交易核心信息 - 意大利埃尼集团与阿根廷国家能源公司签署协议，拟收购乌拉圭海上勘探区块OFF-5的50%股权及作业权 [1] - 该交易目前待乌拉圭当局批准 [1] 区块地质与开发背景 - OFF-5区块距乌拉圭海岸约200公里，面积达1.7万平方公里 [1] - 阿根廷国家能源公司于2023年获得该区块开发权，并已完成地质评估及3D建模 [1] - 乌拉圭大西洋边缘构造与纳米比亚奥兰治盆地高度相似，但该国尚未实现海上商业油气发现 [1] 区域勘探竞争格局 - 乌拉圭7个海上区块均已签约，吸引了壳牌、APA集团等全球能源巨头布局 [1] 战略意义与影响 - 此次布局使埃尼集团跻身南美勘探核心阵营 [1] - 合作有望推动乌拉圭实现海上能源商业化突破，并重塑其大西洋石油版图地位 [1] - 交易将巩固意大利与阿根廷的能源合作轴心影响力，为南锥体能源协同发展提供新范式 [1]

文章核心观点 - 阿根廷国家石油公司（YPF）每个季度都展现出巨大变化 [1] 分析师背景 - 分析师为阿根廷经济学家及独立投资者，专注于将宏观经济动态与公司层面估值相结合以识别长期机会 [1] - 分析师身处阿根廷，能深入覆盖当地资产并分析更广泛的拉丁美洲及全球趋势 [1] - 投资方法融合深度价值与长期视角，集中于关注度较低的投资标的及领先公司的结构性故事 [1] 披露信息 - 分析师未持有任何所提及公司的股票、期权或类似衍生品头寸，且在未来72小时内无开仓计划 [2] - 文章内容仅代表分析师个人观点，非财务建议，且未因撰写此文获得任何公司报酬 [2]

交易概述 - 埃尼公司同意收购乌拉圭近海OFF-5勘探区块50%的权益和作业权，该权益目前由阿根廷国有能源公司YPF持有 [1] - 交易将在获得乌拉圭当局批准后生效 [1] - 在另一项独立交易中，埃尼通过其子公司尼日利亚阿吉普勘探公司从道达尔能源尼日利亚公司收购了尼日利亚OML 118深水区块额外的2.5%权益 [3] 资产详情：OFF-5区块 - OFF-5区块位于距乌拉圭海岸约200公里处，面积16,883平方公里，水深在800米至4,100米之间 [1] - 该区块目前由YPF的全资子公司MIWEN作业，处于初期勘探阶段 [1] - 区块位于大西洋边缘未勘探区域，该区域与已建立的石油盆地具有相似地质特征 [2] 资产详情：OML 118区块 - OML 118是一个海上许可证区块，包含正在生产的邦加油田，埃尼子公司在此持有非作业权益 [3] - 此次收购已获得所有必要的监管批准，使埃尼子公司在该产量分成合同中的权益从12.5%增加至15% [3] 战略背景与合作 - 此次交易扩展了埃尼与YPF的合作关系，此前双方已就阿根廷液化天然气综合上下游项目达成协议 [2] - YPF选择埃尼作为阿根廷液化天然气项目阶段的战略合作伙伴，并作为其在乌拉圭勘探活动的首选作业者 [2] - 埃尼自1962年起在尼日利亚运营，2025年权益产量平均为每日5万桶油当量 [4] - 收购OML 118区块额外权益符合公司优化上游资产组合及维持参与尼日利亚深水项目的战略 [4]

交易概述 - 埃尼公司签署协议收购乌拉圭海上勘探区块OFF-5的50%权益并成为作业者该区块目前由阿根廷YPF公司通过其全资子公司MIWEN运营 [1] - 交易生效需获得乌拉圭当局批准 [1] 区块地质与潜力 - 区块面积16,883平方公里位于乌拉圭海岸约200公里处水深范围在800米至4,100米之间 [2] - 区块处于地质环境被认为与大西洋边缘已证实的含油气盆地类似包括巴西的盐下油田和纳米比亚近期的深水发现使其成为全球勘探者日益关注的目标 [2] 战略契合与规划 - 此次收购符合公司平衡现有枢纽附近的基础设施导向勘探与能带来超额回报的选择性前沿机会的战略 [3] - 公司计划部署其专有的地下和成像技术以加速该深水区块的评价并释放其价值 [3] 合作关系深化 - 该协议深化了公司与YPF的跨境合作关系此前双方已在由YPF主导的阿根廷LNG综合上游-中游项目上建立多个合作伙伴关系 [4] - 公司被定位为南锥体地区新勘探项目的优先作业者 [4] 交易影响 - 若获批准此次进入OFF-5区块将使公司在一个有前景但勘探程度较低的大西洋区域获得立足点同时乌拉圭正寻求在早前招标轮次重新吸引巨头兴趣后重振海上活动 [5] - 对YPF而言该交易实现了风险共担并巩固了与一家在前沿深水勘探方面经验丰富的国际合作伙伴的更广泛合作框架 [5]

