核心财务表现 - 第二季度每股收益0.13美元 低于共识预期0.56美元 同比由1.32美元大幅下降 [1] - 季度总收入46.4亿美元 低于共识预期48.4亿美元 同比由49.4亿美元下降 [1] - 经营现金流11.46亿美元 自由现金流为负3.65亿美元 [9] - 期末现金及短期投资10亿美元 总债务98亿美元 [10] 上游生产表现 - 碳氢化合物总产量54.57万桶油当量/日 同比增长1% [2] - 原油产量24.79万桶/日 同比略降0.4% [2] - 天然气产量3970万立方米/日 同比增长2.3% [3] - 天然气液体产量4.8万桶/日 同比由4.61万桶上升 [3] 价格实现与盈利 - 原油实现价格59.5美元/桶 同比下降16% [4] - 天然气实现价格4.1美元/百万英热单位 同比上升1.9% [4] - 上游业务调整后EBITDA 7.71亿美元 同比下降5.5% [4] 中下游业务 - 加工原油量30.14万桶/日 同比略增0.7% [5] - 炼厂利用率89.2% 同比提升0.7个百分点 [5] - 中下游业务调整后EBITDA 4.39亿美元 同比增长12.6% [5] 成本控制 - 总运营支出15.29亿美元 同比大幅下降17% [6] - 成本下降主要源于成熟油田风险敞口减少 [6]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度营收保持稳定 达46亿美元 但国际油价波动导致精炼产品价格下降 尤其是本地燃料价格 [24] - 调整后EBITDA为11 2亿美元 环比下降10% 主要受布伦特原油价格下跌 成熟油田退出和库存价值影响 [25] - 净利润5800万美元 较上一季度亏损1000万美元有所改善 主要由于一次性项目影响 [26] - 净债务增至88亿美元 净杠杆率为1 9倍 符合预期 [29] - 自由现金流为负3 55亿美元 主要受成熟油田3 15亿美元负面影响 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 总油气产量54 6万桶油当量/日 保持稳定 其中页岩油占比提升至62% [31] - 原油产量24 8万桶/日 环比下降8% 主要因成熟油田和Aguada Del Chanar区块权益减少 [32] - 页岩油产量14 5万桶/日保持稳定 7月达到创纪录的16 5万桶/日 [38] - 天然气产量4000万立方米/日 环比增长6% 受季节性需求推动 [34] - 单位开采成本降至12 3美元/桶油当量 环比下降19% [34] 下游业务 - 燃料销售量350万立方米 环比增长4% 市场份额保持55%领先地位 [40] - 炼油加工量30 1万桶/日 环比下降5% 因La Plata炼油厂维护 [41] - 推出创新性"微定价"和自助加油项目 夜间销量增长30% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油出口量4 4万桶/日 环比增长20% 主要因重油转向出口 [33] - 原油实现价格59 5美元/桶 环比下降12% 与布伦特走势一致 [35] - 天然气价格4 1美元/百万BTU 环比上涨38% 受季节性定价影响 [35] 公司战略和发展方向 4x4战略计划进展 1) **页岩油开发**：Vaca Muerta产量从2023年11月的11万桶/日增至15 5万桶/日 目标年底达19万桶/日 [7] 2) **资产组合优化**：已完成28个成熟区块转让 计划明年成为纯页岩油公司 [13] 3) **运营效率提升**：维护时间缩短40-60% 钻井周期减少80天 [21] 4) **LNG项目**：与E&I签署1200万吨/年协议 FID预计2026年一季度 [23] 重大投资项目 - BeMos管道项目获20亿美元银团贷款 已完成23%建设进度 [9][10] - 以5亿美元收购Total在Vaca Muerta的优质区块 增加500口井库存 [14][15] 管理层评论 - 国际油价波动带来挑战 但4x4计划有效缓解负面影响 [4] - 目标2026年页岩油产量达25万桶/日 2030年达50万桶/日 [8] - 预计下半年EBITDA增长 净杠杆率年底降至1 8倍 [46] 问答环节 新收购区块开发计划 - 位于Vaca Muerta北部优质区域 预计单井可采储量高于平均水平 将优先开发 [50][51] - 开发进度取决于与合作伙伴Shell的协商 计划利用周边设施协同效应 [82] 资产剥离计划 - Andes二期计划剥离50 000桶油当量/日常规资产 约占2024年EBITDA的8% [61][66] - 预计剥离收益将超过新收购成本 [76] 融资安排 - 2026年到期债务23亿美元 其中超50%为本地债券 将适时开展再融资 [84] - BeMos项目剩余股权出资1 55亿美元 2025年支付5000万美元 [70] 创新营销策略 - 夜间折扣策略使加油站销量增长30% 同时减少亏损 [90][91] - 实时数据分析系统可监控全国每个加油泵需求 [17][18]

