公司历史与股权交易 - 公司于1945年2月21日成立，初始名为Frigorífico La Pampa S.A.，2008年9月更名为Pampa Energía S.A[259] - 2016年7月，公司收购Petrobras Participaciones S.L全部股份，其当时持有Petrobras Argentina 67.2%的股份[260] - 2020年，公司董事会批准多项吸收合并，包括CPB于1月1日合并，Pampa Cogeneración和PHA于4月1日合并，PP等公司于10月1日合并[261] - 2020年12月28日公司签订出售Edenor控股权协议，转让51%的A类股，交易于2021年6月30日完成，截至2022年3月间接股权降至4.2%[308] - 出售Edenor控股权的收购价包括21,876,856股B类股（占2.41%）、9500万美元及或有付款，分三期支付，尾款自交易完成起按10%年利率计息[310][311] - 2016年4月18日，公司以210万美元收购Greenwind 100%股权[385] - 2017年3月10日，公司以1120万美元出售Greenwind部分股份，与买方交易股份合计占Greenwind 50%[387] 发电业务数据 - 截至2021年12月31日，公司发电装机容量达4970 MW，约占阿根廷装机容量的12%，预计增加361 MW后将达5331 MW[265] - 公司CTGEBA热电厂是阿根廷最大的热电厂，装机容量1253 MW，占阿根廷装机容量的2.9%[266] - 公司水电和风电资产2021年总装机容量1144兆瓦，市场份额2.7%；净发电量2181吉瓦时，市场份额1.5%[334] - 公司水电和风电资产2021 - 2020年净发电量变化为 - 9%[334] - 公司水电和风电资产2021年平均价格41美元/兆瓦时，平均毛利率25%[334] - 公司旗下热电厂总装机容量4970MW，市场份额11.6%；2021年净发电量17433GWh，市场份额12.3%；2021年销售量18458GWh[335] - 2021 - 2020年净发电量总体变化6%，各厂变化在 - 46%至114%之间；2020 - 2019年净发电量总体变化6%，各厂变化在 - 51%至98%之间[335] - 2021年各热电厂平均价格在31 - 126美元/MWh之间，平均毛利率在10 - 103美元/MWh之间[335] - 热电厂CTEB有280MW扩建项目，预计2022年第三季度投产；可再生能源项目PEPE III有81MW，预计2023年第二季度投产[337] - CTLL装机容量780MW，占比1.8%，1997 - 2021年平均年发电量2197GWh，2019年最高达5096GWh[338] - CTGEBA装机容量1253MW，占比2.9%，2000 - 2021年历史平均年发电量5080GWh，2021年最高达8594GWh[339] - CPB装机容量620MW，占比1.4%，1997 - 2021年平均年发电量1920GWh，2011年最高达3434GWh[342] - CTG装机容量361MW，占比0.8%，1993 - 2021年平均年发电量1657GWh，1996年最高达1903GWh[343] - 公司持有三家水电厂权益，HINISA装机容量265MW，占比0.6%，1990 - 2021年平均年发电量797GWh，2006年最高达1250GWh[355][356][357] - 公司直接和间接持有HIDISA 61%的有表决权股本，其装机容量为388兆瓦，占阿根廷装机容量的0.9%[360] - 1990 - 2021年，HIDISA年均发电量为538吉瓦时，2006年最高达943吉瓦时，2014年最低为322吉瓦时[361] - HPPL装机容量为285兆瓦，2000 - 2021年平均年发电量为1430吉瓦时，2006年最高为1430吉瓦时，2016年最低为494吉瓦时[377] - PEMC由29台维斯塔斯风力涡轮机组成，每台功率3.45兆瓦，为阿根廷国家电网贡献100兆瓦可再生能源，占阿根廷装机容量0.2%，2019 - 2021年历史平均年发电量386 GWh[388][389] - PEPE II和PEPE III装机容量均为53兆瓦，各占阿根廷装机容量0.1%，2020 - 2021年历史平均年发电量均为211 GWh[392][394] 油气业务数据 - 截至2021年12月31日，公司油气证实储量约1.57亿桶油当量，其中61%为已开发证实储量，天然气占比约92%，液态烃占比8%[270] - 截至2021年12月31日，公司在阿根廷的油气平均日产量为5.18万桶油当量，其中原油约4700桶油当量/日，天然气约2.83亿标准立方英尺/日[270] - 2021年12月9日，El Mangrullo区块创纪录产量达670万立方米/日，较2020年平均产量增长48%，是2016年平均年产量的三倍多[296] - 2021年，平均2520万立方米/日的天然气以3.4美元/百万英热单位的价格成交（9月前为4.4美元/百万英热单位，之后为2.9美元/百万英热单位），2021年底后，平均2210万立方米/日以2.9美元/百万英热单位成交[302] - 2021年5月和12月，公司分别获批在2021年10月 - 2022年4月和2022年1 - 4月向智利分别出口最高150万立方米/日和122万立方米/日的天然气[306] - 2021年，阿根廷天然气总产量平均每天增加47亿立方英尺（增幅1%），石油总产量平均每天达51.3万桶（增幅6%）；12月，公司油气产量分别占阿根廷总产量1%和7%[402] - 截至2021年12月31日，公司油气探明储量为1.57亿桶油当量，其中61%为已开发探明储量，天然气约占92%，液态烃约占8%[405] - 截至2021年12月31日，公司在阿根廷的总生产和勘探面积，毛面积为134.5万英亩，净面积为48.3万英亩[407] - 2021年，公司在阿根廷共钻65口生产井（含34口油井和31口气井）和1口勘探井（气井）[414] - 