财报业绩概览 - 第三季度每股收益为0.84美元，超出市场预期的0.82美元，但低于去年同期3.75美元的水平[1] - 季度总收入为46.4亿美元，低于市场预期的50.5亿美元，也低于去年同期的53亿美元[1] 上游业务表现 - 总碳氢化合物产量为每日52.31万桶油当量，较去年同期的55.87万桶油当量下降6.4%[3] - 原油平均产量为每日23.98万桶，低于去年同期的25.58万桶，主要因成熟油田常规产量下降[3] - 天然气产量为每日3840万立方米，同比下降4.8%，天然气液体产量为每日41.9千桶，低于去年同期的49.5千桶[4] - 原油实现价格同比下降12.1%至每桶60美元，天然气实现价格同比下降3%至每百万英热单位4.3美元[5] - 上游业务调整后息税折旧摊销前利润同比增长32.9%至10.42亿美元，主要得益于开采成本降低和季节性天然气销售增长[5] 中游与下游业务表现 - 加工原油量达到每日32.62万桶，较去年同期的29.83万桶增长9.3%[6] - 炼油厂利用率率为96.5%，高于去年同期的88.3%[6] - 该部门调整后息税折旧摊销前利润（剔除库存油价影响）为3.54亿美元，同比下降25.6%，主要因当地燃料价格下跌[6] 运营成本与现金流 - 总运营费用为13.56亿美元，较去年同期的19.62亿美元下降30.9%，得益于对常规成熟油田敞口的减少和页岩产量效率提升[7] - 经营活动产生的净现金流为12.25亿美元，当季自由现金流为负7.59亿美元[8] 财务状况 - 截至2025年9月30日，公司现金及短期投资为10.2亿美元，总债务为106亿美元[10]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度营收为46亿美元 同比下降12% 主要由于布伦特油价同比下跌13%及其他抵消效应 [3] - 调整后EBITDA达到约14亿美元 环比增长超过20% 同比基本持平 [3] - 自由现金流为负759亿美元 主要由于收购Total Austral页岩资产产生的5.23亿美元一次性支出及成熟油田退出策略的影响 [8][29] - 净债务增至96亿美元 净杠杆率上升至21倍 若排除收购及一次性成本 净杠杆率预计为19倍 [8] - 举升成本环比下降28% 同比下降45% 从2023年第三季度的每桶油当量16美元降至本季度的9美元 [4][17] - 现金及短期投资总额为10亿美元 与上季度基本持平 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务总油气产量为每日523万桶油当量 环比下降4% 同比下降6% 主要由于成熟常规油田的剥离 但页岩产量占比提升至约70% [11] - 页岩油产量达到每日17万桶 同比增长35% 环比增长17% 10月初步数据显示产量增至每日19万桶 创历史新高 [4][14] - 原油实现价格为每桶60美元 环比基本持平 同比下降12% 与布伦特油价变动一致 [12] - 天然气实现价格为每MBTU 43美元 环比增长6% [12] - 下游业务炼油加工量达到每日326万桶 为2009年以来最高水平 同比增长9% 环比增长8% 利用率达97% [7][22] - 国内柴油和汽油销量强劲 销量环比增长3% 同比增长6% 市场份额提升至57% 若考虑第三方加油站销售则达60% [23] - 中下游调整后EBITDA利润率恢复至每桶近70美元 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - Vaca Muerta页岩区表现突出 La Angostura Sur区块页岩油产量从去年10月的每日2000桶跃升至今年10月的超过35万桶 预计平台产量将超过每日8万桶 [15][16] - 公司在Vaca Muerta石油开发中保持领先地位 约占全国份额的三分之一 [13] - 第三季度出口约3万立方米航空燃油和汽油至乌拉圭 