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）达15亿美元，连续两个季度达此水平，同比增长50% [7] - 净收入达6.78亿美元，前9个月累计超17亿美元 [8] - 资本支出（CapEx）环比增长27%，同比增长71%，本季度近12亿美元，截至9月累计29亿美元 [8][9] - 自由现金流连续第十个季度为正，达2.62亿美元，年初至今累计近10亿欧元 [10] - 净债务降至57亿美元，净杠杆率降至1.2倍以下，为2015年第二季度以来最低 [10] - 第三季度运营现金流环比增长近19%，达约16亿美元 [29] - 截至9月30日，现金及短期投资增至13亿美元 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度总碳氢化合物产量与上季度基本持平，前9个月同比增长约9%，主要因页岩业务表现出色 [7] - 原油产量同比增长7%，第三季度日均22.5万桶，10月初步数据为日均23.2万桶 [14] - 天然气产量环比增长2%，液化天然气（NGLs）因维护活动下降约9% [15] - 上游业务每桶油当量平均开采成本为13.60美元，与上季度基本持平；页岩油核心枢纽业务开采成本为每桶3.7美元，环比增长5% [17] - 第三季度原油实现价格为每桶67.5美元，环比上涨约4%；天然气价格环比上涨13%，至每百万英热单位4.4美元 [17][18] - 第三季度在运营区块完成36口新水平井，年初至今共完成112口；共钻47口新水平井，创季度新高 [18][19] - 页岩油和页岩气产量季度环比分别增长4%和11%，日均产量分别为7.7万桶和1710万立方米；同比分别增长近50%和22% [20] - 页岩业务钻井和压裂效率提升，钻井日均259米，压裂每月每套超210级，同比分别增长29%和13% [21] - 核心枢纽油业务平均开发成本同比下降15%，至每桶8.1美元 [22] 下游业务 - 柴油和汽油国内销量强劲，发货量环比增长1.7%，同比和较2019年疫情前水平均增长11%；柴油销量创季度新高 [24] - 炼油厂利用率方面，虽原油加工量因维护减少，但汽油和中间馏分油产量创纪录 [25] - 第三季度总燃料进口量增加，占总燃料销量的13% [25] - 第三季度当地燃料平均价格环比上涨5%；10月初和上周分别进行价格调整，美元计价下价格保持稳定 [26][27] - 除汽油和柴油外的精炼产品价格较上季度下降约2%，但仍比2021年第三季度平均水平高约45% [28] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续推进非常规业务发展，加大Vaca Muerta区块资本支出，预计未来几年资本支出更激进 [37][39] - 持续推进常规油田三次采油技术战略，如Manantiales Behr区块和其他试点项目 [15][16] - 下游业务继续调整当地燃料价格，缩小与国际价格差距，同时考虑客户承受能力和通胀影响 [26] - 与PETRONAS联合研究LNG项目，有望在2023年底前做出最终投资决策 [47][49] - 行业需进一步解决Vaca Muerta的瓶颈问题，公司参与Vaca Muerta Sur项目，预计2025年底或2026年初投入运营 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度运营和财务表现稳健，有望实现年度目标，为未来更具挑战性目标做准备 [6][12] - 总统令关于Plan Gas 4扩展和潜在Plan Gas 5，为天然气业务提供稳定性和价格信号，激励天然气储备开发 [11] - 虽面临成本压力，但通过运营效率提升部分缓解，未来成本压力仍需关注 [45][46] - 对实现全年EBITDA指导目标有信心，预计第四季度受天然气业务季节性和成本压力影响 [53][54] 其他重要信息 - 公司当地评级被上调2级至AAA，展望从稳定变为积极 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：未来几年资本支出计划及炼油营销加速情况，页岩区块钻井速度是否成为新常态 - 公司认为Vaca Muerta业务改善带来资本支出加速机会，未来几年资本支出计划更激进，但因预算流程未完成无法提供更多细节 [37][39] - 钻井活动可能接近本季度水平，预计明年第一季度增加一台钻机，未来季度钻井活动相似或略高 [40] 问题2：增加资本支出计划是否会使杠杆率升至历史水平 - 虽有更激进资本支出计划，但预计降低可接受的最大杠杆率，具体数字待预算确定后才能明确 [41] 问题3：成本压力情况及未来12个月发展，新管道容量带来增长后是否有进一步扩产讨论及LNG项目进展 - 成本压力来自当地通胀和国际服务提供商及进口商品，运营支出增加约34%，公司将通过运营效率提升缓解压力 [44][45][46] - 需进一步解决Vaca Muerta瓶颈问题，LNG项目若推进需专用天然气管道；原油方面，行业需更多疏散能力，Vaca Muerta Sur项目预计2025年底或2026年初投入运营 [47][48] - 与PETRONAS联合研究LNG项目，预计2023年底前做出最终投资决策 [49][51] 问题4：全年EBITDA指导与目前结果对比，第四季度燃料进口情况及Plaza Huincul恢复对产能影响 - 公司坚持全年EBITDA 50亿美元左右的指导目标，目前前9个月累计40亿美元，有望实现目标且可能超50亿美元 [53] - 第四季度EBITDA受天然气业务季节性和成本压力影响，预计低于第三季度 [54] - 预计第四季度燃料进口量低于第三季度，柴油进口量下降，总燃料进口占比低于10% [55][56] 问题5：2023年宏观经济衰退对公司燃料销售影响，何时实现炼油自给自足及上游增长融资和生产设施准备情况 - 经济衰退主要影响柴油需求，可能减少进口需求，公司炼油产能利用率高，仍有一定灵活性 [59][60] - 预计2023年底或2024年初实现原油自给自足，公司正投资相关设施以支持产量增长 [61] 问题6：Nestor Kirchner管道进展、上线时间及对公司机会，是否考虑明年实施股东回报计划 - 公司认为管道技术上有望在2023年冬季初上线，相关天然气计划对公司是利好消息 [64][65][66] - 明年资本支出计划可能导致自由现金流为负，但公司资本结构改善，董事会可能考虑股东回报计划，但需等预算确定 [67][68] 问题7：未来5年特定设施投资节奏 - 上游业务设施投资可能保持强劲并增加，下游和中游基础设施投资未来3年有特定分配，部分中游投资不在公司资产负债表 [71][72] 问题8：La Plata和Lujan de Cuyo炼油厂升级带来的额外产量 - 炼油厂投资主要是提高燃料质量和处理不同原油，预计到2025年底汽油和中间馏分油产能提高10% - 15% [75][76] 问题9：LNG项目是否需要不受限制的出口许可证 - 大型LNG设施需要全年运营能力，可能需要专用天然气管道，有专用设施则运行无问题，所以需要有全年运营能力 [77]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）达15亿美元，环比增长54%，同比增长38%，主要因价格上涨、油气产量稳定和炼油加工水平提高 [13] - 总运营成本（OpEx）同比跃升34%，主要受通胀、工资协议及运输和能源成本增加影响 [14] - 净收入达7.98亿美元，创公司历史上最高季度底线，上半年累计净收入超10亿美元 [14] - 二季度资本支出（CapEx）总计9.32亿美元，环比增长25%，同比增长61%，上半年累计近17亿美元 [15] - 自由现金流连续第九个季度为正，二季度达3.1亿美元，上半年累计超7亿美元，净债务降至58亿美元，净杠杆率降至1.3倍 [16] - 二季度运营现金流为13亿美元，同比增长33%，略低于上一季度的14亿美元 [31] - 截至6月30日，现金及短期投资头寸略降至12亿美元，部分因当地金融市场波动 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 二季度总油气产量平均为50.4万桶油当量/日，与上一季度基本持平，同比增长9%，主要得益于页岩业务积极表现 [12] - 原油产量平均为22.5万桶/日，天然气产量略有下降，液化天然气（NGLs）收缩5.7%，主要因非运营区运输限制 [17] - 上游业务平均每桶油当量开采成本升至13.3美元，环比增长14%，但页岩油核心枢纽运营开采成本降至3.5美元/桶，环比降低5% [19][20] - 原油平均实现价格环比上涨超10%，至65美元/桶，天然气价格上涨近30%，至3.9美元/百万英热单位 [21][22] - 二季度页岩油产量平均为7.4万桶/日，同比增长近50%，页岩气产量平均为1550万立方米/日，同比增长超80% [22] - 二季度在运营区块完成29口新水平井，上半年共完成67口；二季度钻了38口新水平井，其中34口在产油区块 [23] 下游业务 - 柴油和汽油国内销量环比增长6%，柴油需求创历史新高，本季度柴油发货量环比增长超12%，比2019年同期疫情前水平高15% [26] - 汽油平均价格二季度环比上涨11%，柴油平均价格上涨24%，优质柴油价格涨幅更明显 [28] - 除汽油和柴油外的精炼产品组合受益于高定价环境，收入占比近20%，环比增长约25% [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司加强了在亚洲市场的商业关系，非燃料精炼产品国际需求进一步提升 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是未来两年内成为能源出口商，同时保持健康财务战略，将运营安全和可持续性放在日常决策首位 [8] - 上调全年资本支出预算约10%，至超40亿美元，扩大上游业务预算，增加瓦卡穆尔塔的钻探和完井活动以及戈尔福圣豪尔赫盆地的增量活动 [35] - 预计油气产量进一步增长，将全年油气产量增长目标提高约1个百分点，将年底石油产量目标提高约6%，预计四季度平均产量为23 - 23.5万桶/日 [36] - 引入全年调整后EBITDA指引，预计达到50亿美元，前提是未来几个月运营不受重大宏观经济扭曲影响 [37] - 有信心将净杠杆率维持在当前水平，预计年底净杠杆率不高于1.3倍 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度运营和财务业绩稳健，公司有能力实现年初设定的目标，并进一步调整目标 [9][10] - 尽管面临通胀压力和成本上升，但公司通过提高效率和增加产量来应对，对未来发展充满信心 [19][25] 其他重要信息 - 公司提醒，本次会议中的言论和回答可能包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异 [4] - 财务数据按国际财务报告准则（IFRS）编制，会议中可能讨论非IFRS指标，如调整后EBITDA [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：下半年价格调整情况及运输能力增加带来的增量产量 - 目前平均价格略高于二季度，柴油高约10%，汽油略低，未来将继续调整价格以补偿货币贬值并缩小与国际价格差距，预计近期可能对汽油进行价格调整 [41][42][44] - 自2021年初以来，公司从瓦卡穆尔塔的总疏散能力增加了约50%，未来Oldelval的扩张和其他项目将逐步增加运输能力，预计明年一季度增加10%，到2025年一季度将管道当前4.4万立方米/日的容量提升至7.2万立方米/日，此外，相关管道项目预计到明年年底增加7 - 10万桶/日的运输能力 [48][51][52] 问题2：常规油田产量潜力、柴油物流情况及超长井与普通井差异 - 难以预测马南蒂亚莱斯贝尔的进一步产量增长，但趋势积极，公司在其他地区开展的试点项目也取得初步积极成果，预计到明年EOR（提高石油采收率）总产量可能增长约50% [55][56][57] - 5月底和6月初的供应限制已缓解，但目前进口水平高于二季度，最后一英里运输物流接近满负荷运行，优质柴油无明显供应中断，普通柴油供应中断减少约40% [58][59][60] - 超长井仍处于早期阶段，公司拥有的特殊设备是差异化因素，但目前难以评估超长井与普通井的差异 [61][62] 问题3：成本趋势及债务到期管理 - 非常规业务的页岩产量增长有助于降低整体开采成本，而常规业务受通胀和货币贬值影响开采成本面临压力，预计下半年整体开采成本与二季度相比保持相对平稳 [65][66][67] - 2025年债务到期量有较大增长，主要是国际债券，但公司有能力通过当地资本市场和关系银行进行再融资，预计能够滚动到期债务，保持现金流中性，维持净杠杆率低于2倍 [68][69][73] 问题4：资本支出加速原因 - 资本支出增加部分是由于通胀压力，但主要是因为上半年表现好于预期，提前开展了原计划明年的活动，包括页岩油业务增加钻井和完井活动、页岩气区块的增量钻探活动、建设设施以及加速石油管道建设 [81][82][85] 问题5：炼油厂原料及货币贬值对财务的影响 - 短期内公司通过调整炼油工艺有效管理轻质原油比例增加的情况，长期来看，对炼油厂的改造投资将使其能够处理更高比例的轻质原油 [89][90][91] - 约60%的收入为短期比索计价，成本中约60 - 70%为比索计价，货币贬值的影响取决于公司调整价格的能力以及成本的降低程度，目前净敞口略低于30%，货币贬值会对流动性产生一定影响 [92][94][96] 问题6：EBITDA指引的关键假设 - 假设下半年价格和利润率以美元计算相对稳定，预计能够继续调整价格以补偿货币贬值，并缩小汽油价格与国际价格的差距，从而保持上下游业务利润率相对稳定，但实际情况取决于国际价格和当地宏观经济动态 [98][99][100] 问题7：跨安第斯管道相关问题 - 预计跨安第斯管道今年年底或明年年初恢复运营，初期出口能力约为5000立方米/日，要达到1.8万立方米/日（约11万桶/日）的总容量，需要新建“瓦卡穆尔塔北”管道，该管道预计明年年底将出口能力提升至约1.1万立方米/日，且可能供其他生产商使用 [106][107][110] 问题8：下半年本地债务融资需求 - 目前计划下半年不进入市场融资 [112] 问题9：潜在农场出售或非核心区域出售情况 - 瓦卡穆尔塔方面，目前不计划进行重大交易，但会持续探索合作机会；非核心成熟资产方面，公司会持续关注剥离或减资的可能性，但没有具体时间表，取决于市场环境和现金流需求 [113][114][116]

财务数据和关键指标变化 - 一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）近10亿美元，环比增长17%，同比增长27% [8] - 一季度净收入2.48亿美元，与上一季度持平 [10] - 一季度资本支出（CapEx）7.48亿美元，同比增长53%，全年CapEx指导为37亿美元，有超预期可能 [10][11] - 2022年第一季度实现连续第八个季度正自由现金流，达3.91亿美元，净债务降至59亿美元，净杠杆率降至1.5倍以下 [12] - 一季度运营现金流环比增长34%，达14亿美元 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 总碳氢化合物产量达50.6万桶油当量/天，环比增长5%，同比增长16% [7][15] - 原油产量平均22.2万桶/天，环比增长3%；天然气产量稳定在3800万立方米/天；液化天然气（NGLs）产量恢复至超4.4万桶/天 [16] - 页岩油和天然气产量较去年同期几乎翻倍，页岩气增长140%，页岩油增长超50% [22] - 库存提升成本平均为11.7美元/桶，环比下降1% [18] - 平均原油实现价格环比上涨2%，至59美元/桶；天然气价格持平，为3.1美元/百万英热单位 [19][20] 下游业务 - 国内燃料需求强劲，一季度总燃料发货量超过2019年疫情前水平6% [27] - 炼油厂加工水平环比提高2%，平均达28.3万桶/天，季度平均利用率达86% [27] - 一季度从第三方购买的原油占总加工量的18%，低于上一季度的20% [28] - 一季度进口燃料占总燃料销量的13%，低于2021年第四季度的15%，但仍高于历史平均水平约7% [29] - 一季度零售泵价格以比索计算上调约20%，以美元计算上涨约7%，近期又平均上调12% [30] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将专注于实现增长机会，同时保持盈利能力和财务实力，坚持可持续发展 [13] - 继续推进资本支出计划，有望实现全年生产目标，甚至超越，实现过去25年最高有机增长 [11] - 调整国内燃料定价政策，以应对货币贬值和国际价格波动，减少与国际参考价格的差距 [9][30] - 与Oldelval合作，扩大石油运输能力，预计到2024年将总容量提高到约7.2万立方米/天 [24] - 开展同时压裂试点，提高运营效率，减少燃料消耗和二氧化碳排放 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球环境高度动荡，当地条件仍具挑战性，但公司对一季度取得的成果感到自豪，认为未来存在独特机遇 [13] - 尽管面临成本压力和市场波动，但公司有信心实现全年生产和财务目标 [11] 其他重要信息 - 公司当地评级被FIX从AA上调至AA+，反映了经营业绩和财务指标的持续改善 [36] - Maxus案件目前处于简易判决程序，简报预计6月8日完成，口头辩论预计6月13日进行，暂无审判日期 [65] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Oldelval管道增量容量及对增长的影响、新天然气管道对增长的作用及LNG项目前景 - 公司预计在Oldelval未来运输能力扩张中保持约40%的份额，目前已增加约6000立方米/天的运输能力，预计未来几个月填满份额；2023年底和2024年上半年将分别有额外增量 [41][42] - 政府主导的天然气管道预计2023年冬季部分一期工程可用，增量运输能力约1000万立方米/天，2024年冬季可能再增加约1000万立方米/天，但拍卖情况未知 [43][44] - LNG项目尚需数年建设，公司正在进行工程和概念分析，认为有机会但难以预测具体时间 [45][46] 问题2: 若有天然气拍卖，公司增加产能的速度和能力 - 若要为2023年冬季增加显著产量，需尽快决策并建设新的天然气处理设施；若增加数百万立方米/天的产量，也需迅速行动 [48] 问题3: 当地价格与进口平价的差距、零售价格需提高的幅度及与政府的谈判情况，以及CapEx执行情况 - 一季度零售泵价格以美元计算平均上涨7%，但与国际参考价格仍有30%的折扣，近期再次调价后差距缩小至25%；公司将继续调整定价策略，考虑国内市场平衡和客户承受能力 [56][57][58] - 一季度CapEx因疫情和天气原因低于预期，但已恢复势头，预计实现全年37亿美元的计划，甚至有超预期可能 [59][61] 问题4: Maxus案件的最新进展及Oldelval扩张对减少第三方加工需求和内部原油价格的影响 - Maxus案件目前处于简易判决程序，简报预计6月8日完成，口头辩论预计6月13日进行，暂无审判日期；公司将继续评估诉讼影响并进行辩护 [65][66] - 随着产量增长，预计到明年年底实现自给自足，减少对第三方加工的依赖；当地原油价格与泵价格相关，公司会在谈判中逐步调整 [68] 问题5: 当地原油价格走势、石油生产瓶颈及债务到期策略 - 预计本季度末当地原油价格较上一季度平均上涨约10%，价格调整取决于泵价格和市场情况 [72] - 目前石油运输瓶颈已通过Oldelval的初始扩张缓解，未来预计不会出现瓶颈 [73][74] - 今年剩余时间和未来12个月债务到期规模较小，公司流动性足以覆盖未来24个月到期债务；2025年到期债务较高，公司将积极应对 [76][77] 问题6: 成本压力和利润率情况、工会谈判影响、燃料进口对成本结构的影响及Oldelval扩张计划 - 公司预计成本面临压力，但将通过提高运营效率缓解，利润率预计保持稳定或略有下降 [81][86] - 已达成2021 - 2022年短期工资协议，4月开始新协议，未来将根据通胀和利润率情况与工会重新协商 [82] - 一季度进口燃料量下降，但仍高于历史平均水平，公司通过调整批发价格弥补部分损失 [83][84] - Oldelval扩张计划部分产能预计2023年底上线，其余2024年上线，暂无更多信息 [85] 问题7: 大量现金储备的合理性及优化目标 - 