2021年公司在阿根廷拥有48.3万净英亩土地，内乌肯盆地约36.9万净英亩，占比76%[417] - 2021年公司平均日产量为4699桶原油和2.83亿立方英尺天然气，与2020年相比，石油产量增长6%，天然气产量增长16%[418] - 2021年公司各区块石油总产量171.5万桶，天然气总产量1.03104亿立方英尺，油当量总产量1889.9万桶[421] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的生产、特许权使用和折旧总成本分别为每桶油当量15美元、15美元和17美元[431] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的油气勘探和生产业务收入分别为4.53亿美元、2.94亿美元和4.48亿美元[433] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的石油平均销售价格分别为每桶58美元、40美元和54美元，天然气分别为每千立方英尺3美元、2美元和4美元[435] - 公司承诺按多种合同安排提供固定数量的原油和天然气，如按阿根廷政府计划，全年日产量900万立方米，冬季额外日产200万立方米[437][438] - 截至2021年12月31日，公司估计的已探明储量中96%由GaffneyCline进行独立审计[440] - 截至2021年12月31日，公司液态烃和天然气的已探明开发和未开发储量总计1.57亿桶油当量，液态烃1260万桶，天然气8665亿立方英尺[441] - 截至2021年12月31日，液态烃和天然气分别占公司总探明储量的8%和92%，已探明开发储量占原油当量总探明储量的61%，按2021年产量计算，探明储量约可供开采八年[442][444] - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为15700万桶油当量，其中探明已开发储量为9590万桶油当量，占比61.1%，探明未开发储量为6110万桶油当量，占比38.9%[445] - 与2020年相比，2021年总探明储量增加11%，液态烃减少7%，天然气增加13%[451] - 2021年，公司在阿根廷的油田先前估计值修订增加770万桶油当量，主要归因于埃尔曼格鲁洛地区天然气生产表现更好[452] - 2021年，通过钻探活动，扩展和发现增加2490万桶油当量，主要在埃尔曼格鲁洛、内乌肯河和塞拉查塔地区[452] - 2021年，埃尔曼格鲁洛地区采收率提高增加130万桶油当量[452] - 2021年，公司投资1.521亿美元，将约2600万桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量[453] - 公司计划未来五年将约91%的探明未开发储量投入生产，剩余9%（550万桶油当量）将在超过五年的时间内开发[453] - 2021年，公司探明未开发储量较2020年减少15%（1090万桶油当量）[454] - 2021年，公司在多个地区钻了47口井，完成15口钻完未完成井，其中34口和13口分别从探明未开发储量转为探明已开发储量[446] - 自2016年12月至2021年12月31日，委内瑞拉的储量因盈利能力和经济状况被重新归类为或有资源[447] 石化业务数据 - 公司石化业务在阿根廷国内市场份额为91 - 99%，拥有年产能16万吨苯乙烯、5.5万吨丁苯橡胶和6.5万吨聚苯乙烯的工厂[270] - 2021和2020年石化业务分别计提200万和1100万美元存货减值准备[322] 业务收入与利润 - 2021年，公司发电业务收入6.56亿美元，运营收入3.5亿美元；油气业务收入4.53亿美元，运营利润1.3亿美元；石化业务收入4.9亿美元，运营利润4500万美元；控股及其他业务收入2200万美元，运营利润5400万美元[268][269][270][271] 其他权益与资产 - 公司持有该国最大天然气运输公司TGS 29.2%的直接和间接权益，拥有9231公里天然气管道和年产能100万吨的天然气液厂[273] - 公司持有Transener 26.33%的间接权益，截至2021年12月31日，电力传输业务覆盖21414公里高压输电线路，约占阿根廷高压系统的86%[273] 政策与薪酬 - 2021年5月21日发布的SE第440/21号决议将SE第31/20号决议规定的薪酬方案平均提高29%，追溯至2021年2月[279] - 2022年4月21日，SE第238/22号决议对薪酬方案进行修改，追溯至2022年2月薪酬提高30%，从2022年6月起再提高10%[280] - 电力生产现货报酬自2020年3月暂停增加后，SE第440/21号决议规定提高29%[320] - 截至目前，天然气出口关税税率为8%[305] 水电厂相关协议与费用 - 门多萨省持有HINISA 10.20%的D类股和37.76%的C类股，若出售C类股，公司需出售20.41%的B类股[359] - HINISA和HIDISA特许权协议期限均为30年，分别从1994年6月1日和10月19日开始[363] - HIDISA需向门多萨省支付最高12%的特许权使用费，HINISA需向门多萨省和拉潘帕省分别支付最高6%的特许权使用费[364] - 2017年4月10日，HINISA旗下三座水电站被重新归类为“小型”，适用基础价格从每月每兆瓦3000美元提高到4500美元[367] - 截至2021年2月，SE第440/21号决议将SE第31/20号决议规定的值提高了29%[368] - HPPL特许权协议期限为30年，从1999年8月30日开始[378] - 自2002年8月起，HPPL支付1%的水电特许权使用费，每年递增1%，直至达到12%上限[379] 风电场项目 - 公司的PEPE III风电场预计在2023年第二季度全面投产，届时容量将从53.2 MW增至134.2 MW[270] - 2021年第四季度，公司宣布PEPE III扩建项目，将现有总容量从53.2兆瓦增加到134.2兆瓦，预计投资1.28亿美元，预计2023年第二季度全面投产[275] - 2021年第四季度，公司宣布PEPE III扩建项目，将现有总容量从53.2兆瓦增至134.2兆瓦，预计投资1.28亿美元，预计2023年第二季度全面投产[395] - 2021年8月，公司将PEPE II和III风电场按IREC标准注册，每年可发行约50万份证书，约占全国发行总量10%[396] 天然气供应协议 - 2020年12月15日和29日，公司获得490万立方米/日的基础天然气量，价格为3.6美元/百万英热单位，冬季额外获得100万立方米/日，价格为4.7美元/百万英热单位[292] - 公司在20

