财务数据和关键指标变化 - 一季度资本支出（CapEx）较少，现金税较高，但全年指导不变 [8] - 一季度巴西现金税约2亿欧元前置，后续三个季度支付大幅降低，税后运营现金流（OCF）指导不变 [44] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 巴西一季度液体产量强劲，得益于维护活动减少和油藏质量完好，2023 - 2024年指导为日均超11万桶油当量 [15] - 生产单位成本约为每桶3美元，成本增加或与绩效激励有关 [54] 炼油业务 - 一季度炼油利润率约为每桶14欧元，本周降至约6欧元，波动大 [30] - 炼油业务套期保值比例为7% - 8%，年内到期，影响积极但不显著 [11] 可再生能源业务 - 1.6吉瓦装机量预计2023年息税折旧摊销前利润（EBITDA）为1.8亿欧元，盈利高度依赖电力价格 [23][26] 中游业务 - 一季度中游业务贡献转正，天然气交易业务结果约9000万欧元，占工业中游总数约三分之二 [6][49] 商业业务 - 2023年商业业务EBITDA指导为3亿欧元，有望轻松实现，B2B业务量回升，B2C业务相对平稳 [65] 各个市场数据和关键指标变化 - 炼油市场，俄罗斯分子进入市场，导致市场供应增加，长期炼油利润率难以判断，期货曲线显示未来情况较好 [30] - 巴西石油市场，因俄罗斯石油流向中国、物流成本上升以及安哥拉桶数排除，石油价格实现下降 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦增长和脱碳，推进上游项目、提升可再生能源发电能力和转变商业布局 [5] - 对于莫桑比克项目，公司处于风险降低模式，推进项目前期工作，评估后续选项 [15] - 可再生能源业务目标是到2025年实现4吉瓦装机量，可通过有机或无机方式实现，净资本支出指导为30亿欧元（2023 - 2025年） [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 工业活动抓住了国际炼油环境改善的机会，尽管一季度有重大计划内维护 [6] - 对巴西项目2023 - 2024年产量指导有信心，2025年巴卡劳项目投产将带来积极影响 [15][55] - 中游业务组合今年更具弹性，有信心全年保持强劲积极结果 [59] 其他重要信息 - 与美国Venture Global的合同，工厂仍在调试中，预计年底达到商业运营日期 [11] - 葡萄牙宪法法院对能源部门特别税的部分决定具有追溯性，可追溯至2018年，公司资产负债表中有高达5亿欧元相关准备金 [60] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：与美国Venture Global的合同是否开始提货，是否包含在2023年指导中 - 工厂仍在调试中，预计年底达到商业运营日期，目前无法提供更多细节 [11] 问题2：炼油业务2023 - 2024年是否有套期保值 - 套期保值比例为7% - 8%，年内到期，影响积极但不显著 [11] 问题3：如何看待莫桑比克资产，以及中期资本调用情况 - 公司对莫桑比克项目充满期待，目前处于风险降低模式，推进前期工作，距离重大资本支出还很远，后续会评估选项 [14][15] 问题4：巴西液体产量超指导的原因 - 一季度维护活动减少，油藏质量完好，对2023 - 2024年产量指导有信心 [15] 问题5：是否会在可再生能源领域进行收购，收购标准是什么，若收购6.5亿欧元资产是否需出售资产以满足资本支出指导 - 不评论并购和猜测，到2025年实现4吉瓦装机量，净资本支出指导为30亿欧元（2023 - 2025年），会保持纪律性 [19] 问题6：已计提的1亿欧元暴利税是否为2022年全部暴利税，现金支付计划如何，2023年暴利税指导情况 - 暴利税在损益表中体现，但不一定意味着现金支出，可能在2023年部分支出，公司会评估选项 [20] 问题7：巴西税收延长的风险，以及可再生能源业务装机量翻倍时EBITDA是否翻倍 - 巴西财政部长宣布9%的出口税将于6月底结束，公司对此有信心；可再生能源业务盈利高度依赖电力价格，并非装机量翻倍EBITDA就翻倍 [24][26] 问题8：欧盟减少规划限制对可再生能源项目审批的影响，以及炼油系统对当前价格信号的反应 - 葡萄牙有改善，西班牙进展不大，预计需要一年左右时间；炼油利润率波动大，难以判断长期情况，装置运行良好 [30][31] 问题9：炼油业务需求端情况，以及上游成本通胀后续预期 - 需求端B2C相对平稳，B2B强劲，主要受航空业驱动，但航空业利润率低；上游成本通胀对公司影响不大，因最大项目巴卡劳已获批，大部分资本支出已锁定 [35][36] 问题10：净资本支出指导范围，以及与锡尼什工业项目的关系，巴西石油价格实现后续指导 - 一季度资本支出低是行业普遍现象，全年净资本支出指导为10亿欧元（2023 - 2025年共30亿欧元）；锡尼什项目准备就绪，但需解决监管和税收问题；巴西石油价格实现受俄罗斯石油流向、物流成本和安哥拉桶数排除等因素影响 [38][39][40] 问题11：巴西现金税对OCF的影响及后续反转情况，纳米比亚项目进展和权益情况 - 约2亿欧元现金税前置，后续三个季度支付大幅降低，OCF指导不变；纳米比亚项目计划四季度钻探，目前持有80%权益，若发现成功会分担风险 [44][45] 问题12：巴西出口税相关参与情况，以及替代税风险，中游天然气和电力业务盈利情况及可持续性 - 公司自始至终积极参与，与行业伙伴共同表达对巴西出口税的担忧，目前财政部长宣布6月底结束；中游天然气交易业务结果约9000万欧元，占工业中游总数约三分之二 [48][49] 问题13：上游业务一季度生产成本增加原因，4月产量情况和巴西后续维护计划 - 生产成本约为每桶3美元，增加可能与绩效激励有关；4月生产和二季度维护活动符合指导，暂不做具体说明，对2023 - 2024年产量指导有信心，2025年巴卡劳项目投产将带来积极影响 [54][55] 问题14：中游业务是否能达到或超过EBITDA 2.5亿欧元指导，是否可持续，葡萄牙宪法法院对能源部门特别税的决定是否有追溯性 - 目前不改变全年指导，业务组合更具弹性，有信心全年保持强劲积极结果；法院决定具有追溯性，可追溯至2018年，公司资产负债表中有高达5亿欧元相关准备金 [59][60] 问题15：商业业务全年展望，2025年EBITDA 4.5亿欧元指导是否有效，第二个浮动液化天然气项目是否在资本支出计划中 - 2023年商业业务EBITDA指导为3亿欧元，有望轻松实现，B2B业务量回升，B2C业务相对平稳；暂不提供长期指导，商业业务中两个亏损业务有望扭亏为盈；第二个浮动液化天然气项目不在业务计划和预算中，讨论尚早 [65][66][69]