目前现金储备高于最优水平，主要因CapEx进度慢；预计随着CapEx推进，现金储备将回归约10亿美元的最优水平 [90] 问题8: 本季度运营现金流远高于调整后EBITDA的原因及不同汇率对财务数据的影响 - 运营现金流增加主要是由于正的营运资金贡献，包括提前支付供应商、税收抵免变现和应收账款回收等 [95][96] - 公司所有业务和财务记录均使用官方汇率，不同汇率无影响 [94] 问题9: 现金生成水平展望、资本分配策略及国内生产与零售的动态 - 预计全年现金生成中性至略正，当前水平不会持续，部分现金将用于CapEx [103][104] - 资本分配优先用于CapEx，分红尚早，需先扭转累计亏损 [104][105] - 预计进口水平维持在一季度水平，与强劲需求和生物燃料比例低有关 [106] 问题10: 常规天然气生产前景、炼油产能扩张计划、智利 - 阿根廷原油管道情况及是否进入当地债务市场 - 公司努力稳定常规生产，在石油方面有更多机会，天然气方面也在寻找减少下降的方法 [112] - 未来几年不考虑重大炼油产能扩张，仅对现有炼油厂进行改造，提高产能约10% [113] - 智利 - 阿根廷原油管道部分产能预计明年年初可用，运输量约3.5万桶/天，明年下半年实现全产能，运输量超10万桶/天 [114] - 目前现金储备高于最优水平，近期不太可能进入当地债务市场，取决于CapEx和现金情况 [116]

业绩总结 - YPF在2022年第一季度的调整后EBITDA为59.12亿美元，同比增长16%[11] - 第一季度自由现金流为3.91亿美元，较上季度增长174%[11] - YPF的净收入为2.48亿美元，较上季度下降18%[11] - 第一季度资本支出（CAPEX）为7.48亿美元，较上季度持平[11] - YPF的总生产量超过50万桶油当量/日，同比增长96%[12] - 第一季度的原油平均实现价格为每桶66美元，天然气为每百万英热单位3.1美元[13] - YPF的净债务为9.31亿美元，净杠杆率降至1.46倍[31] - 2022年第一季度的流动性覆盖未来24个月的到期债务[31] - YPF在第一季度的国内燃料需求强劲，炼油利用率在3月达到90%[19] - YPF的现金及现金等价物在2022年第一季度末为11.08亿美元[24]

利率与债务相关风险 - 截至2021年12月31日，公司总债务的6%对利率变化敏感[59] - 公司获取信贷和资金的能力受资本市场和流动性因素影响，可能无法按计划偿还或再融资现有债务[75][76] - 发生控制权变更时，公司需以本金101%的价格加应计未付利息回购部分流通票据，其他债务可能需强制提前还款[126] - 若未遵守信贷协议和契约中的契约条款或发生控制权变更，公司可能需提前偿还债务，否则可能导致违约和债务加速到期[125][126] 税收政策风险 - 阿根廷公司所得税税率和股息分配税率近期有变化，或对公司产生不利影响[64] 业务运营风险 - 阿根廷市场 - 公司在阿根廷的大部分收入来自精炼产品销售，产品定价受多种因素影响，价格波动或影响运营结果[65] - 2019年阿根廷国会颁布第27,520号法律，2021年能源秘书处发布第1,036/2021号决议，额外要求或增加生产成本[108] 公共卫生事件风险 - 新冠疫情等疾病爆发可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[69] 政府交易风险 - 公司运营现金流很大一部分来自政府实体，若政府交易对手不按约定付款，可能影响公司财务状况和经营成果[78][79] 进出口政策风险 - 公司可能面临进出口限制，曾因天然气出口限制宣布不可抗力，未来措施仍不确定[80][81] 勘探开发风险 - 若无法成功开展勘探开发活动，公司估计的已探明储量将下降，影响经营结果[82] 油价波动风险 - 国际原油价格波动，若未来价格大幅下降或国内价格低于国际市场，可能导致公司已探明储量减少[88] 油气活动综合风险 - 油气活动面临经济、社会、环境和运营等重大风险，可能影响公司业务、财务状况和经营成果[90] 重大项目风险 - 公司业务依赖复杂、长期且资本密集型项目，假设错误会影响盈利、现金流和财务状况[94] - 