财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为3.22亿美元，同比增长16% [3] - 资本支出同比激增183%，达到3.32亿美元，其中1.7亿美元投资于Rincon de Aranda的开发 [3] - 季度自由现金流为600万美元，主要由强劲的EBITDA和改善的营运资本推动 [10] - 期末现金及现金等价物为8.81亿美元，与第二季度持平 [10] - 总债务近18亿美元，自2024年12月以来下降16%，净债务增至8.74亿美元，净杠杆率为1.3倍 [10] - 季度后偿还了4700万美元的出口预融资贷款，并从OCP Ecuador回收了8400万美元的担保资金，净杠杆率维持在1.1倍，现金头寸约9.2亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 石油和天然气业务 - 石油和天然气业务调整后EBITDA为1.71亿美元，同比增长40% [3] - 总产量平均接近每天10万桶油当量，同比增长14%，环比增长18% [4] - 石油在总产量中的占比上升至17%，完全由Rincon de Aranda的增产驱动 [4] - 原油实现价格平均为每桶61美元，同比下降15%，但对Rincon de Aranda产量的对冲缓解了价格下跌的影响 [5] - 每桶油当量的举升成本环比上升至6.4美元，但得益于产量增加和总成本稳定，该成本实际大幅下降 [4] - 天然气举升成本同比持平于每百万英热单位0.90美元，但环比下降17% [4] 发电业务 - 发电业务EBITDA为1.2亿美元，同比增长8% [9] - 发电量下降9%，原因是需求疲软，可用率降至94% [9] - 新能源，特别是承购方付费的PPA，继续支撑该部门66%的EBITDA [9] 各个市场数据和关键指标变化 石油市场 - Rincon de Aranda区块第三季度平均产量达到每天1.44万桶，几乎是第二季度水平的三倍 [5] - 季度后连接了第七个新平台，将产量提升至每天1.6万桶石油 [5] - 预计2025年底产量将达到每天2万桶油当量，2026年下半年平均产量增至每天2.8万桶，2027年目标为每天4.5万桶 [6] 天然气市场 - 天然气销售量同比稳定在每天1400万立方米，环比增长8% [7] - 7月天然气产量达到创纪录的每天1760万立方米 [7] - 天然气平均价格为每百万英热单位4.4美元，同比持平 [8] - 72%的天然气通过Plan Gas GSA零售销售，低于去年的86% [8] - 出口量稳定在每天120万立方米，同比增长146% [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2026年安装额外的临时设施，以利用闲置的管道输送能力，支持Rincon de Aranda的进一步增长 [6] - 在电力市场新规下，公司计划利用成熟的商业团队，积极争取B2B市场份额，以改善利润率并实现客户多元化 [60] - 公司专注于通过降低钻井和完井时间来控制成本，2025年井成本降低了6-7%，2026年目标再降低5% [40] - 如有并购机会，公司优先考虑增加页岩油储量，目前对额外天然气储量需求不高 [100] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司基本面充满信心，并在9月市场波动后以接近每ADR 59美元的价格回购了公司1.5%的股本 [2] - 阿根廷电力市场的新监管框架（第400号决议）预计将使发电部门EBITDA在2026年至少改善10-15% [34][35] - 新的边际定价系统和B2B市场为公司的燃气轮机提供了自购燃料的机会，但具体规则仍有待能源国务秘书处公布 [63][65] - 预计2026年资本支出水平与2025年相似，约为10-11亿美元，将通过强大的现金头寸和改善的债务状况提供资金 [36][56] - 预计净杠杆率将保持在1.1-1.3倍的舒适水平，因为2026年石油产量将全年贡献现金流 [39][43] 其他重要信息 - 公司参与了液化天然气项目，上游部分预计在达到每天600万立方米供气量时，每年将贡献约1.4亿美元的EBITDA [103] - 尿素肥料厂项目仍在研究中，预计年底前将收到供应商的技术方案和报价 [114] - 公司已对冲2026年约80%的石油产量，平均价格超过每桶68美元 [110] - 公司已出售所有在Hipark的持股，并将资金用于股票回购 [126][127] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 第四季度及未来几个季度石油产量展望 - 预计2025年第四季度石油产量在每天1.8万至1.9万桶之间，主要驱动力是Rincon de Aranda [12][15][16] 问题: 2026年举升成本展望 - 随着Rincon de Aranda产量提升，预计石油举升成本将从每桶10美元降至约9.19美元，整体举升成本降至约每桶油当量6.2美元 [20] - 天然气举升成本预计保持稳定，除非有新增产量 [21] 问题: 夏季天然气市场展望 - 阿根廷市场存在季节性，但合同中有75%的照付不议条款，与夏季实际需求基本匹配，关联气对现货市场影响更大，对公司价格无影响 [23][25] - 对智利出口预计维持在每天120-130万立方米左右，可能因太平洋区域需求而略有增加 [27][30][32] 问题: 新电力监管框架对发电业务的影响 - 预计新框架将使该部门EBITDA至少改善10-15%，但具体取决于B2B市场成功程度以及从CAMMESA撤出合同的细则 [34][35][63] 问题: 2026年资本支出和杠杆率展望 - 2026年资本支出预计与2025年相似，约10-11亿美元，将通过强劲现金头寸融资，净杠杆率预计维持在1.1-1.3倍 [36][39][56] 问题: 自由现金流和D&C成本展望 - 第三季度自由现金流为正主要因季节性因素，2025年整体为负，2026年将显著改善 [43] - 2025年D&C成本降低6-7%，2026年目标再降5% [40] 问题: 递延所得税影响 - 本季度录得的非现金递延所得税是由于比索贬值率与通胀率之间的差异，未来是否发生取决于宏观经济变量 [45] 问题: Rincon de Aranda钻井进度和10月产量 - 10月产量超过每天1.6万桶，第四季度将钻探4个平台 [46][54] - 预计2025年底产量达每天2万桶，2026年第二季度达2.4万桶，第三季度达2.8万桶，2027年初快速提升至4.5万桶 [69] 问题: 页岩气与页岩油举升成本细分 - 页岩气举升成本约为每百万英热单位0.80美元，页岩油目前约每桶9美元，预计随临时设施投运降至9美元 [71][78] 问题: 电力业务迁移至B2B市场的能力 - 公司拥有成熟的商业团队，但迁移速度取决于市场细则和竞争，无法保证 [80] 问题: 新调度规则下的电价敏感性 - 夏季电价可能在30-40美元/兆瓦时，冬季可能在80-100美元/兆瓦时，2026年预计无重大变化，2027年可能因新天然气供应增加而下降 [82][84] 问题: 其他基础设施项目兴趣 - 公司正在研究CAMMESA水电站拍卖机会，但无其他具体拍卖计划 [88][90] 问题: 水电站拍卖的资本支出和报酬机制 - 若中标，报酬为固定美元金额，按美国通胀调整，前期资本支出较低，大部分发生在特许经营权的后10年 [94][96][98] 问题: Vaca Muerta并购机会 - 如有机会，优先考虑页岩油资产，目前无具体进程 [100][102] 问题: LNG项目IRR和EBITDA贡献 - 项目IRR取决于LNG离岸价格，若高于7.5美元则回报良好，上游部分每年可贡献约1.4亿美元EBITDA [103][105] 问题: 2026年产量对冲情况 - 已对冲约80%的2026年产量，平均价格超过每桶68美元 [107][110] 问题: 回购ADR的处理和尿素项目进展 - 回购的ADR很可能在下次股东大会后注销，尿素项目预计年底前收到供应商报价 [112][114] 问题: 国家天然气公司付款延迟情况 - 付款延迟已显著改善，从近两个月缩短至不到一个月，公司风险敞口很小 [115][116] 问题: 保留DUC井的原因 - 保留已钻未完井是为了在设施就绪后快速增产，是加速爬坡计划的一部分 [121] 问题: 进一步发行债券的计划 - 目前无需发行债券，但会伺机进行再融资，以延长债务期限或降低利率 [123][124] 问题: Hipark持股和OCP担保回收 - 已出售所有Hipark持股，OCP担保已全部回收，无剩余 [126][133]