汇率数据 - 2019 - 2023年年底比索兑美元汇率分别为59.890、84.150、102.720、177.160、808.450 [18] - 2024年1 - 4月每月月底比索兑美元汇率分别为826.400、842.200、858.000、875.000 [18] - 2023年12月10日上任的总统哈维尔·米莱使比索兑美元进一步贬值54%[22] - 2023年阿根廷比索兑美元贬值356.3%，2022 - 2020年分别为72.5%、58.9%和102.2%[23] - 截至2023年12月31日，官方汇率与非正式汇率差距约为17%[26] 宏观经济数据 - 2024年IMF预计阿根廷实际GDP下降2.8%，2025年预计增长5.0%[21] - 截至2024年4月24日，阿根廷央行国际储备总计300.23亿美元[23] - 2024年1 - 3月阿根廷CPI分别为20.6%、13.2%和11.0%[23] - 2023年4 - 12月阿根廷CPI分别为8.4%、7.8%、6.0%、6.3%、12.4%、12.7%、8.3%、12.8%和25.5%[23] - 2023 - 2021年阿根廷全国CPI变化分别为211.4%、94.8%和50.9%[23] - 2022年累计初级赤字为1955.1408亿比索，占GDP的2.4%；2023年累计初级赤字为5483.3053亿比索，占GDP的2.9%[26] - 2023年12月，国家公共部门初级支出实际同比下降6.2%[26] - 2024年1月和2月，公共部门分别获得5.18亿比索和3.38亿比索的财政盈余[26] - 阿根廷在2023年透明国际腐败感知指数中排名第98位[27] - 2018年和2023年阿根廷遭遇严重干旱，农业生产分别受损约60亿美元和至少104亿美元[34] 公司业务风险 - 阿根廷经济脆弱，经济下滑、政治发展、汇率波动、高通胀等或影响公司业务、运营结果和财务状况[19] - 公司部分业务依赖政府特许权，撤销或终止将产生重大不利影响[19] - 公司劳动力多为工会成员，可能面临罢工等有组织劳工行动，影响业务[19] - 阿根廷存在电力传输限制，或影响公司发电业务财务结果[19] - 公司发电业务依赖天然气供应，供应或价格波动会影响运营结果[19] - 公司与CAMMESA的能源供应协议违约可能导致处罚和协议终止，影响运营结果[20] - 阿根廷石油和天然气生产特许权和勘探许可证可能不续约或被撤销[20] - 资本流出阿根廷的限制可能影响美国存托股票（ADS）持有人接收股息、分配和出售所得，影响ADS市场价值[20] - 阿根廷政府过去干预电力部门，未来措施对公司业务、财务状况和经营成果的影响不确定[30] - 俄乌战争导致全球大宗商品价格波动，可能影响阿根廷天然气供应，进而影响公司发电调度资产[31] - 哈马斯 - 以色列战争及中东冲突可能导致全球经济不稳定和金融市场不确定性，影响公司经营成果[31] - 新冠疫情等全球公共卫生威胁可能对公司业务运营、财务状况和经营成果产生重大不利影响[31] - 公司部分业务依赖政府特许权，特许权的撤销或终止将对公司业务产生重大不利影响[35] - 公司从CAMMESA收取现货市场和PPA销售的能源和容量资金，近年支付平均延迟70天，截至报告日，CAMMESA欠公司1331.91亿比索，其中2023年12月交易389.08亿比索、2024年1月439.66亿比索、2月503.18亿比索均逾期未付[39] - 公司与CAMMESA和ENARSA签订天然气供应合同，从二者及阿根廷政府获得付款，目前付款均严重延迟[40] - 截至年报日期，某些征用和谴责事件可能构成违约事件，若宣布可能加速债务偿还；部分未偿债务包含破产、重组违约事件及交叉违约或加速条款[40] - 公司部分现有债务和未来可能的债务包含肯定和限制性契约，限制公司创建留置权、产生额外债务、处置资产、支付股息或合并、出售业务等能力[40] - 公司发电设施、管道等可能因自然灾害、事故、恐怖袭击受损，设施也面临机械或电气故障风险[40][41] - 公司虽多数业务集中在阿根廷，但在玻利维亚和厄瓜多尔等拉美国家有投资，拉美经济、社会、政治和监管波动及政府干预影响公司业务[41][42] - 2019年公司与YPF联合中标CTEB交易并于6月26日完成，2023年公司收购Rincón de Aranda区块额外权益，截至报告日两交易均未获国家反垄断当局批准[42] - CTB交易和/或Rincón de Aranda区块参与权收购若未获批，公司业务、财务状况和经营业绩可能受重大不利影响[43] - 气候变化、能源转型和相关监管框架可能影响公司业务、经营业绩和财务状况[44] - 公司子公司的投资项目可能由Pampa提供担保，导致额外担保债务，影响公司财务健康[43] - 公司扩张项目许可证和授权发放延迟，可能影响商业运营并导致损失[51] - 违反与CAMMESA和WEM大用户的能源供应协议，可能导致罚款和协议终止[51] - 风电场发电受气象条件影响，可能导致销售违约和罚款[51] - 水电厂发电受水文条件影响，自2006年以来水文条件不佳[51] - 公司可能无法延长HINISA、HIDISA和HPPL的特许权协议期限[52] - 公司为附属公司提供的担保可能被强制执行，影响运营结果[53] - 公司能源项目可能因设备故障等问题影响运营和财务状况[53] - 自2002年，受政府补贴致电价成本低影响，阿根廷电力需求显著增长，新政府或削减补贴、提高电价，影响公司业务[55] - 2011年12月起，阿根廷政府采取资金回流和收费措施影响油气业务，2012年4月对YPF国有化并修改运营体系[56] - 阿根廷油气生产特许权有效期25、30或35年，可延长10年，但公司无法确保特许权未来能延长[56] - 公司油气业务多通过联合经营开展，若无法解决与合作伙伴分歧或维持合作，将影响业务和财务状况[60] - 公司有投资承诺，未及时履行可能导致合作协议违约、担保丧失及相关区域权利丧失[60] - 油气勘探和生产活动面临经济、环境和运营风险，若风险发生，公司可能遭受重大运营损失或业务中断[60] - 公司每年至少估算一次油气储量，2023年12月31日的估算由Gaffney, Cline & Associates审计，但估算基于的假设可能不准确[60] - 若公司在任何应税年度被认定为PFIC，美国股东出售或处置股票或ADS的收益及分红可能面临大幅增加的联邦所得税和繁琐的报告要求[67] 债务相关 - 2022年1月28日，阿根廷与IMF签署协议， refinance超过400亿美元的债务[24] - 2023年8月22日，阿根廷经济部宣布从世界银行和美洲开发银行获得13亿美元新贷款[24] - 2023年12月，阿根廷政府支付9亿美元到期债务给IMF，资金来自拉美和加勒比开发银行9.6亿美元贷款[24] - 2024年1月10日，IMF达成技术协议，待董事会批准后将支付4700万美元[24] - 2022年10月28日，阿根廷与巴黎俱乐部达成新协议，前三次分期付款利率从9%降至3.9%，逐步提高到4.5%[24] - 阿根廷长期外币债务穆迪评级为“Ca (Stable)”，标普为“CCC (Stable)”，惠誉“C”，2023年3月30日标普将其长期外币评级从“CCC+”降至“CCC-”，6月13日惠誉确认“CCC-”评级[37] 公司业务数据 - 公司是阿根廷领先的独立能源综合公司，发电装机容量为5332兆瓦，占阿根廷装机容量的12%，预计PEPE VI扩建后将达5471兆瓦[71] - 2023年公司发电业务收入为6.48亿美元，营业收入为2.72亿美元[75] - 截至2023年12月31日，公司油气探明储量约为1.99亿桶油当量，其中65%为探明已开发储量，天然气占比约94% [76] - 2023年公司在阿根廷的油气平均日产量为6.54万桶油当量，是该国第五大天然气生产商，油气业务收入为5.63亿美元，营业利润为1.4亿美元[76] - 截至2023年12月31日，公司石化业务国内市场份额在94% - 100%，收入为5.07亿美元，营业利润为4500万美元[77][78] - 公司新的风电场项目PEPE VI预计总投资5亿美元，分三个阶段建设，前两阶段将分别增加94.5兆瓦和45兆瓦的发电能力，预计2024年下半年投产[75] - 截至2023年12月31日，公司持有该国最大天然气运输公司TGS 26.5%的直接和间接权益[79] - 截至2023年12月31日，公司电力传输业务覆盖22.4公里的高压输电线路，约占阿根廷高压系统的86% [79] - 公司持有厄瓜多尔一条输油管道运营公司OCP 63.74%的间接权益，该管道运输能力为45万桶/天[79] - 2023年公司控股及其他业务收入为1400万美元，营业亏损为3300万美元[79] - PEPE IV项目于2021年四季度宣布，总投资约1.3亿美元，2023年6月17日完成调试，装机容量81MW，2023年发电量达274GWh，负载系数P50为63%[80] - PEPE VI项目于2023年2月宣布，总投资预计5亿美元，分三阶段建设，目前开发前两阶段，第一阶段94.5MW、第二阶段45MW，预计2024年下半年投产[81] - 2023年8月16日，公司将Greenwind 100%股份置换为Rincón de Aranda区块45%股份，成为该区块唯一所有者[82] - 2022年12月14日，公司等提议Parva Negra Este区域计划，包括授予评估地块、面积减少50%至143平方公里、ExxonMobil转让42.5%权益，协议于2023年12月5日获批[84] - 2023年6月23日，公司收购Rincón de Aranda区块额外45%权益，持股达100%；7月26日就授予CENCH达成谅解备忘录，8月16日交易完成[87][88] - 2023年2 - 12月，公司获多项向智利出口天然气许可，最大日出口量分别为220万立方米、122万立方米、86万立方米、145.2万立方米、60万立方米[89] - 2023年1月19日，公司终止Anticlinal Campamento 9口井15%权益，占2022年天然气产量不到1%；2月3日，Aguaragüe区块特许权延期10年至2034年，待省法令发布[91] - 公司曾持有Refinor 28.5%股份，2022年9月15日出售50%股份，售价570万美元，买方已付30%，2023年12月22日就剩余70%付款达成协议[92] - 2023年水电和风电资产装机容量1225MW，市场份额2.8%，净发电量3170GWh，市场份额2.3%；火电资产装机容量4107MW，市场份额9.4%，净发电量17809GWh，市场份额12.7%[94][96] - PEPE VI项目计划2024年下半年投产，第三季度投产95MW，第四季度投产45MW，总装机140MW[97] - CTGEBA总装机容量为1253兆瓦，占阿根廷装机容量的2.9%，2000 - 2023年历史平均年发电量为5294吉瓦时[98] - CTEB总装机容量为847兆瓦，占阿根廷装机容量的1.9%，2013 - 2023年平均年发电量为1525吉瓦时[99] - CTLL装机容量约为780兆瓦，占阿根廷装机容量的1.8%，1997 - 2023年平均年发电量为2390吉瓦时[100] - CPB装机容量为620兆瓦，占阿根廷装机容量的1.4%，1997 - 2023年平均年发电量为1845吉瓦时[101] - CTG总装机容量为361兆瓦，占阿根廷装机容量的0.8%，1993 - 2023年平均年发电量为1564吉瓦时[102] - CTIW总装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%，2018 - 2023年平均年发电量为281吉瓦时[104] - CTPP总装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%，2018 - 2023年平均年发电量为241吉瓦时[106] - CTP装机容量为30兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%，2011 - 2023年平均年发电量为102吉瓦时[107] - EcoEnergía发电能力为14兆瓦，占阿根廷装机容量的0.03%，2012 - 2023年平均年发电量为89吉瓦时[108] - 公司拥有HIDISA 61%的有表决权资本，其装机容量为388兆瓦，占阿根廷装机容量的0.9%，1990 - 2023年平均年发电量为526吉瓦时[110] - HPPL装机容量为285兆瓦，占阿根廷装机容量的0.7%，2000 - 2023年平均年发电量为928吉瓦时[114] - 自2002年8月起，公司支付1%的水电特许权使用费，每年递增1%直至达到12%上限，另需向阿根廷政府支付月费用，为计算特许权使用费金额的0.5%[115] - PEPE II装机容量为53兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%，2020 - 2023年历史平均年发电量为215吉瓦时[117] - PEPE III 2020 - 2023年历史平均年发电量为238吉瓦时，负载系数P50为63%[118] - PEPE IV 2023年发电量达274吉瓦时，贡献81兆瓦可再生能源，负载系数P50为63%[119] - PEA装机容量为99.75兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%，2020 - 2023年历史平均年发电量为328吉