影响重大项目表现的因素包括与多方谈判、优化油藏性能、获取项目审批和资金等[95] 合作关系风险 - 公司大部分非常规开采业务通过联合运营开展，合作关系终止可能影响财务状况[96] 法律诉讼风险 - 公司面临多项法律诉讼，若败诉可能承担重大成本和损失，影响财务状况[112] 劳工行动风险 - 公司运营曾受有组织劳工行动影响，未来可能再次发生，影响业务和收入[115] 人才风险 - 公司业绩依赖关键人员，无法吸引和留住人才可能对业务和财务状况产生不利影响[116] 网络安全风险 - 2021年公司遭遇的网络攻击尝试增加，虽未造成重大负面影响，但网络安全威胁仍可能影响业务[118] 衍生品风险管理风险 - 公司开展衍生品风险管理活动，可能因资产价格波动、套期保值失败或交易对手违约导致财务损失[121] 生产预测风险 - 公司生产预测基于多项假设，若假设不准确或开发计划改变，实际生产和财务指标可能受影响[122] 证券市场风险 - 若普通股和美国存托股票（ADS）的出价连续30天低于每股1美元的最低要求，公司可能收到纽约证券交易所（NYSE）的不足通知，若无法及时解决，存在被摘牌风险[128][129] 战略交易审批风险 - 某些战略交易需阿根廷政府（A类股唯一持有人）批准，如第三方收购公司资本超过50%、收购导致购买方持有公司资本15%或以上或流通D类股20%或以上等[130] 证券交易差异风险 - 公司ADS或其基础D类股分别在美国和阿根廷交易，使用不同货币和交易时间，可能导致价格差异和波动，投资者套利活动也会增加价格波动性[134] 股权权利风险 - 持有ADS的投资者可能无法行使基础D类股的优先购买权或增值权，除非相关权利的注册声明生效或有豁免情况，否则可能导致股权稀释[137] - ADR持有人行使基础D类股的投票权程序比直接持有D类股的股东复杂，可能需要更长时间[139] 汇率波动风险 - 阿根廷比索兑主要货币历史上波动较大，比索贬值可能对公司D类股股息的美元或其他货币等价物产生不利影响，并导致D类股和ADS价值下降[140] 法规合规风险 - 公司受反腐败、反贿赂、反洗钱等国内外法规约束，若违反可能对业务、声誉、运营结果和财务状况产生重大不利影响[124] 资本管制风险 - 公司ADS基础D类股的股息和销售所得可能受阿根廷政府资本管制影响，难以兑换成美元并汇出国外[131]

财务数据和关键指标变化 - 2021年调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为38亿美元，符合指引，较2019年疫情前水平高出约6% [7] - 2021年全年收入同比增长超41%，达到132亿美元，仅比2019年疫情前水平低4% [23] - 2021年总运营成本（OpEx）较上一年增长1%，较2019年下降13% [25] - 2021年资本支出（CapEx）计划27亿美元全部执行，约80%集中在上游业务 [27][28] - 2021年自由现金流（FCF）在债务融资前总计8.82亿美元，净债务降至63亿美元，净杠杆率降至1.6倍 [29] - 2021年第四季度收入为36亿美元，与上一季度持平；调整后EBITDA为8.34亿美元，较上一季度下降28%，但比2019年同期高出26% [30][31] - 2021年第四季度总OpEx环比增长12%；CapEx支出超9亿美元，各业务板块均有增加，上游业务占比77% [31][32] - 2021年第四季度自由现金流在债务融资前为1.43亿美元，净债务再减少1.84亿美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 2021年第四季度石油产量环比增长3.2%，但总产量因维护工作下降2.3% [33] - 与2020年同期相比，2021年第四季度总产量增长14.5%，页岩油增长62%，页岩气几乎翻倍，页岩产量占比从21%升至35% [34] - 2021年第四季度，天然气价格受新计划季节性调整影响降至每百万英热单位3.1美元，原油平均实现价格环比上涨4.4%至每桶约58美元 [35] - 2021年第四季度完成36口新水平井，全年完成138口，创历史新高 [36] - 