前九个月替代了超过23万立方米的汽油和中质馏分油进口 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略核心是退出成熟常规油田 重点发展非常规页岩资源 本季度70%的资本支出投向非常规资源 [5] - 通过资产剥离和页岩业务增长 公司在过去两年实现了超过40%的平均举升成本节约 年化节约约13亿美元 [17] - 目标是在近期成为100%的纯页岩生产商 举升成本结构降至每桶油当量约5美元 [18] - 下游业务通过运营效率计划实现卓越运营 La Plata炼油厂被评为拉丁美洲年度最佳炼油厂 [7][24] - 在阿根廷LNG项目上取得进展 与ADNOC签署了技术最终投资决定 计划建设年产1200万吨并可扩展至1800万吨的液化天然气项目 [9][26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管国际价格收缩 公司通过改善生产结构和持续提升运营效率 保持了强劲的盈利水平 [3] - Vaca Muerta的规模、质量和成本竞争力将使阿根廷成为全球领先的LNG出口国 Argentina LNG项目将释放Vaca Muerta的全部潜力 [28] - 预计2025年页岩油平均产量目标约为每日165万桶 并略微超过2025年12月每日19万桶的产量目标 [4][15] - 对2026年持乐观态度 预计将是非常清晰的一年 业绩将更易解读 [72][74] 其他重要信息 - 公司在钻井和压裂效率方面创下新纪录 在核心区块平均每日钻井337米 压裂效率提升7%和16% [19][20] - 通过上游实时智能中心 使用人工智能辅助传统技术 实现了超过30口水平井的100%自主钻井 并成为全球首家实现100%远程自主压裂的公司 [24] - 成功重返国际资本市场 发行5亿美元2031年到期国际债券 收益率为825% 为过去几年最低利率 [9][33][34] - 获得国际银行7亿美元出口支持贷款 用于2026年到期债务的再融资 [32] 问答环节所有提问和回答 问题: 2026年及2027年的产量增长展望以及Refinor资产的发展计划 [36][37] - 预计2026年平均产量约为每日215万桶 2027年约为每日29万桶 具体数字将在下次电话会议中提供 [38] - Refinor资产为公司在E级油品方面提供了重要的物流优势 公司将保留YPF品牌的最佳加油站 并关闭Campo Durán炼油厂 致力于为股东创造价值 [39] 问题: 资本配置和并购策略、MetroGAS和YPF Agro的剥离计划以及LNG项目的融资方式 [42] - 公司坚持积极的投资组合管理策略 即买卖资产取决于能否为股东创造更多价值 预计明年不会在Vaca Muerta进行重大收购 [43] - MetroGAS正在办理20年特许经营权延期 之后将尽快出售 因法规要求垂直整合的公司必须在Plan Gas计划到期前剥离 [44] - YPF Agro计划引入战略合作伙伴 成立各持股50%的合资公司 以最大化股东价值 [45] - LNG项目将采用项目融资方式与合作伙伴共同进行 [46] 问题: 营运资本变动的原因及未来预期、举升成本下降的驱动因素以及第四季度资本支出展望 [49] - 第三季度负营运资本主要由天然气销售的季节性、收款周期延长、下游库存正变动、成熟油田运营和资本支出支付滞后以及债券市场头寸变化等因素造成 总额约36亿美元 [53][54] - 举升成本下降主要得益于退出成熟油田、页岩产量大幅提升带来的固定成本摊薄以及持续的运营效率提升 预计将维持在较低水平 [50] - 2025年全年资本支出预计将略低于年初指引 产量表现优于预期 [51][52] 问题: 2026年及以后的举升和资产成本轨迹 以及公司感到舒适的杠杆率上限 是否考虑对油价进行对冲 [57][58] - 公司正与服务公司积极谈判 预计将显著降低单位成本 但具体数字将在下次电话会议中提供 [59] - 由于去年收购了两项资产 杠杆率有所上升 公司认为当前处于舒适区间的上限 预计2026年杠杆率将下降 目前不考虑对油价进行对冲 [59] 问题: 下游价格未能与国际平价完全同步的原因 