油气段资产和折旧 - 油气段资产包括设备、厂房和设备（$919,758百万）以及商誉（$27,978百万）[11] - 油气段折旧费用为$50,337百万[11] - 管理层评估油气储备，用于确定油气领域的设备、厂房和设备的折旧以及资产的可回收性[12] - 油气段非金融长期资产的减值损失为$30,456百万[25] 收购和资产互换 - 2023年8月16日，公司完成了对Rincón de Aranda区块额外45%权益的收购，并转让了其在Greenwind S.A.的100%股权，记录了$2,485百万的收益[29] - 公司在交易中记录了$85百万的收益，以反映资产互换的结果[29] 公允价值评估和审计 - 管理层在估计所收购资产和承担负债的公允价值时应用了重大判断[30] - 审计包括评估管理层使用的假设，如产品参考价格、未来需求、成本演变和宏观经济变量[31] 财务报表编制和监督 - 公司管理层负责根据IFRS会计准则编制和公允列报合并财务报表[36] - 审计委员会负责监督集团的财务报告过程[37] 财务表现 - 2023年12月31日，公司总收入为5137.27亿阿根廷比索，相比2022年的2421.82亿阿根廷比索和2021年的1446.41亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司毛利润为1936.03亿阿根廷比索，相比2022年的925.21亿阿根廷比索和2021年的536.90亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司营业利润为1177.54亿阿根廷比索，相比2022年的884.51亿阿根廷比索和2021年的564.26亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司净利润为366.91亿阿根廷比索，相比2022年的649.00亿阿根廷比索和2021年的237.86亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司总综合收益为15453.45亿阿根廷比索，相比2022年的2227.54亿阿根廷比索和2021年的703.62亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司每股基本和稀释收益为25.25阿根廷比索，相比2022年的46.97阿根廷比索和2021年的19.29阿根廷比索有所下降[70] 债务和费用 - 2023年12月31日，公司债务中未到期的阿根廷综合养老金系统债务为15.55亿阿根廷比索[46] - 2023年12月31日，公司审计和相关服务费用占全年总费用的92.51%，占审计和相关服务总费用的50.86%，占所有项目总费用的47.89%[46] 合规和标准 - 公司已应用预防洗钱和恐怖融资的程序，符合布宜诺斯艾利斯自治市经济科学专业委员会发布的相应专业标准[46] - 公司财务报表符合阿根廷公司法和全国证券委员会的相关决议[46] 资产和负债 - 公司总资产从2022年的840,064百万阿根廷比索增加到2023年的3,817,196百万阿根廷比索[71] - 非流动资产从2022年的601,881百万阿根廷比索增加到2023年的2,738,024百万阿根廷比索[71] - 流动资产从2022年的238,183百万阿根廷比索增加到2023年的1,079,172百万阿根廷比索[71] - 股东权益从2022年的404,620百万阿根廷比索增加到2023年的1,950,696百万阿根廷比索[72] - 非流动负债从2022年的323,746百万阿根廷比索增加到2023年的1,444,818百万阿根廷比索[72] - 流动负债从2022年的111,698百万阿根廷比索增加到2023年的421,682百万阿根廷比索[72] 现金流量 - 2023年净利润为36,691百万阿根廷比索，2022年为64,900百万阿根廷比索[75] - 2023年经营活动产生的现金流量净额为177,099百万阿根廷比索，2022年为81,197百万阿根廷比索[75] - 2023年投资活动使用的现金流量净额为75,354百万阿根廷比索，2022年为75,055百万阿根廷比索[75] - 2023年融资活动使用的现金流量净额为53,093百万阿根廷比索，2022年为5,064百万阿根廷比索[75] 市场和业务运营 - 公司在阿根廷的高压电力传输网络运营和维护业务中，通过Transener控制86%的市场份额，该网络长度为22,391公里[80] - 公司在阿根廷的天然气运输业务中，通过TGS控制9,248公里的天然气管道，并参与天然气液体的加工和销售[80] - 公司在厄瓜多尔的石油管道运输业务中，拥有450千桶/天的运输能力，公司间接持有34.08%的股份[80] - 公司在阿根廷的电力生成业务中，通过多个发电单元提供服务，包括风能、水能等多种可再生能源技术[90] - 公司在阿根廷的电力销售合同中，通过Energy Plus和MATER机制销售电力，最大销售量为283 MW和187 MW[97][102] - 公司在阿根廷的电力生成业务中，正在建设的风能项目容量为140 MW[91] 经济和市场环境 - 阿根廷经济在2023年前三季度GDP累计下降1.6%，通胀率为211.4%，比索对美元贬值356.3%[86] 电力项目和合同 - 公司决定放弃在布宜诺斯艾利斯省拉斯阿马斯风电场项目的及时调度优先权，并收回已提供的保证金，金额为1250万美元[105] - 公司通过CTLL、CTIW和CTPP电厂与CAMMESA签订了有效协议，销售能源和电力容量总计305兆瓦[113] - 公司通过CTGEBA热电厂与CAMMESA签订了批发电力购买协议，销售能源和电力容量总计400兆瓦，为期15年[115] - 公司通过Renovar项目与CAMMESA签订了供应合同，总容量为99.75兆瓦，用于PE Arauco[117] - 公司提交了CTGEBA II项目的投标，容量为300兆瓦，以及通过CTB提交的11兆瓦CC扩建项目，均已获得批准[122] - 公司通过CTLL热电厂和CTEB的封闭循环电厂，分别签订了79兆瓦和280兆瓦的协议[110] - 公司获得了PEPE VI（阶段1和2）的139.50兆瓦参考调度优先权[108] - 公司执行了与CAMMESA的协议，涉及CTLL和GTGEBA电厂的联合循环以及CTB的开式循环GT单元，协议有效期从2023年3月1日至2028年2月29日[143] - 公司分配了用于供应Genelba Plus的CC和Energy Plus合同的固定运输和天然气量，并设定了计算燃料成本的指导方针以支持其Energy Plus合同[156] - 公司将在2024年2月起，根据SE决议No. 976/23，CAMMESA将对WEM和Tierra del Fuego的WEM系统的分销代理和服务提供商收取新的费用，这些费用将直接转嫁给GUDI客户的账单[157] - 新的附加费用包括：(i) 能源价格的稳定费用和 (ii) 补充电力调整，旨在使GUDI成本与GUME和GUMA成本保持一致[158] 能源报酬和政策 - 对于热力发电机，根据使用的燃料类型，设定了发电和运行能源的报酬，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬范围为310至542美元/MWh，运行能源的报酬为108美元/MWh[136] - 对于水力发电厂，无论规模大小，设定了发电和运行能源的报酬，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬为271美元/MWh，运行能源的报酬为108美元/MWh[137] - 对于抽水蓄能电站，考虑了发电和抽水所用的能源，并且在SE决议No. 440/21、No. 238/22、No. 826/22和869/23中，分别认可了77美元/MVAr、145美元/MVAr和367美元/MVAr的报酬[138] - 对于非常规能源，设定了单一的报酬值，无论使用何种能源，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬为2,167美元/MWh[139] - 从2022年11月起，为热力和水力发电机设定了在高峰时段发电的差异化报酬方案，高峰时段为每天的18:00至23:00，报酬值为当前高峰时段发电价格的两倍[141] - 根据SE决议No. 59/23，联合循环系统的所有者可以选择执行与CAMMESA的可用性和效率优化协议，协议包括85%的净功率容量可用性承诺，为期最长5年，并设定了2,000美元/MW-月的报酬[142] 天然气计划和出口 - 公司获得GasAr计划第一轮和第三轮的延期，直至2028年，保持原投标价格分别为3.6美元/MBTU和3.347美元/MBTU[187] - 公司在GasAr计划第四轮第二部分中，获得480万m³/天的平价天然气需求，价格为3.485美元/MBTU[187] - 公司在GasAr计划第四轮第二部分中，获得300万m³/天的峰值天然气需求，价格为5.190美元/MBTU，以及190万m³/天的峰值天然气需求，价格为4.770美元/MBTU[187] - 公司在2023-2024年冬季和夏季分别承诺生产1570万m³/天和1380万m³/天的天然气，相比2022年冬季增长44%[189] - 公司从2025年起，在Reinsurance计划下承诺生产1380万m³/天的天然气[189] - 公司参与GasAr计划第五轮第二部分，与Aguaragüe联合运营，预计从2023年第四季度起，天然气产量增量超过40万m³/天，公司持有15%的股份[190] - 公司获得2022年第三和第四季度以及2023年第一季度的RAPIDGN和RADPIP福利证书[173] - 公司已申请2023年第二、第三和第四季度的福利证书，但截至财务报表发布日期尚未获得[174] - 公司在GasAr计划第一轮中，获得490万m³/天的天然气基础量，价格为3.60美元/MBTU，有效期为四年[179] - 公司在GasAr计划第一轮中，额外获得100万m³/天的冬季天然气量，价格为4.68美元/MBTU[180] - 公司通过GasAr计划在2023年9月27日获得SE决议No. 