股东大会决议 - 人员任命 - 2022年4月27日股东大会以99.99%的可计投票数决议，任命股东代表签署会议纪要[3] - 以99.52%的可计投票数决议，任命卡洛斯·科雷亚·乌尔基萨等为董事会成员[9] - 以69.89%的可计投票数决议，选举埃琳娜·索扎尼为监事会成员[10] 股东大会决议 - 文件批准 - 以99.99%的可计投票数决议，省略文件宣读并批准2021财年合并财务报表[4] - 以99.99%的可计投票数决议，批准董事会和监事会在2021财年的行动[6] 股东大会决议 - 薪酬批准 - 以94.77%的可计投票数决议，批准支付给董事会的薪酬；以96.33%的可计投票数决议，批准支付给监事会的薪酬[7] - 以99.98%的可计投票数决议，批准支付给核数师2021财年的薪酬[8] 股东大会决议 - 利润分配与财务数据 - 2021财年公司盈利270.97亿比索，截至2021年12月31日留存收益达444.54亿比索，以99.99%的可计投票数对利润分配作出决议[5] 股东大会决议 - 预算分配 - 以99.99%的可计投票数决议，为2022财年审计委员会活动分配150万阿根廷比索预算[12] 股东大会决议 - 股本调整 - 以99.99%的可计投票数决议，减少股本276.1375万阿根廷比索，注销276.1375股普通股[13]

财务数据和关键指标变化 - 2021年调整后EBITDA达9.05亿美元，较2020年增长30%；收入增长38%至20亿美元，主要因天然气销量和价格提升以及新联合循环电厂全年PPA的影响 [10] - 2021年资本支出较2020年显著增加，主要因天然气增产活动及巴拉甘和PEPE III的持续扩张 [11] - 第四季度收入同比增长46%至5.57亿美元，调整后EBITDA为1.99亿美元，同比增长8%，但环比下降24%；资本支出是去年同期的两倍多，环比增长55% [11][12] - 2021年底净债务同比减少2.82亿美元至8.66亿美元，净杠杆率从2020年的2.4倍改善至2021年的1.3倍 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 电力业务 - 第四季度调整后EBITDA为1.05亿美元，同比下降13%，环比下降16%；发电量同比增长6%，高于全国1%的增速；产能利用率保持在95.5% [13][14] - 巴拉甘CCGT项目完成约75%，因新冠影响预计商业运营日期推迟至2022年第三季度；PEPE III风电场将增加81兆瓦，预计2023年年中投产 [15][16] 勘探与生产业务 - 第四季度调整后EBITDA为4600万美元，是去年同期的2.5倍，但环比下降56%；总生产成本同比增长71%，环比增长32% [18] - 日均总产量超过5.8万桶油当量，其中天然气占91%；天然气日均销量为900万立方米，同比增长32% [19][20] 石化业务 - 第四季度调整后EBITDA为900万美元，同比基本持平，环比略有增长；销量同比基本持平，但环比下降12% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年公司是阿根廷最大的天然气出口商，在连接阿根廷和智利的管道天然气市场份额达35% [6] - 12月天然气产量同比增长38%，高于全国16%的增幅；预计2022年日均产量近1000万立方米，冬季产量将达1100万立方米/日，比2020年冬季增长56% [4][5][6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极响应Plan Gas政策，增加天然气产量并扩大出口；参与新管道项目，附属公司TGS有望成为首段管道运营商 [4][6] - 持续推进电力业务的扩张，包括巴拉甘CCGT项目和PEPE III风电场项目；加强在可再生能源B2B市场的地位 [15][16] - 公司拥有致密气储量，相比同行在成本和竞争力上具有优势 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 政府计划建设新管道，有望解决运输瓶颈，增加天然气需求，对公司和国家经济都有积极影响 [6][7][9] - 尽管面临成本上升和市场波动等挑战，但公司对各业务的未来表现持乐观态度，预计2022年将保持良好发展态势 [35][36][39] 其他重要信息 - 公司于1月发行了首支以比索计价的绿色债券，相当于约3000万美元，用于PEPE III风电场项目融资 [16] - 2021年公司成功完成Sierra Chata页岩气井的钻探，达到近80万立方米/日的最高产量 [21] - 埃尔曼格鲁略天然气处理厂的产能将在2022年冬季从640万立方米/日提升至近900万立方米/日，第三季度将超过1350万立方米/日 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于Energia S.A.遗留电厂的薪酬方案有何消息 - 当局将对遗留产能进行调整，分两期支付，分别影响2月和6月的交易，但无法完全覆盖去年的通胀；预计与2021年的薪酬水平相近，相关决议预计在未来几周公布 [30][31][32] 问题: 2022年EBITDA和资本支出的指导 - 石化业务预计不如2021年，但仍表现良好；电力业务方面，Energia S.A.