纪要涉及的行业和公司 - **行业**：全球石油和天然气行业，细分领域包括全球综合油气、新兴市场综合油气、勘探与生产（欧洲、美国、其他美洲地区、澳大利亚及新西兰和亚洲）、油气服务（EMEA、美国及其他地区）、下游业务（EMEA、美国、巴西）、炼油（亚洲、澳大利亚和新西兰）、中游业务（美国及欧盟）、可再生燃料（欧洲和美洲） - **公司**：报告涵盖众多公司，如BP、雪佛龙、埃克森美孚、壳牌、道达尔能源、埃尼集团、挪威国家石油公司、巴西国家石油公司、沙特阿美、中国石油、中国石化、中海油等全球知名油气公司，以及贝克休斯、哈里伯顿、斯伦贝谢等油气服务公司，还有马拉松石油、瓦莱罗能源等下游炼油公司 [2] 纪要提到的核心观点和论据 全球综合油气公司估值与表现 - **估值**：欧洲综合油气公司平均1 - 3年预期EV/DACF为5.4x - 5.2x，美国为9.1x - 6.9x，全球为8.1x - 6.7x；欧洲平均目标价潜在涨幅4%，美国17%，全球11% [9] - **表现**：以17 Jul 2025收盘价计，BP、雪佛龙、埃克森美孚等公司在不同时间周期内有不同表现，如BP 1周涨1%，1个月涨2%，12个月跌10%；雪佛龙目标价潜在涨幅17%，评级为买入 [9] 新兴市场综合油气公司估值与表现 - **估值**：如Ecopetrol SA 2025 - 2027年预期EV/DACF为6.1x - 6.0x，目标价潜在涨幅 - 10%，评级为中性；巴西国家石油公司（PN）目标价潜在涨幅46%，评级为买入 [10] - **表现**：不同公司表现差异大，如ADNOC Gas PLC 1周跌2%，1个月跌1%，12个月涨3%；Bashneft 1周跌1%，1个月涨1%，12个月涨14% [10] 勘探与生产公司估值与表现 - **欧洲**：平均1 - 3年预期EV/DACF为4.7x - 4.8x，部分公司表现突出，如Aminex Plc 1周涨11%，1个月涨37%，12个月涨13%；部分公司表现不佳，如Nostrum Oil & Gas 1周跌1%，1个月跌10%，12个月跌24% [11] - **美国**：平均1 - 3年预期EV/DACF为7.2x - 5.1x，如Antero Resources Corp目标价潜在涨幅12%，评级为中性；康菲石油目标价潜在涨幅26%，评级为买入 [13] - **其他美洲地区**：平均目标价潜在涨幅26%，如Brava Energia S.A目标价潜在涨幅34%，评级为买入；ARC Resources Limited目标价潜在涨幅31%，评级为买入 [16] - **澳大利亚、新西兰及亚洲**：亚洲平均目标价潜在涨幅38%，如中国海洋石油目标价潜在涨幅43%，评级为买入；澳大利亚及新西兰平均目标价潜在涨幅 - 2%，如AGL Energy目标价潜在涨幅20%，评级为中性 [17] 油气服务公司估值与表现 - **EMEA**：平均1 - 3年预期EV/EBITDA为12.0x - 10.4x，如ADNOC Drilling目标价潜在涨幅13%，评级为买入；Arabian Drilling目标价潜在涨幅12%，评级为中性 [18] - **美国及其他地区**：美洲平均目标价潜在涨幅11%，如贝克休斯目标价潜在涨幅2%，评级为中性；中国海洋石油服务目标价潜在涨幅42%，评级为买入 [22] 下游业务公司估值与表现 - **EMEA**：如ADNOC Distribution目标价潜在涨幅11%，评级为买入；MOL Group目标价潜在涨幅9%，评级为中性 [25] - **美国**：如CVR Energy目标价潜在涨幅 - 7%，评级为中性；马拉松石油目标价潜在涨幅17%，评级为买入 [25] - **巴西**：如Ultrapar ON目标价潜在涨幅55%，评级为买入；Vibra Energia SA目标价潜在涨幅28%，评级为买入 [25] 炼油公司估值与表现 - **亚洲、澳大利亚和新西兰**：亚洲平均目标价潜在涨幅10%，如印度石油目标价潜在涨幅19%，评级为买入；澳大利亚及新西兰平均目标价潜在涨幅29%，如Viva