以及MetroGAS剥离的最新进展和遗留资产退出是否会产生额外现金流出 [61] - 价格波动受汇率、油价、副产品价格和税收等多因素影响 公司采用移动平均和微观定价策略 上一季度阿根廷市场波动较大 定价困难 但目前情况良好 [62][63] - Tierra del Fuego资产的剥离将于当日签署 RÃ-o Negro地区资产的剥离将很快完成 之后将完全退出Andes 1项目 正在就Andes 2项目中的常规资产进行谈判 目标是在明年成为完全非常规公司 [64][65] 问题: 项目推进所依赖的法规环境 以及国内燃料价格的动态定价模型和近期关于调整价格需提前72小时通知的立法提议 [68] - 公司不参与法规制定 对于常规油的出口税等法规变动不了解 但预计REGI制度将适用于LNG项目的整个链条 [69][70] - 公司不了解关于燃料价格调整需提前通知的立法提议 不参与法规事务 [70]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度营收为46亿美元，同比下降12%，与布伦特原油价格同比下降13%的趋势一致 [3] - 调整后息税折旧摊销前利润约为14亿美元，环比增长超过20%，同比基本持平 [3] - 自由现金流为负7.59亿美元，主要由于收购Total Austral页岩资产（5.23亿美元）和成熟油田退出策略的影响 [8][29] - 若剔除上述一次性项目，经调整的自由现金流为负1.72亿美元 [8] - 净债务增至96亿美元，净杠杆率上升至2.1倍；剔除收购影响后，经调整的净杠杆率为1.9倍 [8] - 现金及短期投资总额为10亿美元，与上季度基本持平 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务：总油气当量产量为52.3万桶/日，环比下降4%，同比下降6% [11] - 页岩油产量达17万桶/日，同比增长35%，环比增长17% [4][12]；10月初步数据显示页岩油产量进一步增至19万桶/日 [4][14] - 常规原油产量下降至1.4万桶/日 [12] - 天然气产量为3840万立方米/日，环比下降3% [12] - 实现油价为60美元/桶，环比基本持平，同比下降12% [12]；天然气实现价格为4.3美元/MBTU，环比上涨6% [13] - 下游业务：炼油加工量达32.6万桶/日，为2009年以来最高水平，同比增长9%，产能利用率为97% [7][22] - 国内柴油和汽油销量环比增长3%，同比增长6%，市场份额提升至57%（若计入第三方加油站销售则达60%） [23] 各个市场数据和关键指标变化 - Vaca Muerta页岩区表现突出，公司在该地区的页岩油产量约占全国总产量的三分之一 [13] - La Angostura Sur区块页岩油产量从去年10月的2000桶/日跃升至今年10月的3.5万桶/日，预计未来平台产量将超过8万桶/日 [15][16] - 下游产品开始出口，第三季度向乌拉圭出口约3万立方米的航空燃油和汽油，前九个月替代了超过23万立方米的进口 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 资本支出继续聚焦于非常规资源开发，占季度总投资的70% [5] - 持续推进成熟常规油田的退出战略（Andes I和Andes II项目），目标是在不久的将来成为100%的页岩生产商，届时单桶运营成本将降至约5美元 [18] - 阿根廷LNG项目取得进展，与ADNOC签署了技术最终投资决策，计划建设年产1200万吨（可扩展至1800万吨）的液化天然气项目 [9][26] - 该项目总投资估计约为200亿美元（可扩展至250亿美元），预计杠杆率约为70%，计划通过无追索权项目融资进行 [27] - 下游运营卓越，La Plata炼油厂被世界炼油协会评为拉丁美洲年度最佳炼油厂，并在所罗门全球炼油基准评估的多个关键绩效指标中位列第一四分位 [7][24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管国际价格收缩，但通过提高页岩产量占比和持续提升运营效率，公司保持了强劲的盈利能力 [3][4] - 