799/23批准，销售增量天然气给ENARSA，价格为2023年10月至2026年12月期间每MMBTU 9.8美元，2027年1月至2028年12月期间每MMBTU 6美元[191] - 2023年和2022年，GasAr计划受益者分别获得平均每日287百万立方米和451百万立方米的天然气，价格分别为每MBTU 3.4美元和3.5美元（其中Neuquina盆地分别为185百万立方米和276百万立方米）[197] - 2023年，公司通过补充招标获得每日25百万立方米的天然气，价格为每MBTU 2.6美元（其中Neuquina盆地为15百万立方米）[197] - 2021年5月和12月，公司获得向智利出口天然气的许可，分别为每日1.5百万立方米和1.22百万立方米[199] - 2022年8月，公司通过GasAr计划获得向智利出口天然气的许可，每日最大量为1,492百万立方米[199] - 2022年11月17日，SE决议No. 774/22规定了新的出口程序，Neuquina盆地和Austral盆地在2023年10月至2024年4月期间的夏季配额分别为每日9百万立方米和2百万立方米[200] - 自2021年7月中旬起，CAMMESA通过GasAr计划受益者发起的每两周一次的招标，提供剩余天然气，最高价格与计划第一轮相同[196] - 2021年4月27日，SE决议No. 360/21规定了新的天然气出口程序，GasAr计划受益者可以优先和固定基础出口天然气，最低销售价格为第一轮夏季价格[198] - 2022年1月10日，SE决议No. 6/23更新了GasAr计划和再保险计划下执行的天然气PIST价格[194] - 2022年5月27日，SE决议No. 403/22更新了GasAr计划下现有合同的天然气PIST价格，减少了联邦政府的补贴[192]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第四季度EBITDA同比下降12%，主要因天然气销量减少和比索大幅贬值对附属公司的影响 [4] - 净杠杆降至多年来最低水平，净债务为6.13亿美元，同时天然气和热能需求疲软 [5] - 第四季度资本支出同比增长50%，主要因勘探与生产业务的增加，集中在页岩气钻探和完井，以及PEPE VI风电场的建设 [7] - 第四季度调整后EBITDA为1.29亿美元，同比下降30%，原因是需求疲软和比索贬值影响附属公司 [23] - 第四季度录得9500万美元的现金流出，主要因页岩气扩张性资本支出，同时债务服务减少，营运资金改善 [30] - 净债务和杠杆比率显著下降，净债务为6.3亿美元，杠杆率为0.9倍，平均期限为3.2年，直到2027年无重大债务到期 [31] - 2023年公司增加了80兆瓦的风力发电容量，天然气生产能力提高了45%，净债务减少3亿美元，财务状况强劲 [73][74] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - 第四季度调整后EBITDA为9400万美元，同比增长10%，主要因运营成本降低和新的购电协议，但受软热调度检修、维护以及比索评估影响 [9] - 第四季度调度同比下降3%，主要因需求降低和停电，部分被新的联合循环燃气轮机、水电和新的风电场抵消 [10] - 2023年公司投产了Ensenada Barragan的联合循环燃气轮机和PEPE IV风电场，增加360兆瓦的高效能源，今年将启用PEPE VI风电场，总装机容量140兆瓦，全部投产后将达到5.5吉瓦 [20] 勘探与生产业务 - 第四季度调整后EBITDA为5000万美元，同比下降30%，主要因国内外需求急剧下降影响天然气价格，部分被出口美元收入抵消 [12] - 第四季度天然气产量同比下降7%，平均每天约900万立方米，主要因需求降低，53%的产量来自El Mangrullo，25%来自Sierra Chata [29] - 2023年公司天然气产量创历史新高，储量替代率为1.8倍，平均寿命增至8.6年，探明储量增加11%，达到1.99亿桶油当量，页岩储量几乎翻倍至8300万桶油当量 [13] 石化业务 - 第四季度EBITDA为2000万美元，同比增长33%，主要因成本降低和出口美元收入增加，45%的销量用于出口，高于去年的30% [50] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，2024年预计天然气销售将比2023年增长约30%，平均每天约1350万立方米 [33] - 电力市场方面，随着新的140兆瓦风电场在今年第三季度全面投入使用，发电销售将增加，希望实际报酬保持平稳，但对监管变化暂无可见性 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过Rincon de Aranda的浅层石油实现业务多元化，减少对天然气生产的依赖 [3] - 公司对参与阿根廷的液化天然气项目感兴趣，希望参与国家大型项目 [40] - 公司正在修订资本支出计划，因CAMMESA的财务危机影响公司收入，需考虑延迟部分项目 [55] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年是充满挑战的一年，但公司仍实现了增长和里程碑，天然气产量创历史新高，财务状况得到改善 [93] - 2024年天然气销售预计将增长，发电销售也将因新的风电场投入使用而增加，但对监管变化暂无可见性 [33][34] - 公司认为2024年水文情况为中性，对业务影响有待观察 [64] 其他重要信息 - 公司在第四季度收获了钻探活动的成果，页岩气占总天然气产量的47%，较去年的近3%有显著增加 [6] - 公司在本周二安装了第一台风力涡轮机，预计PEPE VI风电场的商业运营日期在今年7月至10月之间 [11] - 公司在Rincon de Aranda的油井测试工作正在进行中，预计30天后出结果 [38] - 公司在Sierra Chata的产量预计将从每天约600万立方米增加到950万立方米 [57] - 公司在Rincon de Aranda的页岩油项目正在进行风险评估和测试工作 [58] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如何看待2024年上游生产和销售的发展？ - 公司预计2024年天然气销售将比2023年增长约30%，平均每天约1350万立方米，Sierra Chata油田的产量预计将增加约350万立方米/天 [33][97] 问题: 如何看待2024年发电销售和价格的发展？ - 随着新的140兆瓦风电场在今年第三季度全面投入使用，发电销售将增加，希望实际报酬保持平稳，但对监管变化暂无可见性 [34] 问题: 能否介绍一下Pampa 2024年各业务板块的资本支出预算？哪些项目已获批，今年还能考虑哪些项目？ - 原资本支出计划约7亿美元，其中勘探与生产业务约5亿美元，发电业务约2亿美元，PEPE VI风电场已在进行中，但因CAMMESA的财务危机，公司正在修订资本支出计划 [36][55] 问题: 公司是否有兴趣参与阿根廷正在讨论的液化天然气项目？在未来液化天然气供应中，Pampa预计将扮演什么角色？ - 公司通过子公司TGS研究过一个小型模块化项目，但认为该项目缺乏规模和竞争力，公司对参与国家大型项目感兴趣，希望未来能收到邀请 [39][40] 问题: 关于CAMMESA的付款问题，Pampa目前的情况如何？这对营运资金需求有何影响？ - 公司正在经历CAMMESA付款延迟的问题，缺乏对未来情况的可见性增加了不确定性和压力，目前每月交易金额约4000 - 6000万美元，对营运资金造成较大压力 [41][65] 问题: 线性现象似乎对业绩造成了严重影响，预计这种现象在2024年上半年会缓解吗？ - 公司认为2024年水文情况为中性，冬季向智利的天然气出口预计将达到每天500万立方米的上限 [45][64] 问题: 能否解释一下Plan Gas在非高峰季节的运作方式？能否出口与Plan Gas延期相关的剩余产量？ - 在非高峰季节，有照付不议合同，剩余天然气可以出口到智利，但有运输能力限制，GasAndes管道在非高峰季节的上限为每天900万立方米，冬季为每天500万立方米 [70] 问题: 考虑到ENARSA的北反转延迟，对冬季向智利的天然气出口有何预期？ - 公司面临CAMMESA付款延迟的问题，目前只收到了2月初到期发票的50%，下周将有2.5个月的交易到期未收 [79] 问题: 自2028年Plan Gas延期价格为3.5美元/百万英热单位以来，是否有进一步的价格调整？ - 没有价格调整，价格是固定的，通过招标确定 [83][84] 问题: 能否评论一下当地资本市场的健康状况？ - 当地市场存在严格的资本管制，有大量比索被困在经济中，为需要比索的公司提供了融资机会，公司去年发行了低利率的本地美元债券、与美元挂钩的债券和低于通胀的比索固定利率债券 [86] 问题: Rincon de Aranda的可采储量（EUR）是多少？ - 目前只钻完了两口井，还无法提供该区块的可采储量或初始产量信息 [69]

公司债务情况 - 截至2023年9月30日，公司欠阿根廷综合社会保障系统的债务达7.305亿阿根廷比索，该日无到期应偿债务[8] 公司整体财务关键指标变化 - 2023年前九个月公司收入为3469.57亿阿根廷比索，2022年同期为1687.48亿阿根廷比索；2023年第三季度收入为1527.01亿阿根廷比索，2022年同期为692.25亿阿根廷比索[13] - 2023年前九个月公司毛利润为1370.04亿阿根廷比索，2022年同期为647.25亿阿根廷比索；2023年第三季度毛利润为606.87亿阿根廷比索，2022年同期为260.98亿阿根廷比索[13] - 2023年前九个月公司营业利润为1146.09亿阿根廷比索，2022年同期为614.08亿阿根廷比索；2023年第三季度营业利润为531.05亿阿根廷比索，2022年同期为301.6亿阿根廷比索[13] - 2023年前九个月公司净利润为1199.6亿阿根廷比索，2022年同期为427.62亿阿根廷比索；2023年第三季度净利润为507.32亿阿根廷比索，2022年同期为240.57亿阿根廷比索[13] - 2023年前九个月公司综合收益总额为5611.38亿阿根廷比索，2022年同期为1421.18亿阿根廷比索；2023年第三季度综合收益总额为2947.76亿阿根廷比索，2022年同期为729.27亿阿根廷比索[13] - 2023年前九个月公司基本和摊薄每股收益为87.51阿根廷比索，2022年同期为30.74阿根廷比索[15] - 2023年前九个月，公司经营活动产生的净现金为126648百万阿根廷比索，较2022年同期的50724百万阿根廷比索增长约149.7%[26] - 2023年前九个月，公司投资活动使用的净现金为113445百万阿根廷比索，较2022年同期的48687百万阿根廷比索增长约132.9%[26] - 2023年前九个月，公司融资活动产生的净现金为14726百万阿根廷比索，而2022年同期使用净现金2954百万阿根廷比索[26] - 2023年前九个月公司利润为119960百万阿根廷比索，较2022年同期的42762百万阿根廷比索增长约180.5%[26] - 2023年前九个月，公司本地市场收入11.17亿美元（2.85892亿阿根廷比索），国外市场收入2.53亿美元（6106.5万阿根廷比索）[127] - 2023年前九个月，公司总利润4.58亿美元（1.1996亿阿根廷比索），其中归属于公司所有者的利润为4.57亿美元（1.19708亿阿根廷比索）[127][128] - 2022年前九个月，公司本地市场收入11.14亿美元（1.36862亿阿根廷比索），国外市场收入2.67亿美元（3188.6万阿根廷比索）[129] - 2022年前九个月，公司总利润3.46亿美元（4276.2万阿根廷比索），其中归属于公司所有者的利润为3.43亿美元（4244.8万阿根廷比索）[129][130] - 2023年前9个月总营收为34.6957亿阿根廷比索，2022年同期为16.8748亿阿根廷比索[131] - 2023年前9个月销售总成本为20.9953亿阿根廷比索，2022年同期为10.4023亿阿根廷比索[132] - 