Energy Group目标价潜在涨幅29%，评级为买入 [27] 中游业务公司估值与表现 - **美国及欧盟**：平均目标价潜在涨幅39%，如Cheniere Energy Inc目标价潜在涨幅20%，评级为买入；Cheniere Energy Partners LP目标价潜在涨幅23%，评级为中性 [30] 可再生燃料公司估值与表现 - **欧洲/美洲**：欧洲平均目标价潜在涨幅5%，如Ceres Power目标价潜在涨幅18%，评级为买入；美国平均目标价潜在涨幅6%，如Aemetis Inc目标价潜在涨幅8%，评级为买入 [31] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **风险提示**：投资建议相关风险包括油气价格波动、全球炼油营销和化工业务利润率波动，以及油气业务正常勘探风险 [74] - **分析师认证**：各研究分析师保证报告观点准确反映个人观点，且薪酬与具体推荐或观点无直接间接关联 [77] - **评级定义**：12个月评级中，买入指预测股票回报高于市场回报假设6%以上；中性指在 - 6%至6%之间；卖出指低于6%以上。短期评级中，买入指预计股价3个月内因特定催化剂或事件上涨；卖出指预计下跌 [78] - **公司事件**：众多公司有2Q25和3Q25的业绩报告及相关事件安排，如Repsol 7 - Jul有2Q25 TU，24 - Jul有2Q25业绩报告 [73]

阿根廷YPF股权争议 - 阿根廷政府拒绝与Burford Capital就YPF公司51%股权进行谈判 [1] - 美国纽约法官Loretta Preska裁定阿根廷应向Burford转让YPF公司51%股权 [1] - 该裁定涉及160亿美元官司判决 Burford为原告方带头人 [1] - 2023年同一法官曾将160亿美元判给YPF股东 涉及2012年阿根廷政府没收资金事件 [1]

美国预算协调法案 - 美国参议院预算协调法案中关于诉讼融资的税收条款被裁定不符合纳入条件 [2] YPF股份转移裁决 - 美国纽约南区地方法院命令阿根廷在14天内将其持有的YPF公司51%股份转入纽约梅隆银行全球托管账户 [3] - 阿根廷需指示纽约梅隆银行在1个工作日内将这些股份转移给Petersen和Eton Park [3] - 尽管这是对阿根廷执行判决的积极进展，但可能面临进一步司法程序 [4] Burford Capital公司背景 - 全球领先的法律领域金融及资产管理公司，业务涵盖诉讼融资、风险管理、资产回收及法律咨询 [5] - 在纽约证券交易所和伦敦证券交易所上市，全球设有办事处 [5]

公司合作 - 意大利能源巨头埃尼集团Eni与阿根廷石油公司YPF签署关于阿根廷液化天然气（LNG）项目的合作伙伴协议 [1] 项目规划 - ARGLNG项目将逐步提高LNG出口能力 [1] - 预计到2030年达到年出口300万吨的规模 [1]

YPF一季度业绩与股价表现 - 公司股价在公布2025年一季度财报后上涨18.2%，尽管盈利表现疲软，主要受益于中美贸易冲突90天暂停带来的市场乐观情绪 [1] - 一季度每股收益62美分，低于Zacks共识预期的73美分，同比大幅下降（去年同期为1.66美元/股） [2] - 总收入46.1亿美元低于共识预期49.2亿美元，但较去年同期的43.1亿美元有所增长 [2] 同行能源企业对比 - BP一季度调整后每股收益53美分（ADS），低于预期的56美分，同比下滑（去年同期97美分）；总收入479亿美元低于预期572亿美元及去年499亿美元，主因液化价格实现率下降和炼油利润率走弱 [3][4] - 雪佛龙一季度调整后每股收益2.18美元超预期（2.15美元），得益于上游板块美国天然气产量超预期（实际2,859 MMcf/d vs 预期2,666 MMcf/d），但总收入476亿美元低于预期487亿美元且同比下滑2.3% [5][6] YPF运营数据 上游板块 - 总产量同比增长4.9%至552.1 MBoe/d，其中原油产量269.9 MBbl/D（+5.6%），天然气产量增2.7% [7] - 原油实现价格同比下降0.6%至67.9美元/桶，天然气实现价格降0.3%至3 MMBTU，导致上游EBITDA同比下滑8%至7.66亿美元 [8] 中下游板块 - 炼厂利用率从去年同期的89%提升至94%，但中下游EBITDA同比下降12%至5.04亿美元，主因原油采购成本上升 [9] 现金流与资产负债表 - 经营活动净现金流8.5亿美元，自由现金流出9.57亿美元 [10] - 截至2025年3月底，现金及短期投资12亿美元，总债务96亿美元 [11]

