财务数据和关键指标变化 - 2021年调整后EBITDA达9.05亿美元，较2020年增长30%；收入增长38%至20亿美元，主要因天然气销量和价格提升以及新联合循环电厂全年PPA的影响 [10] - 2021年资本支出较2020年显著增加，主要因天然气增产活动及巴拉甘和PEPE III的持续扩张 [11] - 第四季度收入同比增长46%至5.57亿美元，调整后EBITDA为1.99亿美元，同比增长8%，但环比下降24%；资本支出是去年同期的两倍多，环比增长55% [11][12] - 2021年底净债务同比减少2.82亿美元至8.66亿美元，净杠杆率从2020年的2.4倍改善至2021年的1.3倍 [26] 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1.05亿美元，同比下降13%，环比下降16%；发电量同比增长6%，高于全国1%的增速；产能利用率保持在95.5% [13][14] - 巴拉甘CCGT项目完成约75%，因新冠影响预计商业运营日期推迟至2022年第三季度；PEPE III风电场将增加81兆瓦，预计2023年年中投产 [15][16] 勘探与生产业务 - 第四季度调整后EBITDA为4600万美元，是去年同期的2.5倍，但环比下降56%；总生产成本同比增长71%，环比增长32% [18] - 日均总产量超过5.8万桶油当量，其中天然气占91%；天然气日均销量为900万立方米，同比增长32% [19][20] 石化业务 - 第四季度调整后EBITDA为900万美元，同比基本持平，环比略有增长；销量同比基本持平，但环比下降12% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年公司是阿根廷最大的天然气出口商，在连接阿根廷和智利的管道天然气市场份额达35% [6] - 12月天然气产量同比增长38%，高于全国16%的增幅；预计2022年日均产量近1000万立方米，冬季产量将达1100万立方米/日，比2020年冬季增长56% [4][5][6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极响应Plan Gas政策，增加天然气产量并扩大出口；参与新管道项目，附属公司TGS有望成为首段管道运营商 [4][6] - 持续推进电力业务的扩张，包括巴拉甘CCGT项目和PEPE III风电场项目；加强在可再生能源B2B市场的地位 [15][16] - 公司拥有致密气储量，相比同行在成本和竞争力上具有优势 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 政府计划建设新管道，有望解决运输瓶颈，增加天然气需求，对公司和国家经济都有积极影响 [6][7][9] - 尽管面临成本上升和市场波动等挑战，但公司对各业务的未来表现持乐观态度，预计2022年将保持良好发展态势 [35][36][39] 其他重要信息 - 公司于1月发行了首支以比索计价的绿色债券，相当于约3000万美元，用于PEPE III风电场项目融资 [16] - 2021年公司成功完成Sierra Chata页岩气井的钻探，达到近80万立方米/日的最高产量 [21] - 埃尔曼格鲁略天然气处理厂的产能将在2022年冬季从640万立方米/日提升至近900万立方米/日，第三季度将超过1350万立方米/日 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于Energia S.A.遗留电厂的薪酬方案有何消息 - 当局将对遗留产能进行调整，分两期支付，分别影响2月和6月的交易，但无法完全覆盖去年的通胀；预计与2021年的薪酬水平相近，相关决议预计在未来几周公布 [30][31][32] 问题: 2022年EBITDA和资本支出的指导 - 石化业务预计不如2021年，但仍表现良好；电力业务方面，Energia S.A.预计价格与去年相近，但产能增加，PPA到期将降低收入，Energia plus有望改善定价；油气业务预计石油产量基本不变但价格略升，天然气产量至少增长20%且价格略升 [34][36][39] - 2022年E&P和电力业务的资本支出将从2021年的约2.5亿美元增至约4亿美元，其中1.2亿美元为维护性资本支出，2.8亿美元用于增产和风电项目扩张 [40][41] 问题: 2023年债券的替代方案和前景 - 公司正在分析替代方案，考虑到央行关于企业债务偿还的规定至2022年12月，且债券到期时间为2023年7月，公司将等待更好的市场条件和更明确的监管规定 [42] 问题: 能否利用俄乌冲突带来的天然气未来价格上涨 - 短期内无法直接受益于LNG价格上涨，因公司按固定价格销售且有相关义务；但冲突凸显了新管道的重要性，公司增产有助于国家节省大量进口LNG的费用 [46][47][49] 问题: E&P业务的最大油气产量、加倍天然气产量所需资本支出、资金来源及时间框架 - 到5月，公司将完成新的临时生产设施和升级早期生产设施，使产量从900万立方米/日提高到1100万立方米/日；9月，埃尔曼格鲁略的新PTC设施将使产能达到1600 - 1650万立方米/日 [52][53][54] - 从1100万立方米/日提高到1650万立方米/日需要增加钻井和完井的资本支出，但因政府尚未启动Plan Gas第四轮招标，暂未规划；公司有能力在未来实现产量增长，且致密气储量具有竞争优势 [55][56][57] 问题: 新管道建设的可行性和相关风险 - 建设目标虽看似乐观，但具有可行性；融资不是问题，因管道还款期短；若管道招标具有竞争力，有望在9月至次年5 - 6月完成首段建设 [59][60][61] 问题: 2022年的资本分配以及是否有机会增加电力业务项目 - 暂无更多电力业务项目计划；公司希望继续扩大可再生能源业务，但因运输能力限制，尚未找到有吸引力的项目 [63] 问题: E&P业务中提升成本增加的原因 - 成本增加主要因短期租赁临时生产设施以实现产量快速增长；公司计划将这些设施永久化，预计2023年初成本将下降，尤其是埃尔曼格鲁略的PTC设施投产后 [65][66] 问题: 对智利出口价格是否会因LNG价格上涨而提高 - 智利大部分天然气需求通过长期合同满足，公司在谈判中有一定优势，但无法完全受益于现货市场价格上涨 [67] 问题: CAMMESA的DSO以及 hydrocarbon law的更新情况 - CAMMESA目前有42天付款规则，延迟约18天，预计正常DSO将在70 - 75天；暂无hydrocarbon law的更新 [68][69] 问题: MAT ER可再生项目的目标IRR - 公司目标为低两位数，但目前看到的项目IRR处于个位数，缺乏吸引力 [71]