2023年前9个月销售费用为1.3333亿阿根廷比索，2022年同期为0.5719亿阿根廷比索[133] - 2023年前9个月管理费用为3.3554亿阿根廷比索，2022年同期为1.2389亿阿根廷比索[134] - 2023年前9个月勘探费用为0.1772亿阿根廷比索，2022年同期为0.0023亿阿根廷比索[135] - 2023年前9个月其他经营收入为3.1627亿阿根廷比索，其他经营费用为 - 1.8079亿阿根廷比索；2022年同期其他经营收入为1.0345亿阿根廷比索，其他经营费用为 - 0.4209亿阿根廷比索[136] - 2023年前9个月净财务结果为2.5788亿阿根廷比索，2022年同期为 - 1.3422亿阿根廷比索[137] - 2023年前9个月所得税为2.0437亿阿根廷比索，2022年同期为0.5224亿阿根廷比索[139] - 2023年9月30日和2022年9月30日，公司无重大潜在摊薄股份，摊薄每股收益与基本每股收益无差异[183] - 2023年9月30日，持续经营业务归属于公司股东的收益为1.19708亿阿根廷比索，加权平均流通股数量为1368万股，基本和摊薄每股收益为87.51阿根廷比索；2022年9月30日，对应数据分别为4244.8万阿根廷比索、1381万股和30.74阿根廷比索[184] - 2023年9月30日，调整净利润与经营活动现金流的金额为4820.3万阿根廷比索；2022年9月30日为3075万阿根廷比索[185] - 2023年9月30日，经营资产和负债的变化为 - 4151.5万阿根廷比索；2022年9月30日为 - 2278.8万阿根廷比索[186] - 2023年9月30日，重大非现金交易涉及金额为 - 33851万阿根廷比索；2022年9月30日为 - 6333万阿根廷比索[187] - 2023年前九个月与关联方的商品和服务销售为88.69亿阿根廷比索，2022年为61.88亿阿根廷比索；2023年商品和服务采购为 - 239.2亿阿根廷比索，2022年为 - 142.24亿阿根廷比索[194] - 2023年前九个月与关联方的财务收入为3.09亿阿根廷比索，2022年为1.93亿阿根廷比索；2023年财务费用为 - 1.3亿阿根廷比索，2022年为 - 0.9亿阿根廷比索[197] - 2023年前九个月，从关联方收到的股息为0.2亿阿根廷比索，2022年为8.54亿阿根廷比索；向关联方分配的股息2023年为 - 1.39亿阿根廷比索，2022年为 - 0.25亿阿根廷比索[197] 公司资产负债关键指标变化 - 截至2023年9月30日，公司非流动资产为12435.63亿阿根廷比索，2022年12月31日为6018.81亿阿根廷比索[18] - 截至2023年9月30日，公司流动资产为5696.24亿阿根廷比索，2022年12月31日为2381.83亿阿根廷比索[18] - 截至2023年9月30日，公司总资产为18131.87亿阿根廷比索，2022年12月31日为8400.64亿阿根廷比索[18] - 截至2023年9月30日，公司总股本为1360百万阿根廷比索，较2022年12月31日的1380百万阿根廷比索有所下降[20][23] - 截至2023年9月30日，公司总权益为966155百万阿根廷比索，较2022年12月31日的404620百万阿根廷比索增长约138.8%[20][23] - 截至2023年9月30日，公司总负债为847032百万阿根廷比索，较2022年12月31日的435444百万阿根廷比索增长约94.5%[20] - 截至2023年9月30日，公司现金及现金等价物为64117百万阿根廷比索，较年初的18757百万阿根廷比索增长约241.8%[26] - 截至2023年9月30日，公司资产为51.81亿美元（18.13187亿阿根廷比索），负债为24.2亿美元（8.47032亿阿根廷比索）[128] - 截至2022年12月31日，公司资产为47.42亿美元（8.40064亿阿根廷比索），负债为24.58亿美元（4.35444亿阿根廷比索）[130] - 2023年前九个月，公司物业、厂房和设备及使用权资产增加5.84亿美元（1.51294亿阿根廷比索）[128] - 2023年9月30日物业、厂房及设备总值为144.3433亿阿根廷比索，2022年同期为49.7572亿阿根廷比索[140] - 2023年和2022年前9个月分别有2.892亿和0.791亿阿根廷比索的财务成本资本化至物业、厂房及设备[137][140] - 截至2023年9月30日，固定资产净值为84.6115亿阿根廷比索，2022年12月31日为38.3464亿阿根廷比索[143] - 截至2023年9月30日，无形资产净值为3.4072亿阿根廷比索，2022年12月31日为2.4364亿阿根廷比索[145] - 截至2023年9月30日，递延所得税资产净额为16.16亿阿根廷比索，2022年12月31日为63.26亿阿根廷比索；递延所得税负债净额为19.821亿阿根廷比索，2022年12月31日为19.854亿阿根廷比索[147] - 截至2023年9月30日，存货总值为73.942亿阿根廷比索，2022年12月31日为30.724亿阿根廷比索[148] - 截至2023年9月30日，非流动准备金总额为54.194亿阿根廷比索，流动准备金总额为1.205亿阿根廷比索；2022年12月31日，非流动准备金总额为26.062亿阿根廷比索，流动准备金总额为7790万阿根廷比索[149] - 截至2023年9月30日，非流动所得税（含最低名义所得税）总额为40.593亿阿根廷比索，流动所得税总额为12.392亿阿根廷比索；2022年12月31日，非流动所得税（含最低名义所得税）总额为31.728亿阿根廷比索，流动所得税总额为9270万阿根廷比索[153] - 截至2023年9月30日，以摊余成本计量的非流动金融资产总额为14.128亿阿根廷比索，流动金融资产总额为24.289亿阿根廷比索；2022年12月31日，非流动金融资产总额为18亿阿根廷比索，流动金融资产总额为1.357亿阿根廷比索[154] - 截至2023年9月30日，以公允价值计量且其变动计入当期损益的非流动金融资产总额为9.615亿阿根廷比索，流动金融资产总额为248.926亿阿根廷比索；2022年12月31日，非流动金融资产总额为4.867亿阿根廷比索，流动金融资产总额为103.856亿阿根廷比索[156] - 截至2023年9月30日，公司因出售数字资产确认减值转回4.11亿阿根廷比索（200万美元）；截至2022年9月30日，数字资产因市值影响确认减值损失5.71亿阿根廷比索（500万美元）[146] - 截至2023年9月30日，非流动资产中其他应收款为933400万阿根廷比索，流动资产中贸易应收款净额为12763500万阿根廷比索，其他应收款净额为3042600万阿根廷比索[157][158] - 截至2023年9月30日，现金及现金等价物总计6411700万阿根廷比索，较2022年12月31日的1875700万阿根廷比索有显著增长[161] - 截至2023年9月30日，借款总额为57421500万阿根廷比索，其中非流动借款为45108300万阿根廷比索，流动借款为12313200万阿根廷比索[162] - 2023年1 - 9月，金融资产减值期末金额为135200万阿根廷比索，其他应收款减值期末金额为1200万阿根廷比索[160] - 截至2023年9月30日，贸易及其他应付款中，非流动总计1323100万阿根廷比索，流动总计9920900万阿根廷比索[174] - 截至2023年9月30日，公司金融资产总计2.9777亿阿根廷比索，负债总计200万阿根廷比索；2022年12月31日，金融资产总计1.29478亿阿根廷比索，负债总计31800万阿根廷比索[176] - 截至2023年9月30日，公司股本为13.64亿阿根廷比索，其中库藏股为400万阿根廷比索[179] - 截至2023年9月30日，与关联方的贸易应收款（当前）为12.47亿阿根廷比索，贸易应付款（当前）为79.65亿阿根廷比索；2022年12月31日，贸易应收款（当前）为8.48亿阿根廷比索，贸易应付款（当前）为25.06亿阿根廷比索[193] - 截至2023年9月30日，非比索资产总计281.4亿阿根廷比索，2022年12月31日为158.646亿阿根廷比索；非比索负债总计607.988亿阿根廷比索，2022年12月31日为313.1

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]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第二季度录得经调整EBITDA 2.22亿美元,同比下降13%,主要受到国内需求疲软、商品价格下降和比索贬值影响,部分被可再生能源和Barragan的PPA以及更高的天然气出口销售抵消 [6] - 公司第二季度自由现金流为4400万美元,主要由于电力和天然气业务的扩张性资本支出、更高的债务服务以及比索债务因贬值而被摊薄,但被应收账款回款改善所抵消 [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 第二季度电力业务经调整EBITDA为9800万美元,同比持平但环比下降9%,主要受到比索贬值影响电价、某些热电机组检修以及电力需求下降,但被新增风电场和Barragan的新PPA以及老机组的特殊价格所抵消 [7][8][9] - 第二季度发电量同比增长17%,主要由于Barragan、新CCGT和风电场增加,但被Ingeniero机组检修和国家电力需求下降所抵消 [8] - 公司已完成PEPE IV风电场的最后几台风机,总装机容量81兆瓦,投资成本比预算低5% [10] - PEPE VI项目目前进度约17%,预计第一期95兆瓦将于明年第三季度投产,第二期45兆瓦将于明年第四季度投产 [11] 油气业务 - 第二季度油气业务经调整EBITDA为9700万美元,同比下降4%,主要由于天然气出口销售贡献增加,但被国内零售天然气需求疲软所抵消 [13] - 第二季度总产量平均超过67,000桶油当量/天,同比增长4%,其中原油占8%,但占收入17%,主要由于出口量增加,但受布伦特价格下降影响 [14] - 公司将以45%权益收购Rincon de Aranda区块,这标志着公司开始开发页岩油气,目标复制在El Mangrullo的成功经验 [15] - 第二季度天然气销量同比增长4%,平均达到每天10.6百万立方米,主要由于出口到智利增加,抵消了国内零售需求疲软 [16][17] - 公司在Sierra Chata和El Mangrullo的新页岩气井表现符合预期,确认了这些区块的上升潜力 [19][20] 石化业务 - 第二季度石化业务EBITDA为1000万美元,同比下降近一半,主要受国际价格大幅下降和出口减少的影响,但被改性产品销量增加所抵消 [21] - 第二季度销量同比增长17%,主要由于去年检修后改性产品销量增加,但出口下降 [21] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在研究参与10月份政府新增3吉瓦热电机组的招标,但对此持谨慎态度,因为宏观经济环境存在不确定性 [36][49] - 公司正在研究收购一家现有电厂和新建电厂两种方案,预计新建电厂的资本支出为每兆瓦800万美元,改建电厂为每兆瓦1000万美元 [49] - 公司正在积极拓展页岩油气业务,通过收购Rincon de Aranda区块来实现,计划在2024年第一季度开始开发试生产,总投资约2亿美元 [53][54] - 公司认为电网瓶颈是制约可再生能源发展的主要障碍,未来需要加大电网基础设施投资 [51] - 公司认为未来天然气出口到智利将成为重要的价格驱动因素 [45][46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为,尽管即将到来的总统选举存在一定政治不确定性,但公司的主营业务不会受到太大影响,主要通过保持强大的资产负债表和流动性来应对 [73] - 管理层对公司在页岩油气业务的发展前景持乐观态度,认为Rincon de Aranda区块的收购是一笔非常优质的交易 [65][66] - 管理层表示,尽管天然气管网建设进度有所延迟,但公司已经能够在今天创造新的产量纪录,达到每天16.5百万立方米的历史新高 [27][29] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Milene Carvalho和Alejandra Andrade提问** 公司天然气出口到智利是否会成为未来几年天然气价格的重要驱动因素? [44][45][46] **Horacio Turri回答** 公司认为天然气出口到智利将成为未来几年天然气价格的重要驱动因素,未来可能会从年度合同转向多年合同,智利北部电力市场将成为阿根廷天然气出口的主要目的地 [45][46][47] 问题2 **Gustavo Faria和Anne Milne提问** 公司对10月份政府新增3吉瓦热电机组招标的参与意愿如何,有哪些电厂可能获得新增容量? [47][48][49] **Gustavo Mariani回答** 公司对此次招标持谨慎态度,与去年天然气招标时的"饥渴"态度大不相同,主要考虑到当前宏观经济环境的不确定性。