财务数据和关键指标变化 - 一季度营收46.1亿美元，环比下降3%，主要因柴油、肥料季节性需求降低和石油出口量减少；同比增长7%，得益于页岩活动、石油出口增加、Petrobras关税提高、当地燃料价格上涨和农业业务销售增长 [13] - 一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）12.4亿美元，环比增长48%，主要因燃料和精炼产品价格上涨、成熟油田部分出售带来的运营成本节约、库存价值增加和炼油厂加工水平提高；同比持平，因强劲的页岩产量被2023年12月贬值导致的低运营成本抵消 [14][15] - 若不考虑成熟油田影响，本季度代理调整后EBITDA约为13.5亿美元 [9] - 一季度净亏损1000万美元，去年第四季度净亏损2.84亿美元，主要因调整后EBITDA增加和成熟油田一次性成本降低，但被补贴所得税费用和负面财务结果部分抵消；去年同期净利润6.57亿美元，主要因今年一季度成熟油田一次性成本和折旧摊销增加 [16] - 一季度资本支出12.1亿美元，环比下降8%，因去年第四季度下游改造工程和季节性因素导致资本支出较高；同比增长4%，主要受页岩业务推动 [17] - 一季度自由现金流为负9.57亿美元，主要受成熟油田净收益负面影响3.36亿美元和净支出2.11亿美元影响，净债务增至83亿美元，净杠杆率达1.8倍，预计年底剥离成熟油田后降至1.5 - 1.6倍 [18][19] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 一季度油气总产量环比和同比均增长约5%，达55.2万桶油当量/日，主要受页岩油贡献推动，页岩油产量占比达58%；成熟油田产量环比下降11%，为9.7万桶油当量/日，占比18% [19] - 一季度原油产量27万桶/日，同比增长6%，主要受页岩油扩张推动，页岩油产量同比增长31%，占总石油产量的55% [9][19] - 石油出口主要至智利，同比增长34%，达3.6万桶/日，占石油产量的13%；环比减少11%，因与炼油厂的垂直整合扩大 [19][20] - 一季度天然气产量环比增长9%，超3700万立方米/日，主要因发电厂季节性需求增加；天然气液产量4.7万桶/日，恢复正常水平 [20] - 一季度总开采成本降至15.3美元/桶油当量，环比下降12%，主要因部分成熟油田剥离完成；若排除成熟油田，开采成本将低于9美元/桶油当量 [20][21] - 上游业务中，原油价格环比回升3%，平均近68美元/桶；天然气价格维持在3美元/百万英热单位 [22][23] 下游业务 - 一季度当地燃料价格以美元计环比上涨2%，同比上涨1%，与国际价格差距缩小；4月起，受国际价格下跌影响，当地燃料价格平均下调4% [26] - 一季度燃料销量环比下降5%，至340万立方米，主要因柴油季节性需求降低；4月柴油需求开始回升 [26] - 一季度市场份额维持在56%的历史水平，炼油和营销利润率环比增长28%，至14.3美元/桶，主要得益于运营成本效率措施 [27] - 一季度实施超100项举措，实现效率提升超7000万美元，如能源消耗、蒸汽和天然气回收优化、服务合同调整和停工维护成本降低 [27] - 一季度炼油加工量31.8万桶/日，环比增长5%，炼油利用率达94%，同比增长6% [27][28] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司实施新业务结构，将天然气和电力业务拆分为液化天然气（LNG）和综合天然气及新能源业务，下游业务保持中游和下游业务，将原天然气和电力业务中的中游天然气业务重新分配至中游和下游业务 [6] - 公司专注于页岩油业务，目标是到2025年页岩油产量超过16.5万桶/日，一季度页岩油产量同比增长31%，占总石油产量的55% [9] - 公司计划通过出售成熟油田、提高运营效率和优化成本结构来提高盈利能力和财务状况 [7][14] - 公司推进LNG项目，与多个合作伙伴签署协议，预计到2028年实现近3000万吨/年的LNG产能 [11][12][13] - 公司继续调整当地燃料价格以与国际价格接轨，同时保持市场份额，并通过实施效率措施提高炼油和营销利润率 [26][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前市场价格环境不确定且偏熊市，但公司具有一定韧性，每桶布伦特原油价格平均下降10美元，全年EBITDA敏感性约为9亿美元；维持当前产量所需资本支出约为20亿美元 [37][39] - 公司预计随着成熟油田剥离完成，年底净杠杆率将降至1.5 - 1.6倍，全年调整后EBITDA将达到52 - 55亿美元，前提是布伦特原油年均价格为72.5美元/桶 [16][19] - 公司对LNG项目前景乐观，认为全球对LNG需求大，公司合作伙伴优质，项目具有盈利能力 [82] 其他重要信息 - 公司与Globant签署谅解备忘录，加速数字化转型，实施人工智能以优化供应链效率 [11] - 公司与ENI签署谅解备忘录，分析通过两个浮动LNG设施开发上游运输和天然气液化项目，总产能达1200万吨/年 [13] - 公司完成Odeloy管道扩建和Duplica Plus项目，运输能力从去年12月的33万桶/日提高至54万桶/日 [28] - 公司新的100%石油出口专用管道Vamos Vaca Muerta oil pipe south于年初开工，截至3月工程进度约为4.5% [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司在当前价格不确定和熊市环境下的韧性如何，当前布伦特原油在EBITDA和现金流方面的盈亏平衡水平是多少？ - 每桶布伦特原油价格平均下降10美元，全年EBITDA敏感性约为9亿美元；若布伦特原油价格为60美元/桶，EBITDA将为44亿美元 [37][39] 问题2：维持当前产量稳定所需的资本支出是多少，特别是考虑到目前大部分产量来自页岩油和页岩气，产量递减率较高？ - 维持当前产量所需资本支出约为20亿美元 [38][40] 问题3：在当前油价情景下，公司资本支出、活动水平的最新想法，以及部分资产处置可能无法完成的风险？ - 公司会根据市场情况调整计划，但不会恐慌决策；油价下跌时，服务公司成本降低，公司可降低投资；目前市场不稳定，暂不调整计划 [43][44][46] 问题4：本季度成熟资产剥离对现金流的影响，以及尚未剥离资产的进一步影响？ - 公司对成熟油田剥离工作感到自豪，预计今年第三季度完成所有剥离工作；剩余剥离工作影响不大 [48][49][51] 问题5：LNG项目最终投资决策（FID）的必要步骤？ - CESA项目的第一艘船已签署FID，第二艘船需在7月前签署FID；Argentina Energy two项目正在进行前端工程设计（FEED），预计明年年底完成FID；与ENI的项目目标是年底签署FID [51][52] 问题6：5月汽油降价后，公司今年剩余时间的燃料定价策略，是否期望获得更多市场份额，以及是否推动了季度市场份额改善？ - 公司定价策略基于进口平价、油价、税收、生物燃料价格和阿根廷市场份额；未提供更多关于市场份额的信息 [56][57] 问题7：Vaca Muerta Sur项目的更新情况，是否仍按原计划在2026年底实现第一阶段目标？ - 项目COD受影响，但仍按计划进行，预计2026年第三或第四季度实现第一阶段目标，2027年第二季度末完成 [60][62] 问题8：South Energy与国际公司谈判天然气管道的投资规模、技术特征，以及不采用公开招标的原因？ - 若能与国际公司达成合适的关税协议，对项目和合作伙伴都有利；若未达成协议，将进行公开招标 [61][63][64] 问题9：Nitro Fuels 11个区块剥离后的生产贡献，以及剥离天然油田对杠杆率的影响是基于退出EBITDA负资产还是预期有相关现金流入？ - 剥离的成熟油田对生产贡献不大，EBITDA几乎为零甚至为负；剥离成熟油田后，预计第二或第三季度开始降低杠杆率，主要通过去除EBITDA负资产实现 [66][68][71] 问题10：布伦特原油价格需在60美元左右维持多久，公司才会调整钻井和资本支出活动？ - 布伦特原油价格为60美元时，公司在Vaca Muerta仍可盈利，但盈利低于70、80或100美元/桶；目前无需调整计划，若有必要会进行调整 [67][73] 问题11：2025年资本支出指导中是否包括对关联公司的支出和基础设施项目，以及全年预计支出明细？ - 50亿美元资本支出指导不包括对关联公司的贡献；本季度主要是完成Oil del Valle项目和启动Belemos项目 [76][77][80] 问题12：LNG项目在合同谈判中是否遇到潜在客户对价格的抵制，布伦特原油长期低价或美国政府的紧张局势和不确定性是否会导致公司重新评估资本支出和项目规模？ - 公司对LNG项目合作伙伴有信心，项目采用项目融资模式；全球对LNG需求大，公司有能力盈利，不担心项目 [78][82] 问题13：2026年大部分债务到期，是否计划在当地市场再融资，当地市场情况如何？ - 2026年约15亿美元需在当地市场再融资，不到4000万美元在国际债券市场；当地市场对公司支持良好，公司将关注最佳再融资方案 [87][88][90] 问题14：本季度出口下降，预计何时出口会有更显著增长？ - 预计2026年底Bimos项目首次出油后出口开始增加，2027年第一或第二季度商业运营开始后，管道运输能力将达55万桶/日，公司承诺运输12万桶/日 [89][95][96]