预计价格与去年相近，但产能增加，PPA到期将降低收入，Energia plus有望改善定价；油气业务预计石油产量基本不变但价格略升，天然气产量至少增长20%且价格略升 [34][36][39] - 2022年E&P和电力业务的资本支出将从2021年的约2.5亿美元增至约4亿美元，其中1.2亿美元为维护性资本支出，2.8亿美元用于增产和风电项目扩张 [40][41] 问题: 2023年债券的替代方案和前景 - 公司正在分析替代方案，考虑到央行关于企业债务偿还的规定至2022年12月，且债券到期时间为2023年7月，公司将等待更好的市场条件和更明确的监管规定 [42] 问题: 能否利用俄乌冲突带来的天然气未来价格上涨 - 短期内无法直接受益于LNG价格上涨，因公司按固定价格销售且有相关义务；但冲突凸显了新管道的重要性，公司增产有助于国家节省大量进口LNG的费用 [46][47][49] 问题: E&P业务的最大油气产量、加倍天然气产量所需资本支出、资金来源及时间框架 - 到5月，公司将完成新的临时生产设施和升级早期生产设施，使产量从900万立方米/日提高到1100万立方米/日；9月，埃尔曼格鲁略的新PTC设施将使产能达到1600 - 1650万立方米/日 [52][53][54] - 从1100万立方米/日提高到1650万立方米/日需要增加钻井和完井的资本支出，但因政府尚未启动Plan Gas第四轮招标，暂未规划；公司有能力在未来实现产量增长，且致密气储量具有竞争优势 [55][56][57] 问题: 新管道建设的可行性和相关风险 - 建设目标虽看似乐观，但具有可行性；融资不是问题，因管道还款期短；若管道招标具有竞争力，有望在9月至次年5 - 6月完成首段建设 [59][60][61] 问题: 2022年的资本分配以及是否有机会增加电力业务项目 - 暂无更多电力业务项目计划；公司希望继续扩大可再生能源业务，但因运输能力限制，尚未找到有吸引力的项目 [63] 问题: E&P业务中提升成本增加的原因 - 成本增加主要因短期租赁临时生产设施以实现产量快速增长；公司计划将这些设施永久化，预计2023年初成本将下降，尤其是埃尔曼格鲁略的PTC设施投产后 [65][66] 问题: 对智利出口价格是否会因LNG价格上涨而提高 - 智利大部分天然气需求通过长期合同满足，公司在谈判中有一定优势，但无法完全受益于现货市场价格上涨 [67] 问题: CAMMESA的DSO以及 hydrocarbon law的更新情况 - CAMMESA目前有42天付款规则，延迟约18天，预计正常DSO将在70 - 75天；暂无hydrocarbon law的更新 [68][69] 问题: MAT ER可再生项目的目标IRR - 公司目标为低两位数，但目前看到的项目IRR处于个位数，缺乏吸引力 [71]

业务前景 - Plan Gas.Ar使勘探与生产前景向好，2023 - 2024年预计天然气产量较2020年增长43%，权益产量增长56%[8][11][12] - Transport.Ar计划的Néstor Kirchner管道可解决内乌肯盆地运输瓶颈，2024年冬季和夏季运力分别达115和105百万立方米/天[17][18] 财务表现 - 2021年公司收入17.59亿美元，资本支出5.47亿美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）9.05亿美元，同比增长38%[19][20][21][22][23][24] - 2021年Q4收入5.77亿美元，资本支出1.41亿美元，同比增长136%，调整后EBITDA 2.62亿美元，同比增长46%[28][29][30][31][32][33] 各业务板块情况 - 发电业务调整后EBITDA四季度同比下降13%，发电量同比增长6%，可用率同比提升135个基点[37][38][39][40][41][42] - 油气业务四季度调整后EBITDA同比增长146%，原油产量同比增长33%，天然气销量同比增长32%[46][50][52] - 石化业务四季度调整后EBITDA同比增长6%，销量同比增长6%[59][60] 项目进展 - 恩塞纳达·巴拉甘热电厂是阿根廷电力供应关键基础设施项目[44] - PEPE III风电场扩建81兆瓦，预计2023年Q2投产，投资预算1.28亿美元[45] 财务状况 - 2021年Q4自由现金流4700万美元，同比增加1.07亿美元，净债务11.04亿美元，总杠杆率2.0倍，净杠杆率1.2倍[62][63] 行业相关 - Plan Gas.Ar旨在使天然气上游业务恢复到2020年水平，2021年国内天然气产量同比增长3%[77][78] - 2005 - 2015年联邦补贴累计1634亿美元，2008 - 2015年进口成本累计365亿美元[81][84]

公司概况 - 阿根廷公司，专注该国能源领域，2005年成立，2007年上市，2009年完成10亿美元收购成最大综合电力公司，2016年涉足油气领域，进行15亿美元交易[8][9] - 股东结构为纽交所占30%，BASE占43%，管理层占27%[10] 资产与业务 - 资产组合涵盖发电、上游、石化、中游、输电等，发电装机容量4970兆瓦，在建361兆瓦；上游有13个生产和5个勘探区块，日产57400桶油当量；石化产品有苯乙烯等；中游控制TGS，有9231公里天然气管道；输电控制Transener，线路长21104公里[12] 财务状况 - 截至2021年9月30日，LTM销售额18.53亿美元，调整后EBITDA 8.89亿美元，净债务11.67亿美元，市值11.25亿美元[20] - Q3 2021自由现金流1.08亿美元，同比增加1.75亿美元，环比增加3500万美元[23] - 净杠杆率1.3倍，受限集团主要债务中，国际债券占98%，美元债务占100%[25] 业务亮点 - 本季度天然气产量创历史新高，获Plan Gas GSA第三轮奖项，推进PEPE III棕地扩建，净债务显著减少至1.4倍ND/EBITDA，发布2020年企业可持续发展报告[14] 各业务板块表现 - 发电：最大独立发电商，运营15座电厂，历史可用性高于同行，Ensenada Barragan热电厂扩建280兆瓦，PEPE III风电场扩建81兆瓦[29][31][39][40] - 