公司正在研究新建和改建两种方案,预计新建电厂的资本支出为每兆瓦800万美元,改建电厂为每兆瓦1000万美元 [48][49] 问题3 **Alejandra Aranda提问** 公司是否愿意在短期内增加油田资产? [74] **Horacio Turri回答** 公司刚刚完成了Rincon de Aranda区块的收购,目前正全力开发这一区块,但公司仍然会保持关注其他潜在收购机会,只要价格合理 [74]

公司债务情况 - 截至2023年3月31日，公司欠阿根廷综合社会保障系统的债务达5.123亿美元，该日无到期债权[8] 2023年第一季度财务关键指标同比变化 - 2023年第一季度，公司收入8.3915亿阿根廷比索，较2022年同期的4.4011亿增长约90.67%[23] - 2023年第一季度，公司毛利润3.3377亿阿根廷比索，较2022年同期的1.7767亿增长约87.86%[23] - 2023年第一季度，公司营业利润2.616亿阿根廷比索，较2022年同期的1.4345亿增长约82.37%[23] - 2023年第一季度，公司净利润2.6928亿阿根廷比索，较2022年同期的1.0454亿增长约157.59%[23] - 2023年第一季度净利润为2.6928亿阿根廷比索，2022年同期为1.0454亿阿根廷比索[34] - 2023年第一季度经营活动产生的净现金为3.2542亿阿根廷比索，2022年同期为1.2642亿阿根廷比索[34] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为3.6334亿阿根廷比索，2022年同期为0.8007亿阿根廷比索[34] - 2023年第一季度融资活动产生的净现金为0.6602亿阿根廷比索，2022年同期使用0.2129亿阿根廷比索[34] - 2023年第一季度总营收为8.3915亿阿根廷比索，2022年同期为4.4011亿阿根廷比索，同比增长约90.67%[90] - 2023年第一季度销售成本为5.0538亿阿根廷比索，2022年同期为2.6244亿阿根廷比索，同比增长约92.57%[91] - 2023年第一季度销售费用为3193万阿根廷比索，2022年同期为2063万阿根廷比索，同比增长约54.78%[92] - 2023年第一季度管理费用为8310万阿根廷比索，2022年同期为3529万阿根廷比索，同比增长约135.48%[92] - 2023年第一季度勘探费用为48万阿根廷比索，2022年同期为8万阿根廷比索，同比增长约500%[92] - 2023年第一季度其他经营收入为4859万阿根廷比索，2022年同期为1300万阿根廷比索，同比增长约273.77%[93] - 2023年第一季度其他经营费用为3845万阿根廷比索，2022年同期为1668万阿根廷比索，同比增长约130.51%[93] - 2023年第一季度财务净结果为125万阿根廷比索，2022年同期为 - 4238万阿根廷比索，同比增长约102.95%[94] - 2023年第一季度所得税费用为 - 643万阿根廷比索，2022年同期为 - 347万阿根廷比索，同比增长约85.30%[95] - 2023年第一季度，公司本地市场收入3.45亿美元（674.09亿阿根廷比索），国外市场收入8600万美元（165.06亿阿根廷比索）[86] - 2023年第一季度，公司总利润1.41亿美元（269.28亿阿根廷比索），归属于公司所有者的利润1.41亿美元（269.18亿阿根廷比索）[86][87] - 2023年第一季度，公司物业、厂房及设备增加1.85亿美元（36.399亿阿根廷比索）[87] - 2023年第一季度与关联方的商品和服务销售为22.64亿阿根廷比索，2022年同期为16.27亿阿根廷比索；服务采购2023年为59.08亿阿根廷比索，2022年为48.01亿阿根廷比索[126] - 2023年第一季度，调整后经营活动现金流量为8.05亿阿根廷比索，2022年同期为7.733亿阿根廷比索[120] - 2023年3月31日，公司持续经营业务基本和摊薄每股收益为19.51阿根廷比索，2022年同期为7.46阿根廷比索[119] 资产负债及股东权益较2022年末变化 - 截至2023年3月31日，公司非流动资产74.3812亿阿根廷比索，较2022年12月31日的60.1881亿增长约23.58%[27] - 截至2023年3月31日，公司流动资产30.1525亿阿根廷比索，较2022年12月31日的23.8183亿增长约26.59%[27] - 截至2023年3月31日，公司股东权益51.0969亿阿根廷比索，较2022年12月31日的40.462亿增长约26.28%[29] - 截至2023年3月31日，公司非流动负债38.4053亿阿根廷比索，较2022年12月31日的32.3746亿增长约18.63%[29] - 截至2023年3月31日，公司流动负债15.0315亿阿根廷比索，较2022年12月31日的11.1698亿增长约34.57%[29] - 截至2023年3月31日，公司资产50.01亿美元（1.045337万亿阿根廷比索），负债25.57亿美元（534.368亿阿根廷比索）[87] - 截至2023年3月31日，非金融资产原值为80.5578亿阿根廷比索，2022年同期为34.4995亿阿根廷比索，同比增长约133.50%[96] - 截至2023年3月31日，无形资产原值总计2.8803亿阿根廷比索，较2022年3月31日的4896万阿根廷比索增长488.26%[98] - 截至2023年3月31日，递延所得税资产净额为9185万阿根廷比索，递延所得税负债净额为2.359亿阿根廷比索，较2022年12月31日分别增长45.19%和18.82%[99] - 截至2023年3月31日，存货总计4.0092亿阿根廷比索，较2022年12月31日的3.0724亿阿根廷比索增长30.49%[100] - 截至2023年3月31日，非流动准备金总计3.0907亿阿根廷比索，流动准备金总计909万阿根廷比索，较2022年12月31日分别增长18.6%和16.69%[101] - 截至2023年3月31日，非流动所得税和最低名义所得税准备金总计3.5719亿阿根廷比索，流动所得税准备金为506万阿根廷比索[103] - 截至2023年3月31日，以摊余成本计量的金融资产非流动部分为2.1038亿阿根廷比索，流动部分为3485万阿根廷比索[103] - 截至2023年3月31日，以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产非流动部分为5742万阿根廷比索，流动部分为13.078亿阿根廷比索[104] - 截至2023年3月31日，贸易及其他应收款非流动部分为5823万阿根廷比索，流动部分为10.0683亿阿根廷比索[104][105] - 截至2023年3月31日，现金及现金等价物总计2.6298亿阿根廷比索，较2022年12月31日的1.8757亿阿根廷比索增长40.2%[106] - 截至2023年3月31日，借款非流动部分为28.1374亿阿根廷比索，流动部分为6.7982亿阿根廷比索，总计34.9356亿阿根廷比索，较2022年12月31日增长22.25%[107] - 截至2023年3月31日，合并贷款期末金额为34.9356亿阿根廷比索，2022年同期为16.1194亿阿根廷比索[109] - 截至2023年3月31日，非流动贸易及其他应付款总额为5.813亿阿根廷比索，流动总额为69.035亿阿根廷比索；2022年12月31日，非流动总额为3.757亿阿根廷比索，流动总额为49.731亿阿根廷比索[112] - 截至2023年3月31日，公司金融资产公允价值总额为15.7254亿阿根廷比索，负债为3710万阿根廷比索；2022年12月31日，资产为12.9478亿阿根廷比索，负债为3180万阿根廷比索[113] - 截至2023年3月31日，公司股本为13.84亿阿根廷比索，包括400万阿根廷比索库存股[115] - 2023年3月31日，股本汇兑差异期末为6.284亿阿根廷比索，股本调整账户为32.871亿阿根廷比索；2022年12月31日，分别为5.117亿和26.76亿阿根廷比索[116] - 截至2023年3月31日，与关联方的贸易应收款为9.72亿阿根廷比索，非贸易应收款为33.35亿阿根廷比索，贸易应付款为48.02亿阿根廷比索；而截至2022年12月31日，对应数据分别为8.48亿、30.98亿和25.06亿阿根廷比索[125] - 截至2023年3月31日，非比索资产总计199.561亿阿根廷比索，负债总计388.835亿阿根廷比索，净负债头寸为189.274亿阿根廷比索；截至2022年12月31日，对应数据分别为158.646亿、313.120亿和154.474亿阿根廷比索[128] 业务线数据情况 - 截至2023年3月31日，公司发电装机容量为5386兆瓦，约占阿根廷装机容量的12%，并计划新增185兆瓦[37] - 2023年第一季度，公司天然气产量为890万立方米/天，石油产量为5200桶油当量/天[38] - 公司石化业务在阿根廷国内市场份额为94% - 100%[39] - 公司参与控制的输电公司在阿根廷输电市场份额为86%，输气公司拥有9233公里天然气管道[40] 政策法规相关 - 2023年4月25日决议规定，Renovar项目持有者终止与CAMMESA的供应协议需支付每兆瓦3.5万美元[42] - 2023年2月7日决议规定，联合循环电厂与CAMMESA协议的可用容量报酬为2000美元/兆瓦·月[43] - 2023年4月29日起，天然气运输关税和接入及使用费用实行95%的过渡性关税方案[49] - 2023年4月20日，国家能源监管局启动电力传输公司综合电价审查程序，自6月1日起30天内制定发展指南和时间表[50] - 2023年4月20日起，提供某些服务需在阿根廷共和国进出口和对外服务支付系统宣誓书批准后60个日历日内获得央行事先授权才能进入多边清算机制[52] - 与股票市场资产交易时，外国法律发行证券禁止交易期限延长至180日历天，阿根廷法律发行证券维持90天[53] 公司持股情况 - 截至2023年3月31日，公司对多家子公司直接和间接持股比例为100%，如Autotrol Renovable S.A.、GASA等；对Enecor S.A.