运营效率显著提升，季度环比举升成本降低28%，同比降低45% [4]；过去两年平均举升成本降低超过40%，从每桶油当量16美元降至9美元 [17] - 通过生产结构转变（页岩产量占比从45%提升至70%），每年节省约13亿美元成本 [4][18] - 对Vaca Muerta的长期潜力和阿根廷LNG项目吸引国际投资者充满信心 [10][28] 其他重要信息 - 在Vaca Muerta区块创下钻井新纪录，包括完钻最长水平井（总长超过8200米，水平段近5000米）以及最快钻井记录（15天完成4000米水平井，11天完成3000米以上水平井） [5][6][7] - 通过技术创新提升效率，上游实时智能中心使用人工智能实现了超过30口水平井的100%自主钻井和全球首次100%远程自主压裂 [24] - 成功进行多项融资活动，包括以8.25%的收益率重启发行的2031年国际债券（募集5亿美元），以及签署7亿美元的出口支持贷款，展示了其进入跨境融资市场的能力 [9][32][33] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年及以后的产量增长展望以及Refinor资产的发展计划 [36][37] - 预计2026年平均页岩油产量约为21.5万桶/日，2027年约为29万桶/日 [38] - 收购Refinor资产主要是为了获得E级油品的物流优势，该炼油厂目前已关闭，计划通过SOR（在Santa Febillo）等方式为股东创造价值 [38][39] 问题: 关于资本配置与并购策略、MetroGas和YPF Agro的剥离计划以及LNG项目融资 [42] - 公司坚持积极的投资组合管理策略（即买即卖），但预计明年不会在Vaca Muerta进行重大收购 [43] - MetroGas的20年特许经营权延期后，由于垂直整合的监管要求，公司计划尽快出售 [44] - 对于YPF Agro，计划引入战略合作伙伴，组建各占50%股份的合资公司，以发挥其商业渠道价值 [45] - LNG项目将采用项目融资方式与合作伙伴共同进行 [46] 问题: 关于第三季度营运资本变动原因、未来展望、举升成本下降驱动因素以及第四季度资本支出 [49] - 负营运资本主要由天然气销售的季节性（约1亿美元）、天然气客户和Plan Gas计划收款周期延长（约5000万美元）、下游业务库存正变动（约6000万美元）以及已剥离成熟油田的运营和资本支出滞后支付等因素造成 [53][54] - 举升成本下降主要得益于退出成熟油田、页岩产量大幅提升带来的规模效应以及持续的运营效率提升，预计未来将维持在当前较低水平 [50] - 预计2025年全年资本支出将略低于年初指引 [51] 问题: 关于2026年及以后的成本趋势展望以及公司的杠杆率舒适水平和油价对冲考虑 [57][58] - 公司正与服务商积极谈判，预计单位成本将有显著下降，但具体数字将在下次电话会议提供 [59] - 杠杆率上升主要是由于收购资产所致，公司认为当前处于杠杆上限，预计2026年杠杆率将下降，目前没有对油价进行对冲的计划 [59] 问题: 关于下游燃料定价与竞争环境、以及MetroGas剥离进展和后续资产退出计划 [61] - 定价策略采用移动平均法以应对汇率、油价、副产品价格和税收的波动，并利用实时智能中心进行微观定价，上季度因市场高度波动而难以完全同步 [62][63] - Andes I项目中的Tierra del Fuego资产将于当日签署剥离协议，Rio Negro区域也将很快完成，随后将推进Andes II项目中其他常规资产的剥离，目标是成为完全非常规公司 [64][65] 问题: 关于行业依赖的法规环境（如REGI、出口税）以及国内燃料定价模型面临的政治风险 [68] - 对于常规业务的出口税等法规变动不予置评，但确认REGI制度将适用于LNG项目全产业链 [69][70] - 对于有政客提议调整油价需提前72小时通知的传闻，公司表示不参与法规制定，不予评论 [70]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度营收为46亿美元，同比下降12%，与布伦特油价同比下降13%的趋势一致 [3] - 