油气：领先独立天然气生产商，非常规天然气市场份额13%，Plan Gas项目使2020 - 2024年天然气产量年均增长43%，在Neuquina盆地产量增长显著[42][43][47][50] - 公用事业：Transener运营阿根廷最大高压电网，占85%市场份额；TGS是阿根廷和拉美最大天然气运输公司，运输约60%的国内天然气消费，NGL加工产能超100万吨/年[66][70] 未来展望 - 开发Vaca Muerta地区天然气储量，推进发电业务扩张，保持资本支出纪律，维持强劲资产负债表，当前净债务与EBITDA比率为1.3倍[77]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度营收同比增长49%，达到5.77亿美元，主要受冬季计划气、需求复苏和大宗商品价格上涨推动，但部分被电厂停运和公用事业业务的关税费用抵消 [9] - 调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为2.62亿美元，同比增长27%，主要因上述原因，但被更高的勘探与生产（E&P）活动部分抵消；环比增长9%，主要受季节性因素和石化产品销量增加推动，但被石化原料成本上升和Energia Plus电厂停运抵消 [9] - 第三季度资本支出（CapEx）同比几乎翻倍，但环比基本持平，主要因计划气和Barragán扩建项目，但被Genelba第二台联合循环燃气轮机（CCGT）于2020年7月投产所抵消 [9] - 第三季度净债务减少1.25亿美元，年初至今累计减少2.3亿美元 [8] - 第三季度自由现金流约为1.08亿美元，去年同期为净流出6800万美元，主要因核心业务运营表现出色和上游利润率提高 [14] - 截至9月底，总债务为15亿美元，几乎全部为美元债务，平均利率为7.8%，平均期限为4.7年；现金增加10%至5.07亿美元，净债务降至9.17亿美元，净杠杆率从1.7倍降至1.4倍 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P）业务 - 9月产量达到近3.3亿立方英尺/日的历史新高，9月15日单日产量最高达到3.5亿立方英尺/日 [7] - 第三季度调整后EBITDA为1.04亿美元，同比和环比均显著增长，主要受计划气、冬季季节和需求复苏推动，但被更多特许权使用费和活动恢复所抵消 [12] - 总开采成本同比增长36%，环比增长26%，主要因产量增加；但单位开采成本为每桶油当量6美元，比去年高11%，与第二季度持平，主要得益于El Mangrullo的高生产率 [12] - 全球产量同比增长23%，环比增长20%，平均超过5.7万桶油当量/日，其中92%为天然气 [12] - 石油销量同比增长40%，环比增长31%，达到5900桶/日，主要因当地需求增加，但出口减少；油价受布伦特原油价格推动，同比上涨50% [12] - 天然气销量平均为3.26亿立方英尺/日，同比和环比均增长约25% [12] - 本季度投资6200万美元，去年同期几乎为零；本季度钻探了8口致密气井，完成了16口井，其中15口为致密气井，1口为Sierra Chata的页岩气井，该区块达到了2800万立方英尺/日的最大产量 [13] 发电业务 - 第三季度调整后EBITDA为1.26亿美元，同比略有下降，主要因电厂停运和Piquirenda的10年购电协议（PPA）到期，但被更高的企业对企业（B2B）销售和更高的热力调度所抵消 [10] - 第三季度发电量同比增长13%，超过全国需求；环比增长18%，主要受季节性因素推动，但被上述停运所抵消 [11] - 第三季度可用性率达到95%，同比略有下降，主要因部分机组停运 [11] - Ensenada Barragán的CCGT项目完成超过60%，预计2022年第二季度达到商业运营日期（COD） [11] 石化业务 - 第三季度调整后EBITDA为700万美元，同比基本持平，原材料成本上升和计划气影响被大宗商品价格大幅上涨和工业需求复苏所抵消；环比受原材料成本上升影响，但被重整产品销量增加所抵消 [14] - 同比和环比总销量显著增加，尤其是重整产品；约50%的季度销售额为出口 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，公司认为从内乌肯盆地输出的运输能力明年冬天将几乎或完全饱和，需要建设新的基础设施和运输能力，政府正在推进该项目，但时间尚不确定 [17] - 电力市场方面，政府批准了对热力遗留机组的临时价格改善，特别是低负荷因子的机组，该改善在9月至5月期间支付，并与CAMMESA的电力出口相关 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于核心业务，包括增加天然气产量、扩大清洁能源组合和加强在B2B市场的地位 [7][8] - 公司计划在2022年将天然气产量提高30%，并通过出口到智利实现进一步增长 [18] - 公司正在推进PEPE III风电场扩建项目，将其容量翻倍至106兆瓦，预计投资约8000万美元 [8] - 公司认为其天然气储备和投资组合具有竞争力，目前不需要增加天然气储备，但仍在寻找阿根廷的石油储备投资机会 [31] - 行业竞争方面，公司在天然气生产方面具有优势，是唯一与2020年冬季相比实现显著天然气增产的生产商 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前经营环境具有挑战性，但公司通过出色的运营表现和成本控制实现了强劲的财务业绩 [14] - 管理层对未来前景持乐观态度，预计随着需求复苏和基础设施改善，公司将继续实现增长 [17][18] - 管理层认为建设新的天然气管道对阿根廷的宏观经济有益，成本将很快得到偿还，但不确定国际货币基金组织（IMF）的态度 [32] 其他重要信息 - 公司原首席财务官（CFO）Gabby Cohen在任职18年后辞职，董事会任命Nicolás Mindlin为新的CFO [5] - 公司发布了经审计的2020年可持续发展报告，在水消耗、能源消耗和碳足迹强度方面取得了实质性改善 [8] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 未来几年天然气的额外增长空间有多大？