持股70%，对HIDISA持股61%，对HINISA持股52.04%，对TGU持股51%[62] - 截至2023年3月31日，公司对OCP直接和间接持股30.06%，对TGS直接和间接持股3.576%，对CIESA、Citelec、CTB直接和间接持股均为50%[63] - 截至2023年3月31日，TGS普通股和美国存托凭证报价分别为824.75阿根廷比索和10.24美元，公司（直接和间接）持股市场价值约1905.25亿阿根廷比索[64] - 截至2023年3月31日，公司对Transener间接持股26.33%，其普通股股价为199.75阿根廷比索，公司间接持股市场价值约233.83亿阿根廷比索[65] - 2023年5月4日，公司子公司PEB拟以1500万美元收购OCP Ltd 29.66%股份[67] 公司运营项目相关 - 2023年2月22日，CTB开始根据与CAMMESA的供应协议运营；4月26日，CTB受命使用柴油运营[68] - 2022年12月14日，公司提交合同延续计划，包括授予评估地块、将区块面积减少50%至143平方公里、受让埃克森美孚42.50%权益、承诺在2024年9月前钻完1口水平井[72] - 2023年1月19日，公司接受终止Anticlinal Campamento区块投资等协议的提议，自1月1日起生效[74] - 2023年3月14日，公司接受终止Estación Fernández Oro区块投资等协议的提议，自1月1日起生效[75] - 2023年1月4日，Las Tacanas Norte区块勘探期结束，公司相关权利和义务到期[76] - 2023年2月3日，公司与执法机构签署Aguaragüe特许权10年延期协议，包含投资承诺[77] - 2023年2月25日，PEPE III扩建项目调试4台额外风力涡轮机，增加18兆瓦容量；4月4日，又调试2台，增加9兆瓦容量，项目完成后PEPE III和PEPE IV装机容量将达134.2兆瓦[131] - 2023年2月，公司开始建设PEPE VI风电场，预计投资5亿美元，分3阶段安装300兆瓦发电容量[132] 公司债券发行与赎回 - 2023年4月3日，公司发行9类可转换债券，总额5000

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为2.06亿美元，同比下降8%，主要因Barragán旧PPA、PGS滞后关税和美元工资上涨；环比增长12%，得益于PPA增加、Transener关税上调和PGS更高的液体利润率 [1] - 第一季度自由现金流流出2900万美元，主要因电力和天然气扩张性资本支出、比索债务服务增加以及CAMMESA付款回收恶化 [31] - 第一季度净现金流为6800万美元，期末现金达7.68亿美元 [14] - 总债务为173万美元，与上一季度相似；净债务和杠杆率因现金流状况良好而下降，杠杆率为1.2倍，平均期限降至3.4年 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P）业务 - 第一季度调整后EBITDA为6200万美元，同比增长10%，受天然气出口价格和当地石油需求推动，但被出口量下降、零售需求疲软和成本上升抵消；环比下降14%，受顺风因素和法律费用影响 [10] - 第一季度平均日产量近5.8万桶油当量，原油占9%，但占该部门收入的24%，实现价格近68美元/桶 [11] - 天然气平均价格为4美元/百万英热单位，同比上涨11%，主要因出口价格上涨；第一季度销售偏向CAMMESA，出口量较低但受照付不议合同约束至6月 [12] - 销售量同比增长13%，29%的总销售额用于出口 [13] - 总开采成本同比几乎翻倍，主要因工资和活动增加；环比下降，因El Mangrullo区块设施成本降低；每桶油当量开采成本同比上涨23%，为7美元/桶油当量 [28] - 古巴天然气产量同比持平，环比下降，平均日产量近900万立方米，主要因零售需求疲软和对智利出口受限 [29] 发电业务 - 第一季度EBITDA为1.08亿美元，同比下降11%，主要因Barragán PPA到期和劳动力成本上升；环比增长26%，得益于风电场增加、PPA启动和更好的现货价格 [25] - 第一季度可用性为93%，低于去年的98%，但仍高于电网的69% [26] 石化业务 - 第一季度EBITDA为700万美元，主要由苯乙烯和聚苯乙烯销售以及丙烷成本降低推动，但被SBR销量下降和劳动力成本上升抵消；环比收缩超一半，因原料气供应减少和出口利润率下降 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度国家电网电力需求因热浪创历史新高，公司调度量同比增长11%，国家电网增长8% [8] - 天然气需求在过去一周回升，预计下周将从900万立方米/天增至1100万立方米/天，稳定在1200万立方米/天，随着Néstor Kirchner管道投产，产量将达到1560万立方米/天 [42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司今年的主要重点是积极投资天然气生产和扩大可再生能源产能 [41] - 继续推进PEPE VI风电场项目，本月启动第二阶段，增加45兆瓦，总容量将达140兆瓦，预计明年第一阶段第三季度、第二阶段第四季度实现商业运营 [4] - 推进PEPE IV风电场项目，4月新增18兆瓦，总装机容量81兆瓦中有54兆瓦已并网，预计本月底实现商业运营 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为通胀可能会将三分之一的影响转移到开采成本上，但不会超过这个比例 [21] - 目前公司在进口资本货物或原材料获取美元方面没有问题，但服务方面有一些延迟；若央行停止出售美元，公司将重新评估资本支出和投资策略，但近期不太可能发生 [35] - 约80%的收入与美元挂钩，其余受通胀调整；潜在货币贬值的主要负面影响是CAMMESA的未偿债务和比索利率；公司通过发行比索债务和在美元期货市场对冲来应对 [45][65] 其他重要信息 - 第一季度资本支出同比增长一倍多，主要用于PEPE VI新风电场建设和E&P页岩钻探及完井活动，为冬季高峰做准备 [7] - 公司最近发行了50亿比索（约2200万美元）的第二只绿色债券和5600万美元的当地市场美元债券，并宣布保留约9300万美元的2023年剩余债券，直到2027年5月公司没有重大债务到期 [15] - Néstor Kirchner管道预计6月底或7月初投产，将为2023年第二和第三季度的EBITDA产生重大影响 [54] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 是否有电厂能签订新的PPA合同 - 该问题需要进一步分析，公司大部分成本与美元挂钩，工资和美元通胀上升，预计通胀对开采成本的影响不超过三分之一 [20][21] 问题2: 通胀对页岩井钻探、完井和运营成本的影响 - 与去年相比，钻探和完井成本约有10% - 15%的增长，与美元挂钩 [40] 问题3: 公司参与热电厂潜在招标的意愿 - 公司会评估项目，看能否以有竞争力的价格参与；今年主要关注天然气生产和可再生能源产能扩张 [40][41] 问题4: 第二季度天然气需求及对智利出口增加空间 - 需求在过去一周回升，预计下周将从900万立方米/天增至1100万立方米/天，稳定在1200万立方米/天；随着Néstor Kirchner管道投产，产量将达到1560万立方米/天；5 - 6月出口约220万立方米/天，7 - 9月出口90万立方米/天，近期无更多出口额度 [42][63] 问题5: 公司如何应对潜在货币贬值 - 约80%的收入与美元挂钩，其余受通胀调整；主要负面影响是CAMMESA的未偿债务和比索利率；公司通过发行比索债务和在美元期货市场对冲来应对 [45][65] 问题6: 天然气产量季度环比下降及Vaca Muerta未来扩张问题 - 阿根廷天然气消费季节性强，夏季零售需求下降，CAMMESA需求增加，但因运输能力不足，影响了销售 [50] 问题7: 政府是否会延长到期水电特许权 - 公司有两个水电厂特许权分别于明年6月和10月到期，目前仅被要求提供信息，若特许权结束，公司无得失 [72] 问题8: 现货能源联合循环差别报酬的货币和增长情况 - 去年能源部已安排所有遗留机组比索报酬增加25%，8月还有一次；2023年累计增长60%；遗留CCGTs有部分美元定价，从3月开始 [66] 问题9: 美元计价下遗留能源价格上涨但平均电价下降的原因 - 本季度热电厂出现故障，可用性降至93%，影响了照付不议报酬，进而影响EBITDA；第二季度可用性接近100% [67][68] 问题10: 石化业务销售漏斗下降对价格和利润率的影响 - 第一季度加工的直馏石脑油减少，国际价差恶化，美元固定成本因通胀和贬值增加；但苯乙烯和聚苯乙烯当地溢价上升 [70] 问题11: 为何以可变利率发行比索债务而非美元挂钩债务 - 美元利率低于通胀，公司从当地银行以低于通胀的固定利率发行比索债务，今年还发行了近1亿美元；在当前情况下，发行比索债务更有利 [83] 问题12: 是否有其他PPA到期及对EBITDA的影响 - 未来几年没有PPA到期，下一次到期是2026年的小项目，2027年有305兆瓦的大项目到期，之后分别在2035年、2038年和2040年 [76][77] 问题13: 遗留电厂新电价表的受益电厂、额外收入和现金流及条件和资本支出 - 受益电厂包括Loma De La Lata等遗留电厂，预计为公司带来约9000万美元额外收入，但考虑贬值曲线和无进一步价格调整，实际可能仅为500万美元；政府旨在提高系统稳定性，部分CCGTs转为美元定价 [78] 问题14: 何时达到天然气产量目标 - 随着Néstor Kirchner管道投产，预计6月底或7月初达到 [79] 问题15: 页岩气井的平均初始产量、横向长度和盈亏平衡价格 - Mangrullo初始产量约50万立方米/天，Sierra Chata约70 - 80万立方米/天；Vaca Muerta井横向长度为2500米；公司在合理价格下有合理回报率 [80] 问题16: 从页岩井中学到的钻井成本、完井和开采潜力 - 从生产率角度，公司对Vaca Muerta开发有信心；每口井的潜在开采量在20 - 270亿立方英尺之间 [86] 问题17: Néstor Kirchner管道进展及第二、三季度EBITDA预期 - 管道预计6月底或7月初投产，将为2023年第二和第三季度的EBITDA产生重大影响 [54]