调整后EBITDA达到约14亿美元，环比增长超过20%，同比基本持平 [3] - 自由现金流为负7.59亿美元，主要由于收购Total Austral页岩资产（5.23亿美元）和成熟油田退出策略的影响 [7][8] - 净债务增至96亿美元，净杠杆率上升至2.1倍；若剔除收购和一次性成本，净杠杆率预计为1.9倍 [8] - 举升成本环比下降28%，同比下降45% [4] - 期末现金及短期投资总额为10亿美元，与上季度基本持平 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务：总油气产量当量为52.3万桶/日，环比下降4%，同比下降6%；页岩油产量达到17万桶/日，同比增长35%，环比增长17% [4][11][12] - 下游业务：炼油加工量达到32.6万桶/日，为2009年以来最高水平，同比增长9%，环比增长8%，利用率达97% [6][21] - 国内柴油和汽油销量强劲，发货量环比增长3%，同比增长6%，市场份额提升至57%（若考虑第三方加油站则达60%） [22] - 10月页岩油产量初步数据达到创纪录的19万桶/日，较第三季度平均水平增长12%，较2023年11月增长70% [4][13] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油实现价格第三季度平均为60美元/桶，环比基本持平，同比下降12%，与布伦特油价变动一致 [12] - 天然气价格环比上涨6%，平均达4.3美元/MBTU，受5月至9月Plan Gas计划的季节性因素支撑 [13] - 下游产品价格与国际平价基本一致，但受波动环境影响环比有所下降；10月初步数据显示本地油价与进口平价差距缩小，中下游调整后EBITDA利润率恢复至约70美元/桶 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于开发非常规资源，第三季度70%的资本支出投向页岩业务 [5] - 通过退出成熟常规油田和增加页岩产量，成功将非常规产量占比从2023年第三季度的45%提升至2025年第三季度的近70% [17] - 在Vaca Muerta区块取得多项钻井纪录，包括完钻该地区最长井（总长超过8200米，水平段近5000米）以及最快钻井纪录（15天完成4000米水平井） [5][6] - La Plata炼油厂被世界炼油协会评为拉丁美洲年度最佳炼油厂，并在所罗门全球炼油基准测试多项KPI中位列第一四分位 [6][23] - 阿根廷LNG项目第三阶段签署了技术最终投资决定，计划建设年产1200万吨（可扩展至1800万吨）的液化天然气项目，并与新合作伙伴ADNOC签署初步框架协议 [9][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管国际价格收缩，公司通过改善生产结构和持续提升运营效率保持了强劲的盈利水平 [3] - Vaca Muerta的规模、质量和成本竞争力将使阿根廷成为全球领先的LNG出口国，阿根廷LNG项目将释放该地区的全部潜力 [26] - 预计2025年全年页岩油产量目标约为16.5万桶/日，并略微超过2025年12月19万桶/日的期末产量目标 [4][14] - 公司致力于在近期成为100%的纯页岩生产商，目标举升成本约为5美元/桶 [18] 其他重要信息 - 公司成功重返国际资本市场，发行5亿美元2031年到期债券，收益率8.25%，为近年最低利率的国际债券 [9][32] - 通过实时智能中心实现钻井和压裂作业的自动化，成为全球首家实现100%远程自主压裂的公司 [23] - 炼油厂高加工水平开始产生汽油和中质馏分油过剩，使公司能够向邻国出口精炼产品并替代进口；第三季度向乌拉圭出口约3万立方米航空燃油和汽油，前九个月替代超过23万立方米进口 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年及以后的产量增长展望 [33] - 预计2026年平均产量在21.5万桶/日左右，2027年约为29万桶/日，具体数字将在下次电话会议中提供 [34] 问题: 关于收购Refinor资产后的炼油业务发展 [33][34] - 收购Refinor资产主要为获得E级油品的物流优势；加油站将保留YPF品牌，Campo Durán炼油厂已关闭，公司正致力于通过SOR（Santa Febillo项目）为股东创造价值 [34] 问题: 关于资本配置、并购计划以及MetroGas和YPF Agro的处置计划 [36] - 公司遵循主动投资组合管理策略（4x4计划第二支柱），根据为股东创造价值的机会进行买卖；预计2026年不会在Vaca Muerta进行重大收购 [37] - MetroGas在获得20年特许经营权延期后将尽快出售，因垂直整合的监管要求 [37][38] - YPF Agro计划引入战略合作伙伴，建立各占50%的合资公司，以最大化股东价值 [39] 问题: 关于LNG项目的融资方式 [36] - LNG项目将采用项目融资方式与合作伙伴共同进行 [40] 问题: 关于第三季度营运资本变动原因及第四季度展望 [40] - 第三季度营运资本负变动约3.6亿美元，主要由于天然气销售的季节性（约1亿美元，第四季度收回）、天然气客户和Plan Gas计划收款周期延长（约5000万美元，10月已正常化）、下游业务正库存变动（6000万美元）以及成熟油田剥离相关的延迟支付 [42][43][44] 问题: 关于举升成本下降原因及第四季度预期 [40] - 成本下降主要由于退出成熟油田和页岩产量大幅增加带来的固定成本摊薄；预计第四季度将维持或进一步降低，当前4-5美元/桶的水平已非常低 [40][41] 问题: 关于2025年第四季度资本支出加速及全年资本支出与指引对比 [40] - 预计2025年全年资本支出将略低于年初指引 [41] 问题: 关于2026年及以后的举升和资产成本轨迹，考虑资产出售和服务合同重新谈判 [45] - 公司正与服务公司积极谈判以降低单位成本，预计将有显著下降；举升成本预计将维持在当前区间 [46] 问题: 关于公司感到舒适的杠杆率上限以及是否考虑对冲油价风险 [45] - 杠杆率上升主要由于收购资产；公司认为当前处于可接受上限，预计2026年将开始下降；未提及油价对冲策略 [46] 问题: 关于第二季度下游定价未能与国际平价完全同步的原因 [47] - 定价策略采用移动平均法，以应对汇率、油价、副产品价格和税收的剧烈波动；公司通过实时商业智能中心实施微观定价策略 [48] 问题: 关于MetroGas剥离进展及后续资产处置计划 [47] - Tierra del Fuego资产剥离将于当日下午签署，Rio Negro地区资产也将很快签署；ANDES2项目正在谈判中，目标是在明年尽可能退出常规资产，成为完全的非常规公司 [49][50][51] 问题: 关于YPF项目推进所依赖的法规环境，特别是REGI制度和8%石油出口税 [51] - 公司作为私营企业不参与法规制定；预计REGI制度将适用于LNG全产业链；对政客提出的72小时油价调整预告要求不予置评 [52]

财务业绩总览 - 公司2025年第三季度营收为46.4亿美元，同比下降12.4% [1] - 季度每股收益为0.84美元，远低于去年同期的3.75美元 [1] - 实际营收比Zacks共识预期5.05亿美元低7.99%，但每股收益比共识预期0.82美元高出2.44% [1] 运营板块业绩 - 上游业务总产量为52.31万桶油当量/日，略低于分析师平均预估的52.456万桶油当量/日 [4] - 上游业务营业收入为19.7亿美元，高于分析师平均预估的19.2亿美元 [4] - 中游和下游业务营业收入为37.2亿美元，低于分析师平均预估的37.8亿美元 [4] 上游业务细分收入 - 上游原油收入为13.2亿美元，与分析师平均预估的13.3亿美元基本持平 [4] - 上游天然气收入为6.11亿美元，显著高于分析师平均预估的5.2197亿美元 [4] - 上游其他收入为3300万美元，远低于分析师平均预估的7419万美元 [4] 市场表现 - 公司股价在过去一个月内上涨37.4%，同期Zacks S&P 500指数下跌0.2% [3] - 公司股票目前Zacks评级为3级，预计其近期表现将与整体市场一致 [3]

财务表现 - 阿根廷国有能源公司YPF在第三季度转为净亏损1.98亿美元 [1]