业绩总结 - 2023年第一季度，Galp的自由现金流为3.52亿欧元，期间净债务减少2.14亿欧元[3] - RCA EBITDA为8.64亿欧元，同比持平[3] - RCA净收入为2.5亿欧元，税费为3.89亿欧元[5] - IFRS净收入为3.52亿欧元，库存影响为-9000万欧元[5] - 2023年第一季度的净收入为3.52亿欧元，较2022年同期的5.52亿欧元下降了36.2%[64] - 2023年第一季度的销售额为50.72亿欧元，较2022年同期的55.48亿欧元下降了8.3%[64] - 2023年第一季度的EBITDA为7.90亿欧元，较2022年同期的10.48亿欧元下降了24.8%[64] 用户数据 - 2023年第一季度的工作权益产量为120.3 kboepd，同比下降8%[13] - 2023年第一季度的净权益产量为120.1 kboepd，同比下降7%[17] - 2023年第一季度的天然气和LNG供应及交易量为10.7 TWh，同比下降28%[28] - 2023年第一季度的电力销售量为933 GWh，同比下降18%[13] 未来展望 - 2023年第一季度的可再生能源与新业务的RCA EBITDA为3500万欧元，同比增长，得益于装机容量的增加[3] - 2023年第一季度的可再生能源发电量为448 GWh，同比增加148%[23] - 2023年第一季度的可再生能源实现销售价格为108.5欧元/MWh，同比下降47%[23] 成本与支出 - 2023年第一季度的油气生产成本为3.3美元/boe，同比上升40%[17] - 2023年第一季度的资本支出为115百万欧元，同比下降11%[17] - 2023年第一季度的总成本和支出为4,696百万欧元，较2022年同期的5,505百万欧元下降14.7%[145] 负面信息 - 2023年第一季度的特殊项目影响EBITDA为-4800万欧元[63] - 2023年第一季度的财务费用为6800万欧元，较2022年同期的4530万欧元增加了50%[64] - 2023年第一季度的库存增加了169百万欧元，而2022年同期则减少了273百万欧元[79] 其他新策略 - 2022财年开始的股票回购计划金额为5亿欧元，截至2023年3月31日已回购7,177,748股，累计金额为7700万欧元[59] - 2023年第一季度的金融收入为105百万欧元，较2022年同期的9百万欧元增长1,066.7%[146] - 2023年第一季度的衍生金融工具的公允价值变动为76百万欧元，较2022年同期的(421)百万欧元改善[146]

财务数据和关键指标变化 - 2022年运营现金流超28亿欧元，符合指引 [5] - 股息增长4%，将按预期进行5亿欧元股票回购 [5] - 2023 - 2025年平均净资本支出保持在每年10亿欧元 [6] - 上游业务2022年EBITDA为31亿欧元，现指引超20亿欧元，下降11亿欧元 [35] - 整体DD&A从每桶13 - 14美元降至约10美元 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 巴西产量预计每日减少6000 - 7000桶，图皮/伊拉塞马油田年减产率低于5% [16][20] - 巴卡劳将于2025年2月中旬投产，预计带来4万桶/日产量 [22][28] - 莫桑比克有产量增长潜力，科拉尔南项目进展顺利 [28][29] 可再生能源业务 - 公司将继续扩大可再生能源业务，助力工业和商业领域脱碳 [6] 生物柴油（HVO）项目 - 预计2023年上半年做出最终投资决策，2025年投产 [47] 天然气贸易部门 - 预计到2025年贡献增长，2023年供应量增加，投资组合灵活 [58][59] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将保持平均每年10亿欧元净资本支出，推动公司从传统能源向绿色能源转型 [6] - 上游业务将持续增长至2030年，虽剥离安哥拉资产，但仍会加大对巴西等地区投资 [6][21] - 扩大可再生能源业务，将绿色EBITDA纳入整体EBITDA组合 [11] - 注重资产轮换和升级，保持上游业务净零资本支出 [10][12] - 低碳项目融资方面，公司净债务几乎为绿色，无需发行绿色债券，且贷款方对绿色项目兴趣大 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年公司实现多数运营目标，表现强劲，宏观环境助力运营现金流增长 [5] - 公司未来增长前景良好，巴卡劳投产、莫桑比克潜力释放、纳米比亚和圣多美和普林西比勘探有望带来更多盈利 [22][28][30] - 可再生能源业务将为股东创造价值，部分可再生能源电力将用于现有业务脱碳 [65] 其他重要信息 - 公司宣布剥离安哥拉上游资产，交易价格8.3亿欧元高于市场共识 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 10亿欧元净资本支出指引是否仅考虑安哥拉资产剥离，后续是否还有其他剥离计划；低碳增长融资中项目融资和股权融资假设是否有变化 - 净资本支出指引是综合考虑的，公司注重整体净支出，会根据资产剥离情况调整投资；可能会有更多剥离，取决于低碳项目推进速度；公司净债务几乎为绿色，无需发行绿色债券，贷款方对绿色项目兴趣大，可在不附加典型项目融资条件下获得资金 [10][11][13] 问题2: 巴西产量指引低于之前，原因及信心；安哥拉资产处置收益是否会用于股东分配 - 公司开发了预测模型，考虑到巴西资产已达峰值及自然减产因素，进行谨慎预测；图皮/伊拉塞马油田减产率低于5%，仍有盈利；公司聚焦巴西优质资产，安哥拉资产剥离可改善整体碳排放强度；收益将用于维持10亿欧元净资本支出，开发巴卡劳、投资脱碳产业和建设可再生能源项目 [17][19][21] 问题3: 长期产量展望中，巴卡劳投产后产量下降及未考虑莫桑比克潜力的原因；上游DD&A在2023年的变化 - 目前重点是巴卡劳投产，莫桑比克有增长潜力，安全形势改善，团队正评估开发方案；整体DD&A将大幅下降，从每桶13 - 14美元降至约10美元 [27][28][34] 问题4: 上游业务EBITDA指引下降11亿欧元的原因；营运资金预期 - EBITDA下降因假设油价降低和汇率变化；2022年营运资金变化符合预期，假设宏观商品条件不变，预计2023年营运资金与2022年末变化不大 [36][37] 问题5: 2P油田产量下降率及重新确定计划进展；净债务在2023年末的变化趋势 - 公司内部模型显示巴西资产减产率低于5%，重新确定计划刚启动，现阶段未考虑其结果；净债务指引为平均水平，公司资产组合和性质变化，概念上可接受净债务增加 [40][41][43] 问题6: 三年资本支出在各阶段的支付情况；HVO项目是否会在2023年做出最终投资决策，启动计划、原料策略及扩大业务的考虑因素 - 未提供总资本支出指引，支出取决于资产剥离情况，目前看不会后端集中；HVO项目预计2023年上半年做出最终投资决策，2025年投产，原料供应有保障，公司正与现有供应商扩大合作并与国际伙伴合作 [46][47][48] 问题7: 安哥拉资产剥离和资本支出调整与公司运营模式的关系；是否有其他合理化举措及可再生能源业务是否考虑合作；现金返还政策门槛是否需要调整 - 公司长期目标是向绿色能源转型，利用可再生能源电力脱碳现有业务；合作伙伴需提供资产或原料，公司希望自主控制业务；股息每年增长4%，三分之一运营现金流用于分配是基准，若去杠杆速度快，董事会会重新审视分配政策 [52][53][55] 问题8: 天然气贸易部门贡献增长的假设依据及分销利润率情况 - 2023年将有来自美国的额外供应，且无相关对冲和预售量，投资组合灵活 [59] 问题9: 上游业务净零资本支出是否意味着会剥离巴西成熟资产；可再生能源投资计划是否因回报率问题调整 - 巴西资产不会作为剥离对象，公司会根据净资本支出调整投资和剥离；可再生能源投资以创造价值为目标，会根据价值判断投资，部分电力将用于现有业务脱碳 [63][65]

