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]