财务数据和关键指标变化 - 一季度营收46.1亿美元，环比下降3%，主要因柴油、肥料季节性需求降低和石油出口量减少；同比增长7%，得益于页岩油活动增加、石油出口增长、巴西国家石油公司关税提高、当地燃料价格上涨和农业业务销售增长 [12] - 一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）12.4亿美元，环比增长48%，主要受燃料和精炼产品价格上涨、成熟油田部分出售带来的运营成本节约、库存价值增加和炼油厂加工水平提高推动；同比持平，因强劲的页岩油产量被去年异常低的运营成本抵消 [13] - 一季度净亏损1000万美元，去年四季度净亏损2.84亿美元，主要因调整后EBITDA增加和成熟油田一次性成本降低 [14] - 一季度资本支出12.1亿美元，环比下降8%，因四季度下游改造工程和季节性因素导致资本支出较高；同比增长4%，主要受页岩油业务推动 [16] - 一季度自由现金流为负9.57亿美元，主要受成熟油田净收益负面影响3.36亿美元和并购活动净支出2.11亿美元影响；净债务增至83亿美元，净杠杆率达1.8倍，预计剥离成熟油田后年底降至1.5 - 1.6倍 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 一季度油气总产量达55.2万桶油当量/日，环比和同比均增长约5%，主要受页岩油贡献推动，占总产量的58%；成熟油田产量降至9.7万桶油当量/日，环比下降11%，占总产量的18% [18] - 一季度原油产量27万桶/日，同比增长6%，主要受页岩油扩张推动；页岩油产量同比增长31%，占总产量的55% [8][18] - 一季度石油出口量同比增长34%，达3.6万桶/日，占石油产量的13%；环比减少11%，因与拉普拉塔炼油厂的垂直整合加强 [18][19] - 一季度天然气产量环比增长9%，超3700万立方米/日，主要因发电厂季节性需求增加；液化天然气（NGL）产量达4.7万桶/日，恢复正常水平 [19] - 一季度总开采成本降至15.3美元/桶油当量，环比下降12%，主要因部分成熟油田剥离完成；若排除成熟油田，开采成本将低于9美元/桶油当量 [19] 下游业务 - 一季度当地燃料价格以美元计环比上涨2%，同比上涨1%；与港口价格差距为1%，去年四季度为3%，去年一季度为 - 7% [25] - 一季度燃料销量环比下降5%，至340万立方米，主要因柴油季节性需求降低；市场份额保持在56%，炼油和营销利润率环比增长28%，至14.3美元/桶 [25][26] - 一季度炼油加工量达31.8万桶/日，环比增长5%，炼油利用率达94%；同比加工量增长6% [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油价格环比回升3%，平均约68美元/桶；天然气价格维持在3美元/百万英热单位，主要受电厂非高峰季节价格影响 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司实施“4:4计划”，剥离成熟油田，提高盈利能力和运营效率 [7] - 推进数字化转型，与Globant签署谅解备忘录，加速人工智能应用，优化供应链效率 [10] - 积极发展液化天然气（LNG）项目，与多家公司合作推进多个LNG项目，预计到2027 - 2028年实现一定产能 [10][11][12] - 调整下游业务，使当地燃料价格与国际价格接轨，保持市场领先地位 [25] - 推进中游石油扩张项目，完成Odeloy管道扩建和Duplica Plus项目，提高运输能力；Vamos Vaca Muerta石油管道项目已开工，进展约4.5% [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计未来几个季度继续减少成熟油田对EBITDA的影响，实现全年EBITDA指引（52 - 55亿美元），假设布伦特原油年均价格为72.5美元/桶 [14] - 随着页岩油产量增加和LNG项目推进，公司有望实现产量和盈利能力增长 [18][12] - 当地市场对公司融资和业务发展仍有支持，公司将根据市场情况灵活调整战略 [90][92] 其他重要信息 - 2025年起公司采用新业务结构，将天然气和电力业务拆分为LNG和综合天然气及新能源业务，保留中下游业务，并将原天然气和电力业务中的中游天然气业务重新分配到中下游业务 [6] 问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在当前价格不确定和看跌环境下的韧性如何，当前布伦特原油在EBITDA和现金流方面的盈亏平衡水平是多少，维持当前产量稳定所需的资本支出是多少？ - 每桶布伦特原油价格平均下降10美元，全年影响约9亿美元；维持当前产量稳定所需资本支出约20亿美元，但公司计划实现增长 [37][39] 问题2: 在当前油价情景下，公司对资本支出、活动水平的最新想法，以及资产处置可能无法完成的风险？ - 公司会根据市场情况灵活调整计划，不会恐慌决策；油价下跌时，服务公司成本降低，可降低投资成本；目前市场不稳定，暂不调整计划 [42][43][45] 问题3: 成熟资产剥离对现金流的影响，以及未剥离资产的潜在影响，LNG项目最终投资决策的必要步骤？ - 成熟油田剥离工作预计今年第三季度完成，剩余影响较小；CESA的LNG项目，第一艘船已签署最终投资决策，第二艘需在7月前签署；与ENI的项目目标是年底签署最终投资决策 [48][51][52] 问题4: 5月汽油降价后，公司今年剩余时间的燃料定价策略，是否期望获得更多市场份额，以及是否推动了季度市场份额改善？ - 公司定价策略基于进口平价、油价、税收、生物燃料价格和阿根廷市场情况 [56][57] 问题5: Vaca Muerta Sur项目原计划2027年第三季度达到55万桶/日，现提前至上半年，但未提及2026年第四季度达到18万桶/日的目标，是否仍在推进；南方能源与国际公司谈判的天然气管道投资规模、技术特点，以及为何不采用公开招标？ - Vaca Muerta Sur项目无延迟，公司将努力加快进度；与国际公司谈判是为寻求对所有合作伙伴有利的价格和关税，如果无法达成协议，将进行公开招标 [60][62][63] 问题6: 已剥离的Nitro Fuels区块的生产贡献，成熟油田剥离对杠杆率的影响是基于退出EBITDA负资产还是预期现金流入，布伦特原油价格维持在60美元左右多久会调整钻井和资本支出活动？ - 已剥离区块对生产贡献不大，且EBITDA几乎为负；成熟油田剥离后，预计第二季度末或第三季度开始降低杠杆率；在60美元/桶的价格下，Vaca Muerta项目仍可盈利，目前无需调整计划 [66][70][74] 问题7: 2025年资本支出指引中是否包括对关联公司的支出和基础设施项目，LNG项目是否收到潜在客户对合同定价的反馈，布伦特原油长期低价或美国政府的不确定性是否会导致重新评估资本支出和项目规模？ - 50亿美元资本支出不包括对关联公司的贡献，本季度主要是Odel del Valle项目收尾和Belemos项目初期建设；LNG项目由合作伙伴提供项目融资，公司对项目盈利能力有信心，不担心市场情况 [77][78][84] 问题8: 2026年债务到期情况，是否计划在当地市场再融资，当地市场情况如何；出口何时会显著增加？ - 2026年约15亿美元需在当地市场再融资，4亿美元在国际债券市场；当地市场对YPF仍开放，公司将根据市场情况选择最佳再融资方式；石油出口预计在2026年底随着Bimos管道投产开始增加，2027年第一季度或第二季度达到高峰 [87][88][95]

财务数据关键指标变化 - 1Q25公司总营收46.08亿美元，环比下降3%，同比增长7%，主要受柴油等季节性需求和原油出口量减少影响[7][14][15] - 调整后EBITDA为12.45亿美元，环比增长48%，同比持平，主要因燃料价格上涨、运营成本节省和库存价值增加[7][8][9] - 净亏损1000万美元，较4Q24的2.84亿美元亏损大幅收窄96%，与1Q24的6.57亿美元盈利不可比[7] - 资本支出12.14亿美元，环比下降8%，同比增长4%，75%集中在非常规活动[7][10] - 自由现金流为负9.57亿美元，较4Q24的6400万美元和1Q24的负3.94亿美元恶化，同比恶化143%[7] - 净债务为83.36亿美元，环比增长12%，同比增长16%，净杠杆率为1.8倍，环比和同比均上升[7] - 其他运营净亏损3.23亿美元，环比下降42%[19] - 1Q25综合净亏损1000万美元，较4Q24的2.84亿美元亏损大幅收窄96.5%[20][21] - 