运输能力会在多大程度上限制增长？ - 公司认为内乌肯盆地的运输能力明年冬天将几乎或完全饱和，国家需要建设新的基础设施和运输能力；在新管道建成之前，公司的额外增长可能来自对智利的出口；2022年冬季，公司的天然气产量将比今年冬季增长约30% [17][18] 问题2: 油气业务的开采成本最近有所增加，是否与产量增加或全球供应链成本飙升有关？未来如何看待这一问题？ - 开采成本增加主要是由于产量增加导致固定成本增加，以及今年是计划气的第一年，且工资和薪水大幅增加 [20] 问题3: 明年使用的钻机和钻井设备是否会有成本增加？是否已经签订合同？ - 公司已经签订合同，成本略有增加，但在正常范围内 [21] 问题4: 能否更新天然气市场的情况、进一步发展该领域的瓶颈、下一轮计划气的时间或其他可探索的替代方案？是否应将冬季1100万立方米/日的产量视为近期的稳定状态？能否分享开发成本和新项目的内部收益率（IRR）门槛？ - 如果新的主要管道建成，公司预计到2024年冬季产量将进一步提高；在新基础设施建成之前，公司继续增长的唯一机会是通过对智利的出口增加市场份额；公司认为其投资组合具有竞争力，但不愿意透露IRR [24][25] 问题5: Loma de la Lata蒸汽轮机180兆瓦PPA到期对EBITDA有何影响？ - 今年有两个PPA到期，综合预计每年EBITDA将减少6000万美元，未来将按现货能源计费，预计每年EBITDA约为1500万美元 [27] 问题6: 公司目前在E&P领域进行新并购的意愿如何？能否利用当前宏观环境以更具吸引力的估值扩大页岩气区块，即使页岩气勘探目前不是优先事项？ - 公司对目前的天然气储备和投资组合感到满意，不需要增加天然气储备；但在石油方面，公司一直在寻找投资机会，但尚未有具体项目落实 [31] 问题7: 鉴于前景改善，公司是否有投资或收购天然气相关资产的机会？新管道建设的可能性是否因国际货币基金组织（IMF）的支持而增加？ - 公司认为不需要增加天然气投资组合，因为其储备质量优良；关于IMF的态度，公司不确定，但认为建设新管道对阿根廷的宏观经济有益，成本将很快得到偿还 [32] 问题8: 2022年现金流预计良好，公司对现金使用有何考虑，包括回购、2023年债券或明年的可能投资？ - 公司将增加核心业务的投资，以实现明年天然气产量增长30%的目标；希望尽快扩大PEPE III风电场的容量；回购将根据机会情况进行，如果有机会，可能会恢复回购债务或股票 [33] 问题9: 9月至5月期间，部分热力容量的临时价格上涨与CAMMESA的出口相关，能否提供更多信息？是否也适用于水电？ - 对于发电领域的遗留容量，低调度机组之前只能收取部分容量价格，现在已取消该折扣，自9月起生效；此外，与向巴西出口电力相关的新基金将部分利润分配给有调度的机组；两项监管变化在9月为公司增加了250万美元的收入 [35][36] 问题10: 2022年的资本支出预测是多少？预计电力和油气市场明年将如何发展？ - 今年E&P资本支出预计约为2亿美元，明年将略低于该水平；发电业务资本支出今年为4000万美元，明年预计为6000万美元，主要用于维护；今年总资本支出约为2.5亿美元，明年预计略低于该水平，但相当接近 [38] 问题11: 公司在大幅去杠杆化后，下一步计划是什么？是否预计将杠杆率持续保持在1.5倍以下？ - 公司认为杠杆率低于2.5倍较为舒适，但如果未来有投资机会，该比率可能会略有上升 [39] 问题12: 除了本月获得的过渡性薪酬，遗留容量发电的价格调整方案是否有更新？考虑到拉丁美洲的水电情况和拉尼娜现象的可能影响，能否分享下一季度的发电调度展望？ - 公司认为目前收到的遗留容量薪酬将持续到明年2月，届时预计将根据2021年通胀进行类似的价格调整，但这只是个人预期，监管机构尚未提供指导 [41] 问题13: 公司认为可以向智利出口多少天然气？价格如何？ - 公司目前每天向智利出口150万立方米的天然气，此外还有约50万立方米的现货天然气；预计明年春季可能将出口量翻倍，但短期内由于产能限制难以实现 [43] 问题14: 能否按业务板块披露资本支出计划？ - 今年公司总资本支出为2.5亿美元，其中E&P为2亿美元；明年预计约为1.8 - 1.9亿美元，略低于今年；发电业务资本支出今年为4000万美元，明年将增至6000万美元；石化业务支出较小 [45] 问题15: 公司对目前的净回值水平有何看法？是否预计开采成本会进一步恶化？ - 公司不预计开采成本会进一步恶化，对天然气业务的净回值水平感到满意 [46]

报告时间相关 - 报告期为2021年9月[2] - 报告包含2021年9月30日关于资本减少的相关事件信件[3] - 报告包含2021年9月30日关于董事任命的相关事件信件[3] - 报告包含2021年9月30日股东大会相关信件[3] - 报告签署日期为2021年9月30日[6] 报告格式与信息提供相关 - 公司将按Form 20 - F格式提交年度报告[2] - 公司不根据《1934年证券交易法》规则12g3 - 2(b)向委员会提供信息[2] 报告签署相关 - 报告由首席执行官Gustavo Mariani代表公司签署[6] 前瞻性陈述相关 - 新闻稿可能包含前瞻性陈述，基于管理层当前观点和估计[7] - 前瞻性陈述受多种风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异[7]

