财务数据和关键指标变化 - 2024年EBITDA同比增长19%，较2017年增长29%，主要来自电力和天然气业务；净债务降至4.1亿美元，为2016年以来最低 [8] - Q4调整后EBITDA达1.82亿美元，同比增长60%，主要因天然气交付量增加和PEPE 6的贡献，但运营成本上升和出口减少部分抵消了收益 [10][11] - Q4资本支出同比下降20%，主要因2023年页岩气增产，部分被PEPE 6的最终付款和Rincon de Aranda的持续开发所抵消 [13] - Q4自由现金流为8200万美元，受冬季应收账款的营运资金流入支持；销售未收款天数为45天，仅延迟3天 [25] - 总债务达20亿美元，同比增长44%，主要因发行2031年和2034年债券；净债务降至4.1亿美元，同比下降33%，净杠杆率为0.6倍，为2016年以来最低 [27][28] 各条业务线数据和关键指标变化 E&P业务 - Q4调整后EBITDA为3600万美元，同比下降26%，主要因对智利工业销售减少和运营成本上升 [14] - 总生产成本同比上升29%，每桶油当量的提升成本升至8.7美元，天然气提升成本增加10%至每百万英热单位1.2美元 [15] - 总产量平均约为6.2万桶油当量/日，比去年高9%；原油占产量的6%和收入的25%，天然气占产量的94% [15][16] - El Mangrullo贡献了Q4产量的54%，Sierra Chata产量占比增至30%，同比增长34%；2024年Sierra Chata年产量同比增长40%，El Mangrullo年产量同比增长23% [16] - Rio Neuquén非运营区块的产量平均为130万立方米/日，与去年同期相似；本季度平均天然气价格为每百万英热单位2.9美元，同比下降10% [17] 电力业务 - Q4调整后EBITDA为8600万美元，同比增长7%，主要因PEPE 6和PPAs的贡献以及遗留现货价格的回升，但运营费用增加部分抵消了增长 [22] - Q4发电量同比略有下降4%，主要因Genelba旧CCGT的寿命延长检修和Pichi Picún Leufú水电厂水位降低 [22] - 带量付费容量付款是EBITDA的主要驱动力，容量可用性从去年的93%提高到94% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年作为该国主要天然气生产商，年平均产量增长21%，自2017年以来增长了80% [5] - Q4天然气产量同比增长11%，页岩气占比从2023年的32%升至2024年的近50% [9] - 电力机组Q4可用性率为94%，PPA机组显著恢复 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在Rincon de Aranda项目上线后多元化进入页岩油领域；2025年计划升级Barragán的燃气轮机，增加11兆瓦，并在3月对Loma de la Lata燃气轮机进行大修 [7][23] - 公司正在推进Rincon de Aranda项目，计划到5月连接两个平台，使产量达到8000桶/日，到12月完成另外五个平台，目标产量达到2万桶/日 [19] - 公司参与Vaca Muerta Sur石油管道项目；浮动LNG项目最终投资决策尚未做出；尿素厂项目预计年底做出决策，计划以项目融资方式进行，在子公司开展 [37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是充满挑战的一年，但宏观表现超出预期；监管变化目前只是指导方针，预计今年冬季后实施，短期内对公司影响不大 [5][33] - 公司预计今年因Rincon de Aranda的大量资本支出，自由现金流为负，净负债将上升，但2026 - 2027年将恢复正的自由现金流 [39][40] - 监管放松对行业和公司整体是积极的，公司作为综合企业有望利用自身天然气供应电力生产，且公司发电资产具有竞争力 [73][74] 其他重要信息 - 2024年公司连接了三口井，Sierra Chata和El Mangrullo的产量增加推动总探明储量增长16%至2.31亿桶油当量；页岩储量同比增长60%至1.32亿桶，其中页岩油占9% [20][21] - 2024年11月21日PEPE 6扩建完成，总装机容量达140兆瓦，公司运营427兆瓦风能，跻身该国前五大可再生独立发电商 [24][25] - 12月公司发行3.6亿美元2034年到期的国际债券，改善债务状况，赎回2027年剩余票据 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 能源部监管变化对公司E&P和发电业务的影响 - 目前监管发布的是指导方针，今年准备最终监管变化，预计11月实施；短期内对公司影响不大，夏季公司有望增加天然气销售，但市场价格尚不明朗 [33][34] 问题2: 随着增长计划推进，公司杠杆率将如何演变 - 公司全力推进Vaca Muerta Sur石油管道项目；浮动LNG项目最终投资决策未做，尿素厂项目预计年底决策，将以项目融资在子公司开展；今年因Rincon de Aranda资本支出，自由现金流为负，净负债将上升至1.2倍左右，2026 - 2027年将恢复正的自由现金流 [37][38][39] 问题3: 若Rincon de Aranda油价降至60 - 65美元/桶，公司计划如何 - 公司参考期货曲线而非现货价格，已对冲2025年约65%的产量，对投资计划无重大影响，仍按计划将产量提升至2万桶/日 [42][43] 问题4: 公司对Rincon de Aranda资本支出的敏感度 - 公司已确定2025年投资计划，不会加速或减速，2026年可能滚动对冲头寸，以确保现金流稳定 [45] 问题5: 公司的套期保值价格是多少 - 套期保值价格约为72美元/桶 [47] 问题6: 若布伦特油价低于60美元/桶，公司会如何 - 公司已套期保值，投资计划不受影响 [49] 问题7: 何种价格水平会促使公司加速Rincon de Aranda的开发 - 钻井和完井决策有前置时间，短期内难以大幅加速或减速；停止压裂有成本，公司不愿承担 [55][56] 问题8: Rincon de Aranda何时会有更多有意义的储量增加 - 预计到2025年底，完成28口井的钻探和完井后，该地区储量将显著增加，特别是页岩油储量 [60] 问题9: 管理层对发电机签署新PPA的预期，以及公司是否考虑投资新建发电资产 - 公司目前未考虑新的发电投资，正在研究在布宜诺斯艾利斯安装电池包项目；公司已出售风电场全部产能，只需续签到期合同 [62][63] 问题10: 销售成本增加导致毛利率下降的原因 - 主要是天然气提升成本增加，因产量减少和美元通胀；发电和石化业务也受比索升值影响 [65][66] 问题11: 除水电续约情况外，发电业务增加产能的情况 - 公司将资本集中投入Rincon de Aranda开发；过去可再生项目因汇率优势有良好回报，现在收益率不具吸引力 [68][71] 问题12: 行业放松管制是积极还是消极的 - 对行业和公司是积极的，公司作为综合企业可利用自身天然气供应电力生产，且发电资产有竞争力 [73][74] 问题13: 电力行业自由化的下一步和实施过程 - 市场参与者将向能源部提交意见，预计冬季发布新监管框架，11月开始实施 [77][79] 问题14: 新监管下价格动态如何 - 目前难以判断，监管会关注系统总成本，避免价格大幅上涨，预计价格稳定但会重新分配 [82][83] 问题15: 2025年天然气出口到智利和巴西的产能和价格展望 - 智利需求近期下降，预计未来两周出口量减少，5月通过Gasoducto del Pacifico出口35万立方米/日，恢复到100万立方米/日；价格预计变化不大；巴西出口可能通过管道和LNG，潜在需求约2000万立方米/日，但运输成本和竞争力不确定；公司LNG项目正在考虑最终投资决策，总产能600万吨/年，公司占20% [86][88][90] 问题16: 本季度油气利润率低于上一季度是否会持续 - 主要是季节性因素导致价格和销量下降，最佳季度是第二和第三季度，第四季度是过渡季 [95][97][99] 问题17: 2025年各业务的资本支出预算 - 总资本支出约11亿美元，其中Rincon de Aranda约7.5亿美元；天然气业务仅钻四口井 [104][105][107] 问题18: Rincon de Aranda预计对2025年总EBITDA的贡献 - 预计约1.8亿美元 [112] 问题19: Nuwellis的损失情况 - 两座大坝受损，产能共130兆瓦，损失严重；因道路损坏难以进入现场评估，预计三到四个月后确定修复成本和时间；有保险覆盖，对公司EBITDA影响极小 [114][115][116] 问题20: 尿素厂的最终投资决策、时间表、估计和产量 - 计划年产量200万吨，日消耗天然气约300万立方米，建设成本预计20 - 25亿美元；预计第三或四季度收到EPC承包商提案，年底做出决策 [119][120] 问题21: 北部天然气管道转换增加出口的进展，以及公司在现有基础设施下自我供应工厂的难易程度 - 部分电厂因位置可轻松供应，部分依赖新的天然气运输能力；公司希望通过私人倡议获取运输能力，仅为部分有稳定调度需求的资产获取 [123][124] 问题22: 按预期资本回报率对公司主要业务进行排名 - 公司在财务报表附注中公布了各业务的资本成本计算方式，电力业务约12%，E&P业务约13% [126][127] 问题23: 石油套期保值合同的期限 - 套期保值期限至2025年12月 [128] 问题24: 公司提到的LNG项目是否仅指Golar项目 - 是的，指的是Golar项目 [130][131]