财务数据和关键指标变化 - 公司二季度产生近5亿欧元自由现金流，尽管营运资金有所增加 [7] - 公司预计2022年经营现金流接近30亿欧元，2022年股息将为经营现金流的三分之一 [7] - 公司杠杆率降至净债务与息税折旧摊销前利润之比远低于1，财务状况更稳健 [7] - 公司上半年营运资金增加11亿欧元，主要来自库存和存货头寸 [77] - 公司有6.3亿欧元保证金账户，预计年底该账户归零，营运资金将大幅回流 [77][78] 各条业务线数据和关键指标变化 可再生能源业务 - 公司通过Titan交易将可再生能源资产持股从75%增至100%，会计处理上会使更多资本支出和项目融资债务体现在报表中，市场能更清晰看到真实现金流 [13][14] - 按长期规划假设，公司可再生能源业务每年新增300 - 400兆瓦装机容量，每兆瓦资本支出约70 - 80万欧元，即每年新增3 - 4亿欧元资本支出 [15] 上游业务 - 公司在巴西Uirapuru区块未取得商业发现，本季度对该区块勘探资产进行8500万欧元减值处理 [52][55] 下游业务 - 公司下游业务零售网络需求同比增长22%，但仍略低于2019年水平，其中B2B业务（航空和海运）需求增长显著，零售业务需求改善较慢且因地区而异 [59][60] - 公司在葡萄牙和西班牙推出零售折扣活动，葡萄牙忠诚度计划最高折扣达每升0.14欧元，西班牙夏季促销最高折扣达每升0.25欧元，B2B业务复苏弥补了折扣带来的利润损失 [68] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司炼油业务参考条件下的炼油利润率为每桶油当量15美元，但目前市场炼油利润率有所下降，约为每桶10美元，7月交付量高于月初，但市场仍不稳定 [45][46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略未变，通过Titan交易获得可再生能源资产100%控制权，未来可能进行资产轮换或再次非合并处理，以释放更多价值 [53] - 公司将继续关注上游业务资产处置，但目前未透露更多信息 [77] - 公司在可再生能源领域将继续推动有机增长，同时希望与政府合作加快审批流程，以实现更多投资 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司二季度业绩表示满意，各业务板块表现强劲，公司财务状况更稳健，有能力执行战略 [7] - 管理层认为市场环境不稳定，炼油利润率波动较大，公司将优化运营以提高利润率 [47][48] - 管理层希望天然气交付能按计划进行，以避免再次进入市场采购 [33] 其他重要信息 - 公司在巴西Bacalhau North区块计划2023年钻探评估井，结果将决定后续开发方式；2P再开发计划按计划推进，已开始钻探第一批加密井，并与监管机构就新开发计划进行沟通 [21][23][24] - 公司Coral FLNG项目预计四季度产出首批货物，明年达到产能高峰 [66] - 公司在Namibia的勘探目标是2023 - 2024年钻探一口勘探井，以降低风险 [93] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年Titan交易后资本支出从非合并到合并的变化情况，以及2022年下半年和明年股东回报计划 - 公司未提供2022年股息分配的额外指引，但明确将为经营现金流的三分之一；Titan交易旨在获得更多灵活性和释放价值，资本支出方面，按长期规划假设每年新增3 - 4亿欧元资本支出 [12][15] 问题2: Bacalhau North区块的钻探计划和2P再开发计划，以及可再生能源业务是否会因审批延迟转向收购策略 - Bacalhau North区块计划2023年钻探评估井，结果将决定后续开发方式；2P再开发计划按计划推进，已开始钻探第一批加密井，并与监管机构就新开发计划进行沟通；公司认为欧洲加快审批的效果有待观察，不会因此改变可再生能源业务的有机增长战略 [21][23][24][25] 问题3: 巴西FPSO的维护计划和当前生产水平，以及天然气业务的供应风险 - 今年维护计划大致均匀分布在上下半年，但上半年集中在二季度；预计三季度仍有维护，四季度最少；生产受维护影响，三季度有所下降，四季度影响更小；天然气业务按计划交付，但低于原合同量，公司采取措施减少自身天然气消耗，未来供应情况取决于交付是否按计划进行 [30][31][34][35][33] 问题4: 炼油业务VGO供应风险的解决措施、对炼油利润率的影响及供应可持续性，以及下半年炼油市场的发展和当前炼油利润率水平 - 公司通过能源管理团队从欧洲和中东采购VGO，确保炼油厂满负荷运行；目前炼油利润率约为每桶10美元，市场不稳定，公司将优化运营以提高利润率 [44][46][47][48] 问题5: Titan收购和完全合并是否意味着公司可再生能源业务策略改变，以及巴西勘探资产减值的详细情况 - 公司战略未变，获得Titan资产100%控制权是为了获得更多灵活性和释放价值，未来可能进行资产轮换或再次非合并处理；巴西Uirapuru区块未取得商业发现，本季度对该区块勘探资产进行8500万欧元减值处理，该区块仍有潜在前景，将在Bacalhau North区块评估后决定下一步计划 [51][53][55] 问题6: 下游业务需求情况和全年资本支出指引未变的原因 - 下游业务零售网络需求同比增长22%，但仍略低于2019年水平，其中B2B业务（航空和海运）需求增长显著，零售业务需求改善较慢且因地区而异；全年资本支出指引未变，是因为原计划Titan项目今年无项目融资，且公司其他业务付款时间调整提供了缓冲 [58][59][60][61] 问题7: 巴西征收暴利税的可能性、Coral FLNG项目的进度和零售折扣活动的影响及持续时间 - 目前预计巴西在选举前不会通过暴利税法案，但会持续关注；Coral FLNG项目预计四季度产出首批货物，明年达到产能高峰；零售折扣活动是为支持客户，B2B业务复苏弥补了折扣带来的利润损失 [64][65][66][68] 问题8: 某钻探结果和少数股东股息下降的原因及未来情况 - 钻探数据仍在分析中，未得出结论；少数股东股息支付通常在一季度和年末根据巴西业务情况调整，今年预算为2亿欧元，可能在三季度或四季度支付 [70][71][72] 问题9: 上游业务是否考虑资产处置和全年营运资金的基本情况 - 公司将继续关注上游业务资产处置，但目前未透露更多信息；上半年营运资金增加11亿欧元，主要来自库存和存货头寸，有6.3亿欧元保证金账户预计年底归零，营运资金将大幅回流，且营运资金还受布伦特油价影响 [76][77][78] 问题10: Bacalhau FPSO项目的进度和成本控制情况 - 项目主要在中国建设，受疫情影响有轻微延迟，预计2024年下半年产出首批石油，成本控制良好 [81][82][83] 问题11: 套期保值业务的策略和触发机制，以及2023年是否会有更多机会性套期保值，还有分配政策中回购资金的来源 - 未来公司将使用期权而非掉期进行套期保值，以保护布伦特油价下跌风险的同时不放弃上涨收益；分配政策中回购资金主要来自经营现金流，而非包含营运资金影响的现金流 [86][87][88] 问题12: 二季度炼油天然气成本下降和保险应收款情况，以及纳米比亚勘探计划 - 二季度炼油天然气成本因保险理赔（1000 - 1500万欧元）而看起来较低，公司持续指引每桶2美元的经常性运营成本；纳米比亚勘探目标是2023 - 2024年钻探一口勘探井，以降低风险 [90][92][93] 问题13: 阿尔及利亚至西班牙管道问题对公司天然气供应的影响及应对措施 - 目前公司未收到阿尔及利亚天然气供应问题的通知，摩洛哥至西班牙管道自年初以来一直未输送天然气 [99][100] 问题14: 二季度收到的900万欧元关联方股息是否来自太阳能合资企业，以及回购股份的参与方情况 - 股息来自Titan和巴西生物燃料合资企业；公司对回购股份的参与方无可见性，由银行在市场上操作 [103][105]

业绩总结 - Galp的2022年第二季度RCA Ebitda达到€1,244百万，上游业务贡献€878百万[7] - 2022年上半年RCA Ebitda为€2,114百万，调整后的经营现金流（OCF）为€1,603百万[11] - 2022年第二季度的净收入为€265百万，受市场波动影响[8] - 2022年第二季度RCA净收入为254百万欧元，同比下降57%[22] - 2022年上半年调整后的经营现金流为688百万欧元，同比增长75%[22] - 2022年第二季度的自由现金流为517百万欧元，同比下降31%[22] - 2022年第二季度的销售额为6,734百万欧元，较2021年第二季度增长91.5%[118] - 2022年上半年营业收入为7,097百万欧元，较2021年上半年增长92.5%[118] - 2022年上半年，Galp的净利润为8.6亿欧元，相较于2021年同期增长186.7%[158] 用户数据 - 2022年第二季度的天然气客户销售量为10,596 GWh，同比增长13%[23] - 2022年第二季度的原材料加工量为3.9百万桶油当量，同比增长10%[23] - 2022年第二季度的油产品销售同比增长22%，达到1.9百万吨[49] - 2022年第二季度天然气销售量同比增长12%，达到5.0 TWh[50] - 2022年第二季度电力销售量同比增长7%，达到1.1 TWh[50] 未来展望 - Galp的2022年下半年RCA Ebitda预期约为€4,000百万，上游业务预期约为€3,000百万[18] - 2022年下半年预计的净资本支出约为€1,000百万[18] - Galp计划到2025年实现超过4 GW的可再生能源装机容量[78] 新产品和新技术研发 - Galp的可再生能源业务在2022年第二季度的临时Ebitda为€62百万，反映出新增产能和更高的太阳能价格[7] - 2022年第二季度可再生能源发电量为687 GWh，同比增长45%[66] - 2022年上半年可再生能源发电量为931 GWh，同比增长40%[72] - Galp的平均太阳能发电销售价格在2022年第二季度为152欧元/MWh，较上年同期显著上升[67] 财务状况 - Galp的净债务在2022年上半年减少€173百万，期末净债务为€2,185百万，净债务与RCA Ebitda的比率为0.7倍[12] - 2022年第二季度的净债务为2,185百万欧元，同比增长28%[22] - 2022年上半年，Galp的财务费用为4.67亿欧元，较2021年同期增长153.3%[158] - 截至2022年6月30日，Galp的现金及现金等价物达到20.65亿欧元[106] - 2022年上半年，Galp的流动资产总额为93.89亿欧元，较2021年12月31日增长51.4%[155] 其他新策略 - Galp于2022年5月启动了€150百万的股票回购计划，计划在125到150个交易日内完成[14] - 自2021年底以来，股东分配支出为2.47亿欧元，其中包括2.07亿欧元的现金分红和4,000万欧元的股票回购[101] - 2022年第二季度的特殊项目总额为51百万欧元，较2021年第二季度减少50.5%[117]

财务数据和关键指标变化 - 公司Q1 RCA EBITDA为8.69亿欧元，OCF为6.38亿欧元，净资本支出为1.22亿欧元，OCF减去资本支出约为5亿欧元 [8] - 净债务与2021年底持平，净债务与EBITDA之比低于1，排除营运资金中保证金账户的增加，净债务为16亿欧元，净债务与EBITDA之比为0.6 [9] - EBIT有1.2亿欧元与巴西勘探和评估资产相关的减值，净利润按RCA计算为1.51亿欧元，按IFRS计算为 - 0.14亿欧元 [25][26] - 自由现金流为3000万欧元，净债务稳定在24亿欧元，净债务与EBITDA之比略低于1倍，排除保证金账户现金则为0.6倍 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 权益产量同比增长5%，达到每天13.1万桶，能源管理团队为上游业务带来6000万欧元收益，上游EBITDA同比几乎翻倍至8.03亿欧元 [7][10][11] - 公司锁定约6000万桶产量，价格略高于每桶80美元，占全年预期产量的13% [11] 商业业务 - 伊比利亚需求增加，客户数量增多，但大宗商品价格飙升挤压利润，商业EBITDA较去年下降，不过非燃料业务和电动汽车充电业务取得进展 [13] - 目前有1300个电动汽车充电桩，计划2022年增至2000个，中期目标2025年达到1万个 [13] 工业业务 - 炼油业务EBITDA近9000万欧元，利用率超90%，Q1炼油利润率为每桶6.9美元 [14] - 公司锁定25% - 30%的炼油产量，利润率为每桶8 - 9美元，但定价公式滞后导致损失约9000万欧元，工业与能源管理EBITDA几乎为零 [15] 可再生能源业务 - 发电量同比增长27%，实现3000万欧元的预估EBITDA，3月新增50兆瓦产能，4月在西班牙新增150兆瓦产能 [18] - 目前运营近1200兆瓦产能，有望年底达到1400兆瓦 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西市场，公司在天然气市场占据领先地位，天然气价格是去年同期的4倍，还围绕电力和天然气建立交易头寸 [70] - 伊比利亚市场，欧盟批准对天然气价格设置上限以降低电价，这将限制可再生能源业务收入，但也有助于商业业务向客户提供低价电力 [19][91] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司暂停购买俄罗斯产品，为乌克兰提供650万欧元人道主义援助 [6] - 上游业务维持日产12.7万桶的产量指引，关注莫桑比克Coral项目和巴西、纳米比亚的勘探机会 [11][12] - 商业业务计划扩大非燃料业务和电动汽车充电网络，维持全年约3亿欧元EBITDA的指引 [13] - 工业业务积极寻找新的天然气供应源，推进低碳项目，如2兆瓦电解槽项目和100兆瓦绿色氢气项目 [17] - 可再生能源业务通过收购巴西项目扩大可再生能源项目储备至近9600兆瓦，目标2025年达到4000兆瓦 [20] - 公司获批支付2021年剩余每股0.25欧元股息，并实施1.5亿欧元股票回购计划，预计将调整后运营现金流的三分之一分配给股东 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年第一季度运营表现和战略执行强劲，但大宗商品价格飙升带来挑战，如定价公式滞后、商业业务疲软和营运资金增加 [7][8] - 未来上游业务因维护活动增加产量将保持平稳，商业业务夏季表现有望改善，可再生能源业务将受益于有利环境，但需关注监管变化 [11][13][30] - 尽管当前波动较大，但公司维持2022年27亿欧元EBITDA和20亿欧元OCF的指引，投资计划不变，资本支出接近10亿欧元，年底净债务与EBITDA之比有望远低于1 [30] 其他重要信息 - 公司提醒前瞻性陈述与实际结果可能存在差异，建议阅读警示声明 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 巴西上游业务运营环境是否改善，巴西可再生能源交易与2024 - 2025年资本支出如何匹配 - 巴西上游业务因疫情限制减轻，人员数量恢复正常，但维护积压问题需时间解决，2022年维持产量指引不变 [36] - 可再生能源业务维持中期资本支出分配指引，巴西项目增加了投资选择，可能在2023 - 2024年投入资本支出 [37] 问题2: 炼油业务VGO替代方案及减产可能性，能源管理业务天然气供应限制的影响及替代供应的时间 - 公司在欧洲和中东市场找到了VGO替代供应，4月炼油厂满负荷运行，5月供应情况良好，且自身生产50%的VGO，有信心满足葡萄牙市场需求 [44][45] - 天然气供应商未按合同足额供应，公司采取使用石脑油裂解氢气等措施，Q1维持了供应平衡，但未来仍需努力平衡供应和客户需求，避免高价购买现货气造成损失 [40][41][42] 问题3: 6000万桶每桶80美元的套期保值相关问题，当前炼油环境及利润率情况 - 套期保值于年初进行，全年6000万桶，Q2起25%已到期，上游EBITDA中约2500万欧元（3%）因以80美元而非100美元左右出售而放弃，年底还有4500万桶按80美元执行 [51] - 目前炼油利润率处于两位数，情况良好，但暂不公布第二季度具体数据 [49] 问题4: 第二季度商业利润率受政府压力影响情况，安哥拉资产退出及资金再分配问题 - 零售业务面临利润率压力，公司已推出一些折扣措施，Q1影响不明显，油业务第一季度单位利润率高于2021年，葡萄牙B2C业务单位贡献同比增长10%，西班牙B2C业务单位贡献利润率与去年持平，B2B业务利润率下降4%，但航空业务有所恢复 [54][55] - 关于安哥拉资产退出暂无评论，有消息会及时公布资金再分配情况 [56] 问题5: 套期保值是机会主义行为还是有结构化政策，莫桑比克资产评估情况 - 炼油利润率套期保值是机会主义行为，上游套期保值是结构性决策，旨在保护因资产集中带来的下行风险，目前不计划增加套期保值，2022年上游87%的投资组合将不进行套期保值 [60][61] - 莫桑比克Coral项目进展顺利，预计下半年产出首批货物，公司持续监测安全形势，与合作伙伴探讨陆上油田开发优化方案，但目前谈最终投资决策（FID）还为时过早 [64][65][67] 问题6: 巴西天然气实现情况及相关限制，巴西可再生能源项目2023年情况及是否使用项目融资 - 公司在巴西天然气市场占据领先地位，有竞争力的合同，天然气价格是去年的4倍，暂不透露具体定价 [70] - 可再生能源项目会根据项目成熟情况，在做出投资决策时考虑使用巴西现有的项目融资，部分项目今年可准备建设，明年还有更多项目，2900兆瓦的项目有电网关税优惠 [72][73] 问题7: 圣多美勘探井的预钻资源预期，纳米比亚勘探最新情况 - 圣多美勘探井是前沿项目，有壳牌作为合作伙伴，若该井成功，周边10 - 12个潜在前景可能有机会，当前钻井位置若成功可独立开发，但前沿钻探失败概率高 [77][78] - 纳米比亚公司拥有PEL83区块80%权益，该地区石油系统已被证实，公司正根据新勘探成果重新解释地震数据，探索后续开发方案 [79] 问题8: 上游石油套期保值的哲学方法及未来是否持续，可再生能源业务成本通胀情况及应对措施 - 公司套期保值政策无变化，此次上游套期保值是市场疲软时的机会操作，今年不再进行更多套期保值 [84] - 过去公司现金流和风险主要受炼油业务影响，现在上游业务占主导，风险委员会关注极端宏观情景，套期保值旨在管理风险，部分为自然套期保值，税收也可缓冲自由现金流波动 [85] - 可再生能源业务通过增加项目选择、与优质EPC供应商合作、签订良好合同来应对成本通胀，伊比利亚市场电价上涨可缓解成本压力，巴西市场预计PPA价格将随EPC价格上涨，投资决策将基于回报情况逐案评估 [86][87] - 在伊比利亚市场，公司未进行套期保值，享受了市场上涨带来的收益；在巴西市场，项目开工前可能会采用PPA覆盖部分风险，更具风险规避性 [88] 问题9: 公司目前1200兆瓦产能在伊比利亚是否不受电价上限限制，Coral项目与同行FLNG项目的差异及信心来源 - 伊比利亚电价监管尚未实施，若实施，公司可再生能源业务回报会略有降低，但电价仍具吸引力，且对商业业务有一定益处 [91] - Coral项目比同行项目更简单，设计不同，吸取了同行经验教训，运营商Eni表现出色，项目完成98%，进度提前且成本低于预算，有6月产出首批天然气的可能性，产量还有上升空间 [92][93]

财务数据和关键指标变化 - 2022年预计运营现金流为20亿欧元，这是一个不包含任何一次性变动、营运资金和库存影响的干净数字，且2021财年将有大量现金流入，但不影响分配政策 [128] - 2021年因天然气衍生品导致6.05亿欧元营运资金流出，公司有信心在2022年收回这笔资金 [131] - 2P石油储量同比增长11%，但2P加2C储量同比下降8%，整体2P去年增长2% [139][143] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 巴西的图皮（Tupi）和伊拉塞马（Iracema）油田已投产12年，目前产量略有下降，年下降率低于3%，公司正努力降低下降率 [16][17] - 2022年FPSO利用率预计约为85%，2021年实际约为83% [136] - 上游生产成本在第四季度因资产转移有一次性利好影响，未来预计每桶低于3美元，巴卡劳（Bacalhau）项目投产后也将维持该水平 [127] 炼油业务 - 年初至今炼油利润率略高于5美元/桶，公司指导区间为4 - 5美元/桶 [40] - 炼油利润率已包含二氧化碳成本，预计每桶2 - 3美元 [36] 可再生能源业务 - 2022年预计有400兆瓦产能上线，约800兆瓦达到可建设状态 [50] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西天然气销售方面，公司已达成六笔交易，仅将三分之一到三分之二的天然气产量投入市场，且价格比过去更有吸引力 [103][104] - 锂辉石价格从约400美元/吨涨至2400美元/吨，氢氧化锂产品价格从约8000美元涨至40000美元/吨，到2030年欧洲对氢氧化锂的需求将增长十倍 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司有新目标“让我们共同重塑未来”，核心上游业务和可再生及新能源业务都将实现增长，整体有独特的脱碳节奏 [9] - 股东分配政策方面，基础股息从每股0.5欧元以每年4%的速度增长，今年为0.52欧元，可自由支配或补充部分可达调整后运营现金流的三分之一，还引入了股票回购 [9] - 公司一半资本将逐步投向零碳和低碳能源及产品领域，在巴西投标回合中，因战略考量未增加在塞皮亚（Sepia）和阿塔普（Atapu）的股份 [94] - 公司持续关注可再生能源领域的无机机会，会选择性收购早期项目组合以增加产能部署的可选择性 [111] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气供应方面，2021年第四季度面临困难，公司通过自身使用进行了部分补偿，未来目标有所调整，公司正更好地管理供应和需求平衡，但仍是持续挑战 [13][14] - 巴西业务受疫情影响，油田处于下降阶段，但巴卡劳项目预计到2025年将使产量增加25% [15][16] - 可再生能源业务因伊比利亚地区当局审批许可证积压，导致项目推进延迟 [52] - 公司认为当前股价被低估，股票回购是积极举措，随着时间推移，市场将认识到公司上游业务增长、新能源业务投资规模以及商业业务转型带来的现金流 [62][64] 其他重要信息 - 公司与诺斯伏特（Northvolt）的合资项目预计投资7亿欧元，其中50%将通过项目融资，目前处于预可行性研究阶段，预计不愁产品销路 [28][29] - 公司在纳米比亚的PEL 83区块因周边发现油气田，成功概率大幅提升，今年还将在巴西坎波斯盆地和圣多美和普林西比进行钻探 [101][102] - 公司正推进辛斯（Sines）HVO先进生物燃料项目的可行性研究，目标是2023年做出最终投资决定，2025年投产，目前正就废料原料采购与合作伙伴进行直接谈判 [147][148] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年天然气采购问题及2022年情况，巴西维护进度及早期FPSO利用率和产量下降情况 - 2021年第四季度天然气采购困难，公司通过自身使用补偿，未来目标调整，正更好管理平衡，但仍是挑战 [13][14] - 巴西业务受疫情影响，油田下降，图皮和伊拉塞马年下降率低于3%，维护按计划进行，2022年FPSO利用率预计85% [15][16][18] - 巴卡劳项目预计到2025年使产量增加25% [16] 问题2: 股东分配政策中三分之一调整后运营现金流是否可提高，诺斯伏特项目资本支出、回报预期和产品销路问题 - 分配比例为调整后运营现金流的三分之一，公司预计运营现金流增长，将以此回报股东 [27] - 诺斯伏特项目预计投资7亿欧元，50%项目融资，处于预可行性研究阶段，产品不愁销路 [28][29] 问题3: 巴西天然气销售折扣、炼油业务二氧化碳成本影响、股东回购安排 - 巴西天然气销售折扣将从2021年的8 - 10美元/桶降至6 - 8美元/桶 [34] - 炼油利润率已包含二氧化碳成本，预计每桶2 - 3美元，公司通过用石脑油驱动加氢裂化器降低天然气消耗并提高产量 [36][37] - 公司将在股东大会批准后，在公开市场进行1.5亿欧元股票回购，每天不超过市场交易量的20% - 25%，实际约为3% - 4% [39][133] 问题4: 选择股票回购而非可变股息的原因及实施方式，可再生能源产能目标降低的原因及实现中期目标的信心 - 选择股票回购是与股东广泛沟通的结果，将根据年终结果计算每年回购金额 [48][49] - 可再生能源产能目标降低是因伊比利亚地区当局审批许可证积压，公司对2025年中期目标有信心，2022年有400兆瓦产能上线，约800兆瓦达到可建设状态 [50][52] 问题5: 股东分配政策中调整后运营现金流是否包含可再生能源现金流，可再生能源业务资本支出、融资成本和股息情况，生产展望是否包含图皮和伊拉塞马新开发计划 - 指导分配的运营现金流是合并后的数字，不包含可再生能源现金流，而是其股息流 [57] - 生产展望包含图皮和伊拉塞马新开发计划，该计划有短期、中期和长期要素 [59] 问题6: 公司股价未随行业重估上涨的原因及是否会采取不同策略，渐进式股息4%增长的计算依据 - 股价未上涨可能是市场未充分认识到公司上游业务增长、新能源业务投资规模和商业业务转型带来的现金流，公司不会改变战略，股票回购是积极举措 [62][64] - 4%的股息增长是综合考虑减少流通股数量、提高基础股息和财务框架承受能力的结果 [69] 问题7: 公司2022年杠杆情况及未来最优杠杆水平 - 2022年杠杆部分是为弥补2021年衍生品相关债务增加，目标是净债务与EBITDA之比为1倍，分配将根据运营现金流调整 [74][75] 问题8: 2022年后FPSO利用率指导，可再生能源业务是否有股息及金额 - 不提供2022年后FPSO利用率指导，但认为2022年的85%可作为关键假设基础 [82][83] - 可再生能源项目有项目融资，现金流强时可加速去杠杆并向股东分红，项目融资到位时部分资金会返还股东用于下一个项目 [85][86] 问题9: 巴西商业业务产品销量情况 - 2022年产品销量仍未恢复到2019年水平，但1月底以来关键B2B领域销量有增长，今年仍是恢复年 [88] 问题10: 巴西最近拍卖中未增加塞皮亚和阿塔普股份的原因，巴卡劳项目进展和关键里程碑 - 未增加股份是因公司战略，一半资本将投向零碳和低碳能源及产品领域，且该资产回报期长 [94][97] - 巴卡劳项目进展顺利，下半年将开始钻探和完井活动，该项目将从第一天开始全气体注入 [96] 问题11: 纳米比亚潜在钻探活动及开发计划，巴西天然气销售价格、合同期限、基准和受影响产量比例 - 纳米比亚PEL 83区块因周边发现油气田，成功概率大幅提升，公司今年还将在巴西坎波斯盆地和圣多美和普林西比进行钻探 [101][102] - 公司已达成六笔巴西天然气销售交易，仅将三分之一到三分之二的产量投入市场，价格比过去更有吸引力，但未透露合同期限和价格 [103][104] 问题12: 可再生能源业务无机行动预期，ACS出售Zero - E子公司的意向及收购策略 - 公司有4.7吉瓦可再生能源项目储备，将继续关注无机机会，但不提供指导，会选择性收购早期项目组合 [108][111] - 不评论ACS出售Zero - E子公司的公告，认为对自身业务无影响 [112] 问题13: 公司资本分配灵活性，巴卡劳项目成本通胀及合同锁定情况 - 公司有50年2P和2C资源储备，为实现脱碳目标，在资本分配上做出艰难选择，优先考虑低碳项目 [117][118] - 