一阶段100兆瓦预计在2024年第三季度完成 [36][86] - 公司正在评估TGS LNG项目，目前该项目仍在进行工程设计，预计年中会有更明确的信息，决定是否推进该项目需要财政激励和出口许可的确定性 [37][78][87] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 由于缺乏从内乌肯盆地输送天然气的基础设施，今年夏季产量低于预期，预计第一和第二季度产量仍将受限，新管道预计在冬季中旬投入使用，届时产量有望增至1600万立方米/天，2024年即使第二阶段管道建设未完成，产量也将增长，因为第一阶段管道将投入使用，夏季时CAMMESA将能够用当地天然气替代所有液体燃料消耗 [12][16] - 公司大部分收入与美元挂钩，现金流受CAMMESA欠款和天然气计划的影响，但预计影响不大，现金和现金余额主要投资于与美元挂钩的资产或美元，因此受到保护 [22][28] - 公司认为在天然气出口方面，成功参与天然气计划决定了出口配额，目前有底价限制，阿根廷政策优先满足国内需求，新管道投入使用后，该国可能有能力全年向智利出口天然气 [38][49] 其他重要信息 - 公司在过去五年中，天然气生产能力提高了120%，发电能力增长了44%，同时减少了8300万份ADR至5500万份，通过股票回购和债务回购花费了约10亿美元 [19][30] - 2023年，公司有一个较为激进的资本支出计划，电力业务约2.5亿美元，包括维护资本支出和PEPE VI风电场建设；油气业务也将加大资本支出以提高产量 [51] - PEPE III PPA每年将增加约1亿美元EBITDA，PEPE IV 81兆瓦储能容量每年将增加约2200万美元EBITDA，公司拥有Barragan项目50%的股权，该项目全部产能将增加1亿美元EBITDA [54][55] - 公司认为更换政府不会改变天然气计划，过去的经验表明合同得到了尊重，这对行业和国家都有益 [57] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年各季度天然气产量如何随新管道启动变化 - 第一和第二季度，由于缺乏从内乌肯盆地输送天然气的基础设施，产量将低于1000万立方米/天；冬季新管道投入使用后，产量将增至1600万立方米/天；第四季度春季，产量预计在1200 - 1300万立方米/天 [12][85][99] 问题2: [项目]的最新启动日期 - 目前听到的消息是各方正在努力按计划进行，管道有望在6月底准备好 [74] 问题3: 2024年产量的增长潜力 - 即使2024年冬季第二阶段管道建设未完成，产量也将增长，因为第一阶段管道将投入使用，夏季时CAMMESA将能够用当地天然气替代所有液体燃料消耗 [16] 问题4: 高通胀和阿根廷比索缓慢贬值对成本的压力 - 公司看到了美元通胀对成本的影响，但在运营上无法采取太多措施来防止这种情况发生 [77] 问题5: TGS LNG项目的进展、产量提升潜力和资本支出情况 - TGS仍在进行该项目的工程设计，目前过早推测资本支出计划，预计年中会有更明确的信息，决定是否推进该项目需要财政激励和出口许可的确定性 [37][78][87] 问题6: 公司是否有兴趣增加石油投资以提高产量，以及可能的开发区块 - 公司希望平衡生产组合，增加石油投资，正在研究多种方案，包括与合作伙伴讨论在特定区块增加勘探和生产，但尚未确定具体方案 [31] 问题7: 如何看待非传统可再生能源投资或收购，未来是否有目标 - 公司没有具体目标，但希望通过盈利的过程尽可能增长，去年可再生能源装机容量增加了230兆瓦，正在推进一个300兆瓦的项目，第一阶段100兆瓦预计在2024年第三季度完成 [36][86] 问题8: TGS项目的研究进展以及推进该项目所需的立法和激励措施 - TGS正在进行该项目的工程设计，需要财政激励和出口许可的确定性，以使其在国际市场上具有竞争力 [37][87] 问题9: 天然气出口到智利的流程、所需授权、申请时间和优先级确定方式 - 天然气出口有配额，基于在天然气计划中的中标量，有底价限制，目前约为7.5 - 8美元/百万英热单位，阿根廷政策优先满足国内需求 [38] 问题10: [项目]是否有额外价值讨论，以及3700万美元准备金是否有返还风险 - 该奖项全额包括利息为3700万美元，已收取近2100万美元，剩余1500万美元待收取，[相关方]的保护行动已被驳回，返还可能性很小 [115] 问题11: 是否考虑分发股息 - 今年不考虑分发股息，原因包括资本管制使成本增加，公司将利用额外的美元获取渠道进行2023年的债务管理，以及今年有大量资本支出计划，公司认为有很多盈利的投资机会，且股东未要求分红 [43][44] 问题12: 近期发电业务遗留薪酬调整的影响 - 部分薪酬将以美元计价，预计对预算的影响约为1500万美元，为正向但影响较小 [46] 问题13: 现金使用计划 - 今年有一个较为激进的资本支出计划，电力业务约2.5亿美元，包括维护资本支出和PEPE VI风电场建设；油气业务也将加大资本支出以提高产量，将通过自身现金流和当地比索市场融资 [51][52] 问题14: PEPE III PPA和PEPE IV对EBITDA的年度贡献 - PEPE III PPA每年将增加约1亿美元EBITDA，PEPE IV 81兆瓦储能容量每年将增加约2200万美元EBITDA，公司拥有Barragan项目50%的股权，该项目全部产能将增加1亿美元EBITDA [54][55] 问题15: 新政府上台后天然气计划是否会改变 - 公司认为更换政府不会改变天然气计划，过去的经验表明合同得到了尊重，这对行业和国家都有益 [57] 问题16: [项目]的运营管理是否会在2023年6月变更为YPF - 每四年会交换该工厂的运营管理，目前正在分析如何进行管理，以确保成本效益，相信未来四年会和过去一样顺利 [40][41]