财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为2.44亿美元，同比基本持平，环比增长10%，超85%与美元挂钩 [2][3] - 第三季度资本支出（CapEx）同比增长40%，主要因勘探与生产（E&P）业务活动增加 [3] - 与上季度相比，电力业务收入下降7%，主要因出售马里奥·塞夫雷罗风电场和劳动力成本上升，不过现货价格上涨有所抵消 [4] - 第三季度自由现金流为净流出9000万美元，主要因天然气业务资本支出扩张和比索贬值导致债务偿还增加 [20] - 第三季度净筹集6800万美元，期末现金头寸达9.64亿美元 [21] - 总债务为16亿美元，与上季度持平，但净债务和杠杆率显著下降，净债务为6.77亿美元，杠杆率为1倍，平均期限降至3.1年 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 第三季度调整后EBITDA为9100万美元，同比增长2%，主要因新的购电协议（PPAs）和较低的维护及材料成本，部分被现货和Energía Plus价格下跌、出售风电场和部分停机以及劳动力成本上升所抵消 [10] - 第三季度发电量同比增长32%，主要因新的联合循环燃气轮机（CCGT）、更多水电和新的风电场，部分被较低的电力需求、停机和出售风电场所抵消 [11] - 第三季度可调度率达到近94%，低于去年的96%，但远高于电网的73% [11][12] 勘探与生产（E&P）业务 - 第三季度调整后EBITDA为1.32亿美元，远高于上季度，同比增长12%，主要因新的天然气交付计划和新管道的贡献，部分被布伦特原油价格下跌、石油产量下降和天然气产量受影响所抵消 [13] - 第三季度平均日产量超过8万桶油当量，同比增长17%，环比增长19%，8月创下新的日产量纪录 [14] - 第三季度天然气销售量同比增长20%，平均日销售量近1300万立方米 [16] - 第三季度每桶油当量的开采成本同比增长9%，环比增长5%，但从生产率角度看，每桶油当量的开采成本同比下降7%，环比下降13%，降至每桶当量5.6美元 [14][15] 石化业务 - 第三季度EBITDA为6000万美元，同比下降16%，主要因国际价格下跌和当地市场重整销售下降，但环比增长60%，主要因国内苯乙烯销售和聚苯乙烯及橡胶出口增加以及重整价格上涨 [19] - 第三季度出口占总销售量的42%，高于去年的38% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，第三季度平均天然气价格为每百万英热单位4.7美元，同比和环比基本持平 [17] - 零售份额因根据天然气计划向发电厂的增量交付而下降，其他工厂与去年基本相似 [17] - 进入第四季度，由于温暖的春季和高水力发电量，天然气需求受到影响，预计12月需求将恢复正常 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是继续增加PPAs，参与能源部的拍卖，提高热力发电组合的技术和效率 [32] - 未来计划重点发展E&P业务，特别是Rincón de Aranda油田项目，计划在2024年实现首油，2027年达到日产2万桶的产量平台 [57] - 在发电业务方面，受高压电网限制，目前主要推进PEPE VI项目，同时积极参与政府的热力拍卖 [58][59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管面临一些挑战，如商品价格下跌、比索贬值和天气影响，但公司业务仍保持韧性 [9] - 对于天然气市场，预计未来地区市场将开放，有更多天然气出口机会，如向智利和巴西出口，并且有望建设液化天然气（LNG）工厂 [51] - 对于发电业务，希望通过获得更多的比索价格调整来应对成本变化 [26] 其他重要信息 - PEPE VI风电场项目进展到94%，预计第一阶段95兆瓦将于明年第三季度投入运营，第二阶段45兆瓦将于明年第四季度投入运营，PEPE IV的能源将通过B2B PPA出售 [5] - 公司参与了能源部的拍卖，提交了两个项目，均符合技术和经济要求，目前正在等待能源部的决议 [27][28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待Mangrullo未来的产量变化以及对开采成本的影响？ - 回答: Mangrullo目前日产量为1020万立方米，未来预计降至700 - 750万立方米/天，主要因Sierra Chata产量增加。Mangrullo的开采成本约为每百万英热单位0.6美元，由于产量减少和使用较便宜的自有设施，开采成本有所降低 [24][25] 问题2: 电力部门的价格调整情况如何？ - 回答: 公司已获得一些比索价格调整以应对成本变化，正在努力争取更多调整 [26] 问题3: 能否评论招标价格以及是否获得Genelba和其他工厂的PPAs？ - 回答: 招标已结束，公司认为符合技术和经济要求，但尚未收到能源部的决议 [27] 问题4: 监管变化的情景以及对热力项目战略和整体利润率的影响？ - 回答: 目前不清楚监管变化的具体情况，但公司战略是增加PPAs，提高热力发电组合的效率。传统机组未来可能仅获得固定成本补偿，对公司贡献不大 [30][32] 问题5: 能否提供Pampa Energía原油项目的进展更新以及对明年业绩的预期？ - 回答: Rincón de Aranda油田的一口井将于2024年1月完成，3月完成测试。2025年第一季度将钻探2 - 3个平台，每个平台3口井，预计2025年年中开始产油，产量将受运输能力限制，在900 - 1000立方米/天 [35][36][37] 问题6: 23%和28%的价格调整情况以及是否有进一步调整预期？ - 回答: 公司希望价格调整能与成本变化相匹配 [38][39] 问题7: 与智利市场签订新天然气合同的前景如何，价格和数量情况怎样？ - 回答: 与智利的合同按季节重新谈判，目前已完成2023 - 2024年春季和夏季合同的重新谈判，5月将开始新一轮谈判 [39] 问题8: 冬季天然气出口和产量情况如何？ - 回答: 内乌肯盆地有足够的天然气供应国内和智利市场，生产商愿意在冬季供应智利市场 [43][45] 问题9: FX限制和解决方案以及相关美元计算情况？ - 回答: 过去几个月通过新方案以较高汇率出口了近5000万美元的原油和天然气，预计12月还将出口约1000万美元，差价约为2000万美元 [44] 问题10: PGN管道反转后，政府何时推出新的拍卖计划以及规模如何？ - 回答: 目前难以确定拍卖时间和规模，PGN管道第一阶段反转在淡季可替代约300 - 400万立方米/天的玻利维亚进口，但需先与玻利维亚重新谈判合同 [47][48] 问题11: 考虑到大部分收入与官方汇率挂钩以及70%的高美元债务，是否考虑对冲措施？ - 回答: 公司在2027年前没有重大美元债务到期，认为双重汇率制度不可持续，公司通过强大的财务状况和再融资能力进行了对冲 [49][50] 问题12: YPF在天然气组合中报告了较大的减值费用，Pampa是否面临类似情况以及是否有天然气储量下调风险？ - 回答: 公司在2028年前的天然气销售已有承诺，未来5年没有问题，预计5年后地区市场将开放，有更多出口机会 [51] 问题13: 是否有近海投资的中长期计划？ - 回答: 目前没有近海投资计划 [52] 问题14: 某合同的管理情况如何？ - 回答: 该合同已续签，继续由Pampa运营 [53] 问题15: 可再生能源扩张方面，输电瓶颈有何更新？ - 回答: 政府已公布高压输电电网的扩张计划，投资超过20亿美元，但实施方案尚不清楚 [54][55]