比索兑美元汇率数据 - 2018 - 2022年比索兑美元年最高汇率分别为41.250、60.400、84.150、102.720、177.160，年最低汇率分别为18.410、36.900、59.815、84.700、103.000，年平均汇率分别为28.093、48.234、70.599、95.161、130.810，年末汇率分别为37.700、59.890、84.150、102.720、177.160[18] - 2023年1 - 4月比索兑美元月最高汇率分别为187.000、197.150、209.010、222.000，月最低汇率分别为178.150、187.290、197.570、210.370，月平均汇率分别为182.245、191.890、203.110、216.206，月末汇率分别为187.000、197.150、209.010、222.000[18] - 2022年全年，阿根廷比索兑美元贬值72.5%，2021、2020和2019年分别为58.9%、102.2%和17.4%[26] 公司面临的风险因素 - 全球或地区金融危机、不利信贷和市场条件可能对公司流动性、客户、业务和运营结果产生负面影响[19] - 阿根廷经济脆弱，经济下滑、外部冲击、俄乌冲突等可能对公司业务、运营结果和财务状况产生不利影响[19] - 公司部分业务依赖阿根廷政府授予的公共特许权，特许权撤销或终止将对业务产生重大不利影响[19] - 公司面临汇率波动风险，若无法有效对冲比索贬值风险，运营结果和财务状况可能受到重大不利影响[19] - 阿根廷存在电力传输限制，可能影响公司发电业务的财务结果[20] - 公司发电业务依赖天然气供应，天然气供应或价格波动可能对运营结果产生重大不利影响[20] - 阿根廷石油和天然气生产特许权和勘探许可证可能不被续签或被撤销，影响公司油气业务[20] - 阿根廷资本流动限制可能影响美国存托股份（ADS）持有人接收股息、分配和出售股票所得款项，影响ADS市场价值[20] - 全球或地区金融危机及不利信贷和市场条件，可能对公司流动性、客户、业务和经营业绩产生负面影响[21] - 经济危机可能导致能源需求减少或价格下降，对公司收入产生负面影响[22] - 阿根廷经济易受政治和社会压力影响，若政府政策实施受阻或不成功，可能影响公司财务状况和经营业绩[23] - 2023年10月阿根廷总统和国会选举的不确定性，可能导致金融市场波动，对公司产生不利影响[23] - 阿根廷经济易受外部冲击，如主要贸易伙伴经济放缓、大宗商品价格波动和比索贬值等[24] - 俄乌冲突导致全球能源和大宗商品价格上涨，加剧通货膨胀，可能影响公司盈利能力[24] - 俄乌冲突可能影响阿根廷天然气供应，对公司发电调度资产产生不利影响[24] - 公司部分运营面临环境风险，可能导致人身伤害、环境破坏等，且无法保证未来不会产生与环境问题相关的额外成本，也不能确保保险覆盖潜在损失[43] - CAMMESA可能改变和延迟向发电商和燃料生产商付款，若无法收回应收账款，将对公司收入、营运资金等产生重大不利影响[44] - 公司部分未偿金融债务包含破产、重组程序和征用违约事件，发生此类事件可能需立即偿还所有加速到期债务[44] - 公司业务受自然灾难、机械或电气故障等影响，可能导致业务中断、收入减少、成本增加等[45] - 公司收购CTEB交易尚未获国家反垄断当局批准，若未获批，公司业务、财务状况和运营结果将受到重大不利影响[45] - 公司水电厂运营受水文条件影响，长期恶劣条件可能使政府调整发电策略，影响水电厂收入[56] - 公司热电厂发电依赖天然气供应和价格，供应或价格波动可能对运营成果产生重大不利影响[53] - 公司与CAMMESA和WEM大用户的能源供应协议违约，可能导致协议终止，影响运营成果[55] - 公司风电项目收入依赖气象条件和与WEM大用户的能源合同签订情况，气象不佳或失去优先调度权可能影响运营成果[55] - 公司无法保证分析工作不会导致罚款或其他处罚，也无法保证获得特许权协议延期，终止协议可能产生额外成本和投资[57] - 公司无法保证能源加计划要求的履行，该计划修改或取消可能影响收入[58] - 公司为附属公司提供的担保可能被执行，虽目前未触发但未来无法保证[58] - PEPE II和PEPE III风电机叶片出现缺陷，PEA风电机基础有缺陷，无法保证修复效果及未来不再出现问题[59] - 公司在电力行业面临竞争，电网容量有限及政府投资不足可能影响业务[59] - 能源市场技术变化可能对公司运营结果产生不利影响[59] - 公司无法保证供应商及时提供备件和升级，可能影响运营及偿债能力[59] - 公司油气储备估计基于可能不准确的假设，2022年12月31日的油气储备估计由Gaffney, Cline & Associates审计[68] - 公司油气活动面临经济、环境和运营风险，若风险发生可能导致运营损失或中断[68] - 公司油气价格和销售条件会影响资本支出水平，国内价格下降可能影响运营结果[66] - 公司面临勘探区块和油气储量收购竞争，阿根廷油气行业竞争激烈，包括来自公私企业的竞争[69] - 公司运营受阿根廷环境、健康和安全法律法规影响，相关法规发展可能增加运营成本[69] - 阿根廷国内原油、汽油等燃料价格与国际和地区市场价格存在差异，价格调整能力受限[69] - 公司天然气销售收入受政府监管影响，住宅用户气价和售电价格变化及市场竞争影响需求[69] - 阿根廷政府对资本流动的限制可能影响美国存托股份（ADS）持有人收取股息、分配和出售股份所得，影响ADS市场价值[71] - ADS持有人行使投票权存在实际限制，因需通过存托机构且程序复杂，投票可能无法按持有人意愿进行[73] 阿根廷宏观经济数据 - 2020年受新冠疫情影响，全球经济预计收缩3.5%[21] - 2021年较2020年，阿根廷实际GDP增长10.4%；2022年较2021年，增长5.2%[23] - 截至2023年4月27日，阿根廷央行国际储备总计364.78亿美元[26] - 2023年1 - 3月，阿根廷CPI分别为6%、6.6%和7.7%；2022年7 - 12月分别为7.4%、7.0%、6.2%、6.3%、4.9%和5.1%；2021年7 - 12月分别为3.0%、2.5%、3.5%、3.5%、2.5%和3.8%[26] - 2022年阿根廷全国CPI涨幅为94.8%，2021年为50.9%，2020年为36.1%[27] - 2005和2010年阿根廷进行债务交换要约，约93%违约债务持有人参与交换[28] - 2020年8月，阿根廷政府成功协商约650亿美元阿根廷债券的债务重组[28] - 2022年1月28日，阿根廷与IMF签署协议， refinance超过400亿美元债务[29] - 2022年9月19日，阿根廷与IMF就更新宏观经济框架达成协议，完成审查后可获约39亿美元[29] - 2023年3月13日，IMF批准SAF协议第四次修订，授权发放约53亿美元[29] - 2022年10月28日，阿根廷与巴黎俱乐部达成新协议，本金19.71亿美元，前三次还款利率从9%降至3.9%，逐步增至4.5%，未来两年偿还40%本金[29] - 截至2022年12月31日，阿根廷官方汇率与非正式汇率差距约90%[30] - 2018年干旱对阿根廷农业造成约60亿美元损失，当前干旱预计使生产部门净收入损失104.25亿美元，相当于IMF预测的2023年阿根廷GDP的2.2%[34] - 阿根廷在2022年透明国际腐败感知指数中排名第94位（共180个国家）[35] 公司薪酬方案调整 - 2021年5月21日，SE修改薪酬方案，追溯至2021年2月增加约29%[32] - 2022年4月21日，SE修改薪酬方案，追溯至2月增加30%，6月起增加10%[32] - 2022年12月12日，SE再次修改薪酬方案，追溯至9月增加20%，12月起增加10%，2023年2月1日起增加25%，8月起增加28%[32] - 2021年5月21日决议使发电机收入增加29%，2022年4月21日决议使报酬追溯至2月增加30%，6月起再增10%，12月12日决议使报酬追溯至9月增加20%，12月起再增10%，2023年2月1日起增25%，8月起增28%[37] - 2021年5月21日SE第440/21号决议将薪酬方案平均提高29%；2022年4月21日SE第238/22号决议将薪酬追溯提高30%，6月起再提高10%；2022年12月12日SE第826/22号决议将薪酬追溯提高20%，12月起再提高10%，2023年2月1日起提高25%，8月起提高28%[93][94] 公司业务相关政策及事件 - 2022年9月13日，SE暂停月用电量超400 kWh的中等收入家庭补贴[33] - 2023年2月7日，SE授权部分发电企业与CAMMESA达成协议，鼓励机器维护投资[33] - 2006年，阿根廷第26,190号法律（经修订）建立了促进可再生能源在阿根廷电力消费中占比增加的法律框架；2019年，阿根廷政府专注于实施应对气候变化的政策、计划和项目[46] - 2017年7月27日，FCA首席执行官宣布2021年后不再劝说或强迫银行提交LIBOR计算利率；2022年1月1日起，所有非美元LIBOR参考利率停止发布；ICE Benchmark Administration称若无相关当局后续行动，将在2023年6月30日之后停止发布所有剩余美元LIBOR设置[47] - 从LIBOR向SOFR或其他替代参考利率过渡，虽公司预计对业务、财务状况和经营成果无重大影响，但存在不确定性[48] - 阿根廷法律要求到2025年12月31日，20%的国内能源需求需来自可再生能源，2017年12月31日该比例为8%，截至2022年12月31日为13.9%[52] - 2018年阿根廷政府对天然气等商品征收出口税，每1美元出口额征收4比索，最高税率12%；布伦特油价低于45美元/桶时油气出口免税，高于60美元/桶时税率最高达8%[66] - 2022年SE第774号决议规定，2023年10月至2024年4月非冬季，内乌肯盆地天然气出口上限900万立方米/天，奥斯特拉尔盆地200万立方米/天；冬季内乌肯盆地出口上限300万立方米/天[67] - 参与天然气计划I和II的公司，超基础量生产的天然气每百万英热单位获4 - 7.5美元补贴[68] - 2020年阿根廷政府创建Plan Gas.Ar，招标总基础量70万立方米/天，最高基础价3.7美元/百万英热单位，非冬季调整系数0.82，冬季1.25，冬季额外量1.30[68] - 2022年第730号法令将Plan Gas.Ar延长至2028年[68] - 2020年第488/2020号法令规定，截至当年12月31日，国内市场交付的原油每桶价格以美达尼托原油每桶45美元为参考[69] 公司股权结构及业务占比 - 截至2022年12月31日，公司53.35%的劳动力由工会代表[39] - CITELEC在Transener中持有52.65%的控股权，CIESA在TGS中持有51%的控股权[39] - 公司拥有HINISA 52.04%的控股权，门多萨省通过EMESA持有47.96%，若门多萨省出售代表37.75%资本的股份，公司需出售20%股份并失去控股权[56] - 截至2022年12月31日，公司持有TGS 29.3%的直接和间接权益，TGS拥有9233公里的天然气管道和年产能100万吨的天然气液厂[86] - 截至2022年12月31日，公司持有Transener 26.33%的间接权益，电力传输业务覆盖21.7公里的高压输电线路，占阿根廷高压系统的86% [87] - 公司持有OCP 30.1%的间接权益，OCP运营的输油管道运输能力为45万桶/天[87] - 公司持有Enecor 70%的权益，Enecor为21公里的132千伏双三线电力线路提供运维服务，特许权有效期至2088年[87] - 公司持有Refinor 28.5%的权益，2022年9月15日与Hidrocarburos del Norte S.A.达成协议出售其在Refinor 50%的已发行股本和投票权及100%的A类股份，公司所持股份购买价为570万美元，买方在交易完成时支付30%，剩余70%在交易完成12个月后支付[109] 公司信用评级情况 - 穆迪对阿根廷外币长期债务评级为“Ca”，标普和惠誉均为“CCC - ”，2022年10月26日惠誉将阿根廷长期主权信用评级从“CCC”下调至“CCC - ”[40] - 2023年3月30日，标普将阿根廷长期外币评级从“CCC+”下调至“CCC-”，公司无法保证阿根廷信用评级或评级展望未来不会进一步下调[41] 公司网络安全情况 - 2022年公司连续第五年为全体员工制定年度网络安全培训计划，对资产进行网络安全评估，安全水平从NIST指标的中低水平提升到中等水平，还制定了灾难恢复计划和安全事件管理流程[41] 公司发电业务数据 - 截至2022年12月31日，公司发电装机容量约达5088兆瓦，占阿根廷装机容量的12%，预计将增加418兆瓦，使总装机容量达到5505兆瓦[78] - 2022年公司发电业务收入为6.63亿美元，营业收入为3.36亿美元[82] - 截至2022年12月31日，公司水电和风电发电资产总装机容量为1262兆瓦，占阿根廷发电市场份额2.9%；2022年净发电量为23