财务数据和关键指标变化 - 公司Q2持续经营业务收入同比增长52%至4.56亿美元，主要受Plan Gas、冬季季节性因素、新PPA和高商品价格推动，但部分被美元计价的遗留价格下降、关税费用和公用事业业务的贬值影响所抵消 [8] - 调整后EBITDA达2.41亿美元，同比增长79%，主要得益于上述因素，以及生产效率提升和贬值对与比索挂钩费用的稀释作用；环比增长18%，主要受冬季天然气价格和遗留价格回调率影响，但被临近电厂停运和石化重整厂计划内维护所抵消 [8][9] - Q2资本支出同比增长超一倍，环比增长66%，主要因冬季Plan Gas承诺和Barragan的扩建，但被去年7月Genelba新CCGT的投产所抵消 [10] - Q2自由现金流约为7200万美元，较上一季度增加5000万美元；营运资金为负，主要受季节性高账单和Plan Gas影响，以及CAMMESA收款天数增加的影响 [23] - 公司净债务降至10亿美元，净杠杆率从2.3倍改善至1.7倍，主要因EBITDA增加；现金达4.52亿美元，环比增长13% [26] 各条业务线数据和关键指标变化 发电业务 - Q2 EBITDA为1.21亿美元，同比增长26%，主要得益于Genelba的CCGT、更高的B2B电力销售、遗留价格更新和贬值对石化指定费用的影响，但被美元计价的遗留价格稀释、为满足B2B合同而增加的能源采购以及6月的运营中断所抵消 [11] - 环比EBITDA增长5%，主要因现货价格追溯调整至2月，但被现货能源非高峰定价和2021年Q2较低的发电量所抵消 [12] - 2018 - 2021年发电量同比增长10%，全国需求恢复到疫情前水平，主要受工业需求推动；但Q2环比发电量下降14%，受全系统停运影响 [13][14] - 2021年Q2可用性率达95.8%，略低于去年同期，主要因Genelba 6月部分停运 [14] E&P业务 - Q2调整后EBITDA为7300万美元，同比显著增长，主要受Plan Gas推动，天然气价格和销量回升，以及油价上涨和回收增加；但更多的特许权使用费和更高的钻井及完井活动抵消了EBITDA的增长 [16] - 环比EBITDA增长超一倍，受冬季影响，但被更高的特许权使用费抵消 [16] - 每桶油当量的上市成本保持在6美元以下，同比增长10%，但环比基本持平 [17] - 全球产量同比和环比均增长9%，主要受Plan Gas推动 [17] - 石油方面，本季度收入占比22%，销量同比增长11%至4500桶/日，主要因出口需求；环比增长40%，主要因Q2出口集中；原油价格较去年几乎翻了两倍，但环比基本持平；产量仍比疫情前水平低1000桶/日，预计将逐步恢复 [19] - 天然气方面，本季度平均销量为2.64亿立方英尺/日，同比增长4%，受Plan Gas PSA推动；产量本可更高，但2021年4月的封锁影响了产出；自5月以来，产量略低于GSA承诺，但本月已超产，达到3.2亿立方英尺/日的目标；环比增长9%，主要因冬季高峰季节开始和工业需求带来的更好的B2B销售 [20] 石化业务 - 本季度EBITDA是去年的四倍，主要因国际价格大幅上涨、当地原生石脑油供应增加和与行业复苏相关的需求增长，但被原材料成本增加所抵消，原材料成本受参考价格和Plan Gas影响 [22] - 销售额同比显著增长，环比增长22%，因重整厂季节性维护；约40%的季度销售额用于出口；由于国际价格波动且具有季节性，预计下半年不会有此表现 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 全国天然气产量本季度同比仅下降1%，显示了Plan Gas的影响；需求受大型用户和零售消费推动，正恢复到疫情前水平 [21] - 天然气零售在冬季因Plan Gas优先级提高而飙升，占比从上个季度的18%增至30%；公司正努力发展B2B销售并取得积极成果，市场份额增加；唯一萎缩的细分市场是出口，预计10月将恢复向智利的按提货量付款交付 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续进行资产组合的并购活动，目前正在积极讨论E&P资产中的天然气权益，但尚未确定是否会达成交易 [30] - 公司认为新的碳氢化合物法对行业有积极影响，希望该法能尽快通过，以便公司确定明年的投资计划 [31] - 公司预计在E&P业务上继续发展资产，取决于Plan Gas的新一轮招标和中期运输能力的扩张；在发电业务上，可能会扩大可再生能源组合，正在分析是否建设第四座风电场 [47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为CAMMESA的收款天数在冬季会增加，预计随着第三和第四季度的到来，收款天数将像去年一样下降 [33] - 预计第三季度天然气价格将较第二季度略有上涨，第四季度将下降，遵循Plan Gas定价方案；第三季度不仅平均价格将上涨，销量也将增加 [34] - 由于Plan Gas，市场从现货市场转变为合同市场；预计政府将发起第三轮招标以填补内乌肯盆地的运输能力，这对行业是双赢局面；预计第四季度和明年第一季度公司天然气销量将下降，但巴西的能源需求可能会改善这一情况 [38][40][41] - 政府扩大天然气主管道的预算调整在短期内不会影响公司业务，但从中长期来看可能会产生重大影响 [42] 其他重要信息 - 公司E&P业务的旗舰区块El Mangrullo两周前实现了2.26亿立方英尺/日的天然气产量，创历史新高，比去年7月高出30%以上，是2016年产量的三倍 [5] - 监管机构批准了Edenor控制权的出售，管理层变更于本季度末完成，公司已收取款项，专注于电力和天然气业务；最终付款将于交易完成后一年支付 [7] - 公司正在建设El Mangrullo的第二座天然气处理厂，预计明年上半年将使当前产能增加一倍以上，达到2.9亿立方英尺/日 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 随着Edenor处置完成，公司未来潜在的企业行动思路是什么？更倾向于购买还是出售特定类型的资产？ - 公司一直考虑资产组合的再平衡，并购活动是公司的一部分；目前正在积极讨论E&P资产中的天然气权益，但尚未确定是否会达成交易 [30] 问题: 对新的碳氢化合物法和获取美元的预期如何？ - 政府已与各方讨论该法的基本内容，此后一直在进行小幅修改，但不确定行政部门何时会向国会提交提案；希望该法能尽快通过，因为其中有一些对行业积极的内容 [31] 问题: 关于发电业务中CAMMESA的付款链，有何最新情况？ - CAMMESA的收款天数在过去几个月略有恶化，达到90天，但实际延迟平均为45天；冬季是CAMMESA最困难的时期，预计随着第三和第四季度的到来，收款天数将下降；CAMMESA不仅影响发电业务，也影响E&P业务 [33] 问题: 今年第三季度天然气价格预期如何？ - 预计第三季度价格将较第二季度略有上涨，第四季度将下降，遵循Plan Gas定价方案；第三季度不仅平均价格将上涨，销量也将增加 [34] 问题: 对当地天然气市场中期演变的看法，价格和销量预期如何？以及CAMMESA的招标情况，是否会有更多类似的短期招标？ - 由于Plan Gas，市场从现货市场转变为合同市场；CAMMESA每月的招标对市场影响不大，反映的是现货价格；预计政府将发起第三轮招标以填补内乌肯盆地的运输能力；预计第四季度和明年第一季度公司天然气销量将下降，但巴西的能源需求可能会改善这一情况 [38][40][41] 问题: 政府调整预算以扩大天然气主管道，是否会在短期内对业务产生积极影响？ - 建设管道需要约两年时间，短期内不会影响公司业务，但从中长期来看，当地产业取代进口天然气是有意义的，可能会对公司业务产生重大影响 [42] 问题: 受限集团今年是否仍预计资本支出为2 - 2.5亿美元？ - 今年大量的资本支出主要与业务的一些基础设施建设和增加产量的额外井有关；假设明年情况不变，资本支出应会减少；若进入新的E&P业务，可能会有差异 [44] 问题: 随着Plan Gas实施和热电厂接近完工，公司的下一步战略步骤是什么？今年剩余时间和明年的初步预算是多少？ - 公司认为在E&P业务上有增长空间，取决于Plan Gas的新一轮招标和中期运输能力的扩张；在发电业务上，可能会扩大可再生能源组合，正在分析是否建设第四座风电场；公司不提供指导 [47] 问题: 2023年债券的再融资有何最新情况？ - 公司希望持续进行再融资，这也与央行规定有关；预计在央行允许的情况下，可能会支付债券或进行再融资 [48] 问题: 5月宣布遗留能源价格上调29%后，明年是否有潜在调整的最新情况？ - 目前行业有一些关于调整监管规定440的小请求，主要涉及蒸汽轮机等调度较少的设备，但尚未有决定 [49] 问题: 未来三年到期的水电特许权有何最新情况？ - 目前政府对此问题没有明确想法 [50] 问题: 此前提到的向智利出口天然气的交易有何最新情况？ - 公司已获得从10月1日至明年4月1日向智利出口150万立方米/日天然气的合同 [51] 问题: 企业在可再生能源私人市场的需求是否有迹象表明可以推动新的绿地投资？ - 企业对可再生能源的需求存在，但建设风电场的成本因大宗商品价格上涨而上升，公司正在评估供应商报价 [53] 问题: 6月30日的资产负债表是否已反映从Edenor收取的5000万美元付款？ - 公司已收取5000万美元，还有4000万美元将于明年支付 [55] 问题: 假设PPA不变，公司是否有意进入国际资本市场以延长到期日并降低美元成本？ - 以目前的债务状况和现金状况，公司对此感到舒适；但会积极管理债务状况，若业务预测有变化会采取相应行动 [56]

业务亮点 - 埃尔曼格鲁略天然气产量创历史新高，石油、天然气和石化产品价格回到2018年趋势，传统能源比索价格上涨，完成埃德纳出售，持续去杠杆[8] 财务数据 - Q2 2021收入4.56亿美元，同比增长52%，环比增长9%[10] - Q2 2021资本支出9200万美元[12] - Q2 2021综合调整后EBITDA为2.41亿美元，同比增长79%，环比增长18%[13][14][16] 各业务板块表现 - 发电业务调整后EBITDA为1.21亿美元，同比增长26%，环比增长5%，发电可用性为95.8%，同比下降3%，环比增长1%[18][20] - 油气业务调整后EBITDA为6800万美元，同比增长12倍，原油日产量57700桶，环比增长9%，天然气日销量262000立方英尺，同比增长4%，环比增长9%[24][31][34] - 石化业务调整后EBITDA为1600万美元，同比增长4倍，销量为18000吨，同比增长46%，环比下降22%[41] 现金流与财务状况 - Q2 2021自由现金流为7200万美元，同比增加5000万美元，环比增加5400万美元[45] - 截至2021年6月30日，受限集团债务为15.05亿美元，现金为4.62亿美元，净债务为10.42亿美元，总杠杆率为2.5倍，净杠杆率为1.7倍[49]

整体业绩 - Q1 2021 营收同比增长 16%，环比增长 11%；资本支出同比下降 11%，环比下降 10%；E&P 产量同比增长 4%；综合调整后 EBITDA 有相应变化[8][10] 电力生产 - 调整后 EBITDA 同比增长 2%，环比下降 5%；发电量有相应表现；可用性表现同比下降 2%，环比增长 1%[20][21][23][24] - 恩塞纳达 - 巴拉甘热电厂 280MW 扩建项目预计 2022 年 Q2 投产，投资预算 2 亿美元[26] 油气业务 - 调整后 EBITDA 环比增长 77%，同比增长 13%；提升成本同比下降 24%，环比下降 4%；原油销售、价格和产量有相应变化[27][28][29][30][31][32][34] - 天然气销售同比下降 7%，环比增长 1%；加权平均气价有变化；销售目的地占比有变化[38][39][41][43] - 获 4 年天然气销售协议，在内乌肯盆地排名第 3；冬季天然气产量同比增长 28%，年均气价同比增长 64%[45][51][53][54] 石化业务 - 调整后 EBITDA 和销售业绩有同比和环比变化，Q1 21 销售按市场细分占比为 39%和 61%[57][58] 财务状况 - 截至 2021 年 3 月 31 日，受限集团、附属公司和合并后债务、现金、净债务、LTM 调整后 EBITDA、总杠杆和净杠杆有相应数据[59] 电力分销 - 调整后 EBITDA 销售业绩有同比和环比变化；终端用户数量同比增长 1%，环比增长 0.5%[66][67][70][71] 控股及其他 - 调整后 EBITDA 同比增长 7%，环比增长 11%；附属公司 EBITDA 表现有相应数据[74][75][76][77][78]