巴卡劳项目成本锁定情况良好，对成本通胀风险暴露有限 [121] 问题14: 上游生产成本未来走势，运营现金流指导是否包含营运资金流入 - 上游生产成本未来预计每桶低于3美元，巴卡劳项目投产后也将维持该水平 [127] - 20亿欧元运营现金流指导是不包含营运资金流入的干净数字，2021财年营运资金流入不影响分配政策 [128] 问题15: 股票回购实施细节，2021年营运资金流出收回的信心，2021年FPSO利用率 - 股票回购将在股东大会批准后进行，每天约100万欧元，占市场交易量的3% - 4% [133] - 公司有信心收回2021年6.05亿欧元营运资金流出，极端情况下可将天然气投放现货市场 [134] - 2021年FPSO利用率约为83% [136] 问题16: 2P加2C储量下降原因，图皮和伊拉塞马的采收率 - 2P加2C储量下降是因巴西天然气合同要求按规定记录储量，导致天然气储量减少 [142][143] - 公司正努力提高2P采收率，新运营和开发计划旨在通过加密井和进一步开发提高采收率 [144] 问题17: 辛斯HVO项目废料原料采购策略进展 - 公司正就辛斯HVO项目废料原料采购与合作伙伴进行直接谈判，这是项目关键部分 [148] 问题18: 巴西主要油田和FPSO产量下降及平稳情况，平均下降率，炼油利润率能源成本构成，2022年炼油现金成本构成及长期目标 - 巴西资产整体产量预计平稳，部分油田如塞皮亚和阿拉（Ara）油田收尾，图皮和伊拉塞马有下降，巴卡劳项目投产后产量将增加25% [152][153] - 不讨论炼油利润率能源成本构成和2022年炼油现金成本构成，2美元/桶是稳健目标，公司正通过维护提高炼油厂性能 [155][156]

业绩总结 - Galp的2021年第四季度RCA Ebitda达到6.44亿欧元，同比增长57%[9] - 2021年全年Galp的RCA Ebitda为23.22亿欧元，同比增长48%[12] - 2021年全年运营现金流(OCF)增长49%，达到18.52亿欧元[12] - 2021年第四季度每股净收益为1.8欧元，较去年同期增长50%[30] - 2021年全年净收入为4百万欧元，较2020年下降约99%[145] 用户数据 - 2021年第四季度电力客户销售量为4,178 GWh，同比增长25%[32] - 2021年第四季度油产品销售量为1.8百万吨，同比增长22%[57] - 2021年全年油产品销售量为6.5百万吨，同比增长8%[60] - 2021年全年天然气销售量为18.3 TWh，同比下降19%[60] 未来展望 - 预计2022年净债务与RCA Ebitda的比率将低于1倍[15] - 2022年基础现金股息预计为每股0.52欧元，未来每年增长4%[22] - 计划在2022年进行1.5亿欧元的股票回购[23] 新产品和新技术研发 - Galp与Northvolt成立50/50的Aurora合资企业，计划在葡萄牙开发锂转换设施，初步年产能力为35千吨电池级氢氧化锂[98] - Galp在巴西收购594 MWp的太阳能容量，进一步推动可再生能源扩展计划[99] 市场扩张和并购 - Galp的可再生能源组合在2021年底达到约4.7 GW，其中包括在西班牙和巴西新增的太阳能容量，分别为约0.4 GW和0.6 GW[95] - Galp的总可再生发电组合在收购后增加至约4.7 GW，覆盖葡萄牙、西班牙和巴西[100] 负面信息 - 2021年第四季度的天然气销售量为4.5 TWh，同比下降23%[57] - 2021年全年天然气销售量为18.3 TWh，同比下降19%[60] - 2021年第四季度的自由现金流（FCF）为-2.36亿欧元[126] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年资本支出总额为9.36亿欧元，其中66%用于上游投资[13] - 自由现金流(FCF)为3.97亿欧元，净债务增加至23.57亿欧元[14] - 截至2021年12月31日，Galp的流动资产为19.42亿欧元，较上季度增加6.85亿欧元[132]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度合并EBITDA超6亿欧元，已达疫情前水平；可再生业务未合并，但本季度实现2800万欧元的预估EBITDA [8][9] - 运营现金流为4.68亿欧元，但自由现金流受天然气套期保值策略和价格飙升影响，净债务增至20亿欧元，略高于目标净债务与EBITDA比率1 [10][11] - 预计全年EBITDA和调整后运营现金流分别超23亿欧元和18亿欧元；CFFO与调整后运营现金流预计相差4亿欧元，主要受套期保值策略影响 [37][39] - 预计年末净资本支出在0.5 - 0.6亿欧元的较低区间 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 巴西业务运营改善，石油产量增加，但因天然气出口维护活动，油气总产量环比持平 [13] - 第三季度上游EBITDA为5.22亿欧元，受布伦特油价上涨推动，但对亚洲货物销售溢价低于平均水平 [47] - 上游资本支出为1.87亿欧元，主要用于预售开发项目；还包括3400万欧元用于收购BM - S - 8的股份 [48][49] 工业业务 - 炼油利润率环比增长70%，达到每桶4美元，10月至今约为每桶5美元；但第四季度因设备问题和计划维护，吞吐量预计环比下降30%至1500万吨，炼油利润率预计为每桶4 - 5美元 [19][21][22] - 工业和能源管理业务EBITDA为1500万欧元，较上一季度减少3500万欧元 [51] 能源管理业务 - 本季度表现不佳，受LNG再气化终端额外成本、石油产品供应定价滞后和天然气采购限制影响，贡献为负 [23] 商业业务 - 伊比利亚半岛的移动业务正在复苏，石油产品销售在B2B和B2C领域均有增长，但仍比疫情前水平低20%；便利零售已达疫情前水平，占商业贡献利润率超20%，较2019年提高5% [26][27] - 第三季度商业EBITDA为8700万欧元，受商品价格上涨影响，同比下降 [50] 可再生能源业务 - 本季度发电量受变压器问题限制，部分工厂受限；计划年底前新增236兆瓦太阳能项目 [28] - 第三季度收购西班牙220兆瓦太阳能产能和巴西600兆瓦太阳能项目，使公司可再生能源组合达到4.7吉瓦 [29] - 预估EBITDA为2800万欧元，虽面临供应链和审批挑战，但公司仍致力于扩大装机容量 [54] 各个市场数据和关键指标变化 - 布伦特油价上涨，炼油利润率从2020年和2021年初的疲软环境中恢复，环比增长70%至每桶4美元 [19] - 天然气价格在近期出现意外大幅飙升 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于打造更可持续的公司，在ESG排名中处于领先地位，并获得欧洲投资银行7亿欧元贷款 [12] - 上游业务将保持强劲现金流，资本支出聚焦低碳项目，如Bacalhau和莫桑比克的Coral FLNG项目 [17] - 商业业务向满足消费者需求转型，增加非燃料业务收入，预计到2025年便利销售贡献将翻倍 [27] - 可再生能源业务在伊比利亚内外扩张，计划到2025年实现超4吉瓦运营，并朝着12吉瓦目标前进 [31] - 推进电气化计划，本季度收购280个电动汽车充电点，年底将超1000个 [33] - 开发绿色氢工厂，目前正在开发2兆瓦试点项目，预计年底前做出最终投资决策，并同时推进两个100兆瓦项目 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度受益于宏观环境改善，但现金交付受短期影响，预计2022年将恢复 [43] - 公司战略执行取得重要进展，运营势头有提升空间，对未来业绩改善充满信心 [44] - 关注净债务和CFFO影响因素，有信心推荐与2021年相关的可变股息部分 [45] 其他重要信息 - 公司在财报电话会议中做出的前瞻性陈述，实际结果可能因警示声明中的因素而有所不同 [6] - 公司与中石化就Petrogal股息分配达成协议，根据自由现金流情况按30% - 70%比例分配 [121] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：关于全年股息计算是否可剔除保证金影响以及第四季度天然气采购应急计划 - 公司将进行数学计算确定补充股息，董事会可能会增加 discretionary 元素；天然气采购方面，公司将从需求端入手，减少自身使用，避免高价购买现货 [65][66] 问题2：上游业务第四季度产量和2022年关键日期，以及可再生能源资产出售和巴西项目PPA情况 - 第四季度上游产量预计与第三季度相似，2022年情况将在资本市场日公布；Coral项目预计11月中旬从韩国启航，2022年下半年实现首气 [72][73] - 可再生能源资产出售暂无明确计划，公司将继续构建投资组合；巴西项目可能会同时参与PPA和现货市场 [75][76][78] 问题3：Tupi新开发计划时间和天然气采购成本对2022年业务的影响 - Tupi和Iracema新运营和开发计划预计年底提交给ANP；2022年天然气采购目前无具体指导，公司将增加灵活性，且已确保葡萄牙再气化成本降低 [82][83][84] 问题4：巴西生产维护进度和股东分配政策中回购决策情况 - 巴西生产维护仍受限制，但情况正在改善，预计第四季度有两个单位进行维护；股东分配政策中回购与现金股息的咨询工作仍在进行中 [90][91][92] 问题5：可再生能源收益和现金流在财务报表中的体现以及莫桑比克项目碳排放问题 - 未合并实体产生的现金用于支付项目融资和运营成本，剩余部分按融资协议分配股息；利润份额计入损益表的联营公司项 [96][97] - 公司关注莫桑比克LNG项目的Scope 1和Scope 2排放，正在优化设计以减少碳排放 [99] 问题6：巴西可再生能源机会规模、新CEO招聘情况 - 巴西可再生能源管道机会大，公司正在关注更多项目；新CEO已选定，尚未公布 [104][105] 问题7：股息计算方法和上游生产因维护损失的产量 - 补充股息计算方法尚未确定，需根据全年宏观情况和公司实力决定；维护对生产的影响预计约为每天5000桶 [110][111][113] 问题8：天然气采购保险补偿和对第一季度的影响，以及Petrogal对中石化的股息支付 - 与供应商就天然气采购补偿进行谈判，但补偿金额较小；对中石化的股息分配根据自由现金流按30%比例进行，支付时间灵活 [118][119][121] 问题9：Coral FLNG项目是否受莫桑比克安全问题影响以及公司业务符合欧盟绿色分类的比例 - Coral项目离岸较远，目前无安全担忧，但需保持警惕；欧盟绿色分类相关情况暂无更新 [127][128] 问题10：巴西可再生能源资产是否合并、建设资本支出和12吉瓦目标净容量情况 - 项目先开发，上线后出售并进行非合并处理；建设资本支出每兆瓦约50 - 70万欧元；12吉瓦目标预计有50%的稀释 [132][133] 问题11：炼油现金成本变化原因和未来趋势，以及可再生能源变压器问题恢复时间和补偿情况 - 炼油现金成本第四季度预计因设备维修升至每桶3美元，维修完成后有望恢复正常；可再生能源变压器问题预计通过新增设备在明年初解决 [138][139][140] 问题12：假设TTF价格不变，第四季度营运资金积累情况和可再生能源利用率及太阳能捕获价格假设 - 第四季度营运资金情况难以预测，因TTF价格波动大；第三季度太阳能捕获价格约为每兆瓦时110欧元 [145][147] 问题13：巴西盐下业务运营背景变化、维护积压情况和恢复正常时间，以及上游价格实现前景 - 巴西业务产量未达预期主要因井连接和修井延迟，应力腐蚀问题好于预期；价格实现折扣受中国市场影响，预计本季度每桶折扣8 - 10美元，巴西天然气价格上限年底结束 [154][155][156] 问题14：通货膨胀对可再生能源业务的影响 - 公司与ACS的合资企业锁定了建设成本，降低了风险；项目融资中大部分资金为固定利率，受利率影响较小；短期内通胀对项目影响不大，长期情况有待观察 [159][160][162]

业绩总结 - 2021年第三季度调整后的运营现金流为4.68亿欧元，同比增长1.43亿欧元[9] - 2021年第三季度RCA EBITDA为6.07亿欧元，同比增长2.06亿欧元[9] - 2021年第三季度净收入为161百万欧元，较2Q21的140百万欧元增长15%[30] - 2021年第三季度的RCA净收入为-334百万欧元，受到特殊项目影响，特殊项目损失为545百万欧元[30] - 3Q21的RCA EBITDA为607百万欧元，较2Q21的571百万欧元增长6.3%[30] 用户数据 - 3Q21的商业销售中，油产品销量为1.8百万吨，较2Q21的1.5百万吨增长20%[41] - 3Q21的原材料加工量为22.5百万桶油当量，较2Q21的21.0百万桶油当量增长7.1%[43] - 3Q21的可再生能源发电量为408 GWh，较2Q21的475 GWh下降14.1%[44] 财务状况 - 2021年第三季度自由现金流为-1.13亿欧元，同比减少6,400万欧元[9] - 2021年第三季度的净债务为14亿欧元，反映出约4亿欧元的临时衍生品影响[21] - 3Q21的净债务增加至21亿欧元，净债务与RCA EBITDA的比率为1.1倍[35][51] - 2021年第三季度的净债务与RCA EBITDA比率为1.1倍，同比下降0.2倍[9] 资本支出与市场表现 - 预计2021年总资本支出为5亿至6亿欧元[21] - 3Q21的资本支出为187百万欧元，较2Q21的135百万欧元增长38.5%[40] - 3Q21的Iberian基荷电价为118欧元/MWh，较2Q21的72欧元/MWh增长63.9%[44] - 2021年第三季度的原油价格环境支持上游业务的表现[28] 其他信息 - 上游业务在第三季度的RCA EBITDA为5.22亿欧元，运营现金流为3.64亿欧元[27] - 工业与能源管理部门的RCA EBITDA为1,500万欧元，运营现金流为3,100万欧元[27] - 可再生能源部门的RCA EBITDA为2,800万欧元，运营现金流为2,800万欧元[27] - 3Q21的现金流量为-342百万欧元，受到衍生品保证金增加的影响[36]