油气板块财务数据 - 截至2022年12月31日，油气板块的财产、厂房和设备为142,923百万阿根廷比索，商誉6,131百万阿根廷比索，折旧费用16,091百万阿根廷比索[10] - 截至2022年6月30日，公司确定油气板块Rincón del Mangrullo现金产生单元的资产减值损失为3,682百万阿根廷比索[24] 公司收购情况 - 2022年，公司完成对Vientos Solutions S.L.U.的收购，总对价2,752.5百万阿根廷比索（2050万美元），对Vientos de Arauco Renovables S.A.U.的收购，总对价21,657.7百万阿根廷比索（1.214亿美元）[28] - 因收购Vientos Solutions S.L.U.，公司确认与业务关系相关的无形资产4,242.1百万阿根廷比索，因收购Vientos de Arauco Renovables S.A.U.确认11,115.9百万阿根廷比索[30] 公司债务与审计费用 - 截至2022年12月31日，公司应计债务为5.33亿美元，该债务在该日期尚未到期[46] - 2022年审计及相关服务总费用占当年向公司所有项目收取服务总费用的100%[46] - 2022年审计及相关服务总费用占当年向公司、其母公司、子公司及关联公司收取的审计及相关服务总费用的67.6%[46] - 2022年审计及相关服务总费用占当年向公司、其母公司、子公司及关联公司所有项目收取服务总费用的67.0%[46] 公司整体财务关键指标变化 - 2022年公司收入为24.2182亿阿根廷比索，2021年为14.4641亿阿根廷比索，2020年为7.6775亿阿根廷比索[67] - 2022年公司销售成本为15.0891亿阿根廷比索，2021年为9.1342亿阿根廷比索，2020年为4.685亿阿根廷比索[67] - 2022年公司毛利润为9.1291亿阿根廷比索，2021年为5.3299亿阿根廷比索，2020年为2.9925亿阿根廷比索[67] - 2022年公司经营收入为8.8451亿阿根廷比索，2021年为5.6426亿阿根廷比索，2020年为1.8198亿阿根廷比索[67] - 2022年公司净利润为6.49亿阿根廷比索，2021年为2.3786亿阿根廷比索，2020年亏损3.9968亿阿根廷比索[67] - 2022年公司综合收益总额为22.2754亿阿根廷比索，2021年为7.0362亿阿根廷比索，2020年为1.3728亿阿根廷比索[67] - 2022年归属公司所有者的年度总收益为6.49亿阿根廷比索，2021年为2.3786亿阿根廷比索，2020年为亏损3.9968亿阿根廷比索[68] - 2022年归属公司所有者的年度综合收益为22.2754亿阿根廷比索，2021年为7.0362亿阿根廷比索，2020年为1.3728亿阿根廷比索[68] - 2022年基本和摊薄后持续经营每股收益为46.97阿根廷比索，2021年为19.29阿根廷比索，2020年为亏损20阿根廷比索[68] - 2022年12月31日总资产为84.0064亿阿根廷比索，2021年为39.6653亿阿根廷比索[69] - 2022年12月31日归属公司所有者权益为40.3463亿阿根廷比索，2021年为18.3431亿阿根廷比索[70] - 2022年12月31日总负债为43.5444亿阿根廷比索，2021年为21.2613亿阿根廷比索[70] - 2022年非流动资产中，不动产、厂房和设备为38.3464亿阿根廷比索，2021年为17.039亿阿根廷比索[69] - 2022年流动资产中，按公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产为10.3856亿阿根廷比索，2021年为4.7026亿阿根廷比索[69] - 2022年非流动负债中，借款为23.7437亿阿根廷比索，2021年为13.963亿阿根廷比索[70] - 2022年流动负债中，借款为4.8329亿阿根廷比索，2021年为0.8165亿阿根廷比索[70] - 2022年经营活动产生的净现金为8.1197亿阿根廷比索，投资活动使用的净现金为7.5055亿阿根廷比索，融资活动使用的净现金为0.5064亿阿根廷比索[73] 各业务板块规模与市场份额 - 截至2022年12月31日，公司发电板块装机容量为5088兆瓦，约占阿根廷装机容量的12%，并计划新增437.5兆瓦装机容量[75] - 截至2022年12月31日，公司油气板块天然气日产量达980万立方米，石油日产量达5300桶油当量[76] - 公司石化板块运营2家高复杂度工厂，国内市场份额在94% - 100%之间[77] - 公司在输电业务中通过Citelec控制Transener，其运营21697公里高压输电网络，占阿根廷输电市场86%份额；在天然气运输业务中通过CIESA控制TGS，其拥有9233公里天然气管道[78] - 公司间接持有厄瓜多尔OCP公司30.1%的股份，该公司输油管道运输能力为45万桶/天[79] 宏观经济环境 - 2022年和2021年第三季度，阿根廷国内生产总值累计增长率分别为6.4%和10.8%，财政年度累计通货膨胀率（CPI）分别为94.8%和50.9%，比索兑美元贬值率分别为72.5%和22.1%[85] 行业政策与市场动态 - 2022年8月，CAMMESA对发电机和碳氢化合物生产商的付款延迟超过90天；6月16日，政府为电力和天然气居民用户建立补贴细分系统，目标是到年底让高收入群体逐步取消补贴[84] - 2022年4月，CTB根据第220/07号决议的合同结束，此后电力和能源在现货市场获得报酬[89] - 2021年5月19日，SE第440/21号决议使现货发电报酬价值提高29%，并废除第31/20号决议的自动调整机制[126] - 2022年4月21日SE第238/22号决议规定，自2022年2月经济交易起现货发电报酬价值提高30%，自2022年6月经济交易起再增加10%[128] - 2022年12月14日SE第826/22号决议修改现货报酬价值，自2022年9月、12月、2023年2月、8月经济交易起分别增加20%、10%、25%、28%[129] - 2021年11月2日SE第1,037/21号决议为出口电力交易收入设立账户，2021年9月1日至2022年2月28日有临时额外报酬[146] - 2020年11月23日，SE发起“阿根廷天然气生产促进计划 - 2020 - 2024供需方案全国公开招标”，每年招标量7000万立方米天然气[178] - 2023年2月8日，公司申请加入PEN第277/22号行政命令创建的制度，并申请2022年第三和第四季度的福利[176] - 2022年11月17日，新决议划定四个出口区域，内乌肯盆地和奥斯特拉尔盆地夏季配额分别为900万立方米/天和200万立方米/天[200] 发电板块业务详情 - 公司发电板块收入来自与大用户的销售合同、与CAMMESA的供应协议以及向现货市场的销售[87] - 公司CTB、PEPE IV、PEPE VI在建项目容量分别为280MW、63MW、94.5MW[90] - 公司通过Güemes、EcoEnergía和Genelba电厂，以Energy Plus合同出售能源和电力容量，最大为283MW，合同价值多以美元计价[96] - 公司通过PEPE II、III和IV风电场，按MATER制度出售能源，最多可达124MW，还开始出售第三方发电机可再生能源约2MW[101] - 财年结束后，新增4台风力涡轮机投入使用，增量容量为18MW[102] - 2021和2022年第三季度MATER招标中，公司分别获得PEPE III风电场36MW和41MW调度优先级[106] - 公司通过Loma la Lata和CTB的Ensenada de Barragán热电厂，按220协议获得79MW和280MW机组报酬[108] - 公司通过Loma de la Lata、Ingeniero White和Pilar热电厂，与CAMMESA签订有效协议，出售能源和电力容量共305MW[111] - 公司通过Genelba热电厂，与CAMMESA签订15年期批发电力购买协议，出售能源和电力容量共400MW[113] - 公司通过Greenwind与CAMMESA有100MW供应合同，2022年12月收购Arauco风电场后新增99.75MW[118] 发电报酬价格规定 - 无可用性承诺的发电机最低报酬，如大型CC容量>150MW，SE第31/20、440/21、238/22、826/22号决议对应价格分别为100,650、129,839、185,670、245,084比索/MW - 月[134] - 有可用性承诺的发电机保证电力容量报酬，夏季 - 冬季SE第31/20、440/21、238/22、826/22号决议对应价格分别为360,000、464,400、664,092、876,601比索/MW - 月[134] - 2020年2月至10月，夏季 - 冬季热力最大需求小时额外报酬，如大型CC容量>150MW，SE第31/20号决议前25小时为45,000比索/MW - hmrt[136] - 水力发电机基础报酬，如中型HI容量>120≤300MW，SE第31/20、440/21、238/22、826/22号决议对应价格分别为132,000、170,280、243,500、321,421比索/MW - 月[138] - 火力发电机发电和运营能源报酬，发电能源SE第31/20号决议为240 - 420比索/MWh，运营能源为84比索/MWh[141] - 水力发电站发电和运营能源报酬，发电能源SE第31/20号决议为210比索/MWh，运营能源为84比索/MWh[142] - 非常规能源发电报酬，SE第31/20、440/21、238/22、826/22号决议对应价格分别为1,680、2,167、3,099、3,719比索/MWh[145] 天然气业务招标与合同 - 公司在GasAr Plan第一轮招标中，于内乌肯盆地排名第三，获490万立方米/日的基础天然气量，年均价格3.60美元/百万英热单位，为期四年[181] - 公司是冬季额外天然气量投标的三家生产商之一，获100万立方米/日的额外量，价格4.68美元/百万英热单位[182] - 公司在GasAr Plan第二轮招标中，获2021年6月、7月、8 - 9月分别为70万、90万、100万立方米/日的气量，2022 - 2024年冬季高峰获86万立方米/日的气量，价格4.68美元/百万英热单位[183] - 公司参与GasAr计划第三轮招标，为内乌肯盆地投标200万立方米/天，价格为3.347美元/百万英热单位[184] - 公司参与内乌肯盆地第四轮招标，提交480万立方米/天的平气投标，价格为3.485美元/百万英热单位[189] - 2022年12月22日，公司获得第四轮招标承诺延期及480万立方米/天的平气需求[190] - 2023 - 2024年公司生产承诺为冬季1570万立方米/天、夏季1380万立方米/天，较2022年冬季产量增加44%[191] - 2022年，公司平均中标4.51亿立方米/天，价格为3.5美元/百万英热单位，其中内乌肯盆地为2.76亿立方米/天[196] - 内乌肯盆地第四轮招标中，平气增量为2023年7月1日 - 2028年12月31日1100万立方米/天、2024年1月1日 - 2028年12月31日300万立方米/天，价格不超4美元/百万英热单位[188] 天然气出口情况 - 2021年5月和12月，公司获许可向智利分别出口150万立方米/天和122万立方米/天的天然气[198] - 2022年8月，公司获许可在2022年10月 - 2023年4月向智利出口14.92亿立方米/天的天然气[199] 天然气业务相关规定 - 合同样本规定生产商每日100%的交付或付款义务，CAMMESA每月75%、分销商每季度75%的照付不议义务[179] - 法律规定开采特许权获得者需向授予者支付12%的特许权使用费，首次延期最高额外支付3%，后续延期最高达18%[163] - 国家法律规定常规勘探基本期限分两个最长三年期，可延长五年；非常规勘探分两个四年期，可延长五年；大陆架和近海开采分两个三年期，每次可延长一年[160] - 国家法律规定常规开采特许权25年，非常规开采特许权35年，大陆架和近海开采特许权30年，可10年一续[161] 再保险计划 - 再保险计划设定新期限至2028年12月31日，目标是整合7000万立方米/天的固定气量[186] 公司天然气业务安排 - 公司分配了为Genelba Plus的CC和Energy Plus合同供应的固定运输和天然气量，并设定计算燃料成本的准则[159