1Q25调整后EBITDA为12.45亿美元，环比增长48.4%，同比持平[22] - 总资本支出为12.14亿美元，环比下降8%，同比增长4%[23] - 1Q25自由现金流为负9.57亿美元，主要受成熟油田影响[53][54] - 截至1Q25末，公司现金及短期投资为12.3亿美元，环比下降18.4%，同比下降23.1%[53][57] - 截至3月31日，公司合并净债务达83.36亿美元，环比增加9.02亿美元，净杠杆率从4Q24的1.6倍升至1Q25的1.8倍[58][59] - 1Q25公司发行9年期无担保国际债券11亿美元，收益率8.50%[60] - 1Q25公司在当地资本市场发行两笔以“Dollar MEP”计价的新债券，共计2亿美元[61] - 2025年第一季度营收46.08亿美元，环比下降3.0%，同比增长6.9%[69] - 2025年第一季度成本33.29亿美元，环比下降11.4%，同比增长10.3%[69] - 2025年第一季度毛利润12.79亿美元，环比增长28.5%，同比下降0.9%[69] - 2025年第一季度运营收入1.92亿美元，同比下降71.2%[69] - 2025年第一季度净利润为负0.1亿美元，环比下降96.5%[69] - 2025年第一季度每股收益为负0.04美元，环比下降94.6%[69] 各条业务线表现 - 上游油气产量增长，原油产量26.99万桶/日，天然气产量3730万立方米/日，NGL产量4.73万桶/日，页岩油产量14.73万桶/日[7] - 炼油厂利用率为94%，环比和同比均上升，本地燃料销量34.05亿立方米，环比下降5%，同比下降2%[7] - 上游业务收入20.67亿美元，环比增长5%，主要因天然气销售增加[25] - 上游业务提升成本降至15.3美元/桶油当量，环比下降12%[26] - 其他成本为5.64亿美元，环比下降33%，主要因成熟油田成本降低[28] - 上游调整后EBITDA为7.66亿美元，环比增长28%[29] - 非常规油井钻探和修井活动表现出色，核心枢纽区块平均钻探速度达304米/天[31] - 上游业务中，原油产量平均270 kbbl/d，环比持平，页岩油产量147 kbbl/d，环比增长7%，常规产量环比下降6%[32] - 天然气产量环比增长9%，NGL产量环比增长34%[33] - 中游和下游业务收入39亿美元，环比下降3%，主要因柴油需求、石油出口下降等[34][35] - 下游运营成本5.35亿美元，环比下降7%，燃料进口5900万美元，环比增长113%[34][36] - 原油采购21.31亿美元，环比增长5%，生物燃料采购环比增长6%，农产品采购环比下降11%[34][37] - 调整后EBITDA（不包括石油产品库存价格影响）为5.04亿美元，环比增长36%[39] - 资本支出2.04亿美元，环比下降42%，其中炼油占53%，中游占22%，物流占20%，其他占5%[41] - 原油加工量平均318 kbbl/d，环比增长5%，炼油厂利用率达94%[43][44] - 国内燃料销售体积3405 km³，环比下降5%，石化产品销售体积环比下降25%，化肥、谷物和面粉销售体积环比下降18%[43][45][46][47] - LNG与综合天然气业务1Q25收入4亿美元，环比增长10.7%，同比增长9.3%[49] - 新能源业务Adj. EBITDA达3800万美元，环比增长12%[52] - 公司在阿根廷上游业务中，石油产量占比约40%，天然气产量占比约30%[70] - 公司下游业务运营3家炼油厂，占阿根廷炼油产能约50%，柴油和汽油销售市场份额超55%[70] - 公司子公司Metrogas分销阿根廷约25%的天然气，附属公司YPF Luz是阿根廷第三大发电公司[70] 项目进展 - 成熟油田退出计划进展：50个区块中，11个已剥离，23个处于最后阶段，16个正在进行[12] - 主要项目进展：VMOS新输油管道开工，阿根廷LNG项目有新进展，公司持有相关权益[12] - 阿根廷LNG项目取得进展，阿根廷LNG 1的SPV获得20年光船租赁协议FID批准，预计2027年投产[51] 其他重要内容 - 截至2025年3月，公司总股本为3.93312793亿股，阿根廷政府持股51%，纽交所持股31%，ByMA持股18%[19] - 公司信用评级在两家机构得到提升，穆迪从Caa3升至Caa1，展望稳定；标普从CCC升至B+[62] - 2025年剩余9个月，公司面临约8亿美元可管理到期债务[63] - 政府持有公司51%的股份，公司在纽约证券交易所和布宜诺斯艾利斯证券交易所上市[70]