2021年第四季度，压裂和钻井速度持续改善，页岩油核心枢纽开发成本较五年前下降超50%，第四季度估计平均为每桶7.2美元 [38] - 2021年总探明储量同比增长24%至超11亿桶油当量，储量替换率达2.3倍，为过去20年最高 [39] 下游业务 - 2021年第四季度国内燃料需求环比增长9%，超过2019年疫情前水平7%，汽油需求环比增长15%，柴油需求增长5% [41] - 2021年第四季度炼油厂利用率环比提高近6%，达到85%，但仍低于历史平均水平 [41] - 2021年第四季度零售泵价格几乎持平，汽油价格季度环比下降3%，柴油价格持平 [43] - 2021年底应用程序活跃用户超270万，较上一年增长75%，12月交易超400万笔，占总交易的18% [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年国内柴油和汽油需求显著复苏，第四季度尤为明显，推动炼油厂运行改善，同时进口燃料增加 [12] - 2021年与国际价格相关的产品（如润滑油、丙烷、石化产品和石脑油）价格上涨，对收入产生积极影响 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年公司将继续优先考虑盈利能力和财务实力，通过扩大CapEx计划实现盈利性生产增长，目标净杠杆率不超过2倍 [53] - 2022年CapEx计划为37亿美元，较2021年增加超40%，主要集中在上游业务，其中16亿美元用于常规业务，非常规业务中超过50%净投资用于核心枢纽页岩油业务 [55] - 2022年预计连接近100口新井，扩大页岩油开发，预计总碳氢化合物产量同比增长约8%，核心枢纽页岩油产量预计增长50% [56][57] - 公司成立两个新业务单元协调中游举措，以解决Vaca Muerta油气生产瓶颈问题 [58] - 2022年下游业务将继续对炼油厂进行改造，以适应新燃料规格，预计该项目CapEx在1.5 - 2亿美元之间 [60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年宏观环境充满挑战，全球经济不确定性、地缘政治紧张局势和国际油价波动将增加当地市场的波动性 [53] - 公司有信心执行2022年CapEx计划，通过运营现金流为大部分投资提供资金 [55] - 公司将继续以可持续方式调整泵价格，以抵消货币贬值影响，同时努力缩小本地与国际价格差距，但考虑到阿根廷经济现实，可能难以完全跟踪国际价格 [54] 其他重要信息 - 2021年公司启动加油站形象更新计划，68个地点进行了基础设施改造，新增30个站点，总数超1600个 [13][14] - 2021年公司在安全和环境方面投入约4.65亿美元，较2020年翻倍，比过去五年平均水平高出30%以上 [16] - 2021年公司开展近50万小时培训，推广安全文化，维持安全驾驶计划，降低车辆事故发生率 [17] - 公司高管和员工可变奖金政策基于全面评估，包括财务、运营指标和可持续发展目标，2022年将纳入多元化目标 [18] - 2021年公司在减少直接温室气体排放方面取得进展，设定2022年再减少10%的目标，平均每桶产量二氧化碳当量低于41公斤 [19] - 公司成为阿根廷第二大可再生能源生产商，新增两个风电场，装机容量达175兆瓦，总可再生能源组合近400兆瓦，并宣布建设100兆瓦太阳能光伏项目 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年CapEx预算增加10亿美元，对阿根廷油价有何假设，是否计划提高原油价格？ - 公司将继续监测关键变量，不会完全跟踪国际油价，会考虑经济情况进行价格调整；预算假设的原油和泵价格较为保守，当前价格可能带来上行空间，但需谨慎应对价格波动 [66][70] 问题2: 2023 - 2025年有较多债务到期，公司的偿债策略是什么？ - 2023 - 2024年到期债务规模在8 - 8.5亿美元，公司认为可通过金融机构和本地市场资金进行管理；2025年债券到期，公司将提前积极管理，根据市场情况进行预融资 [72][75] 问题3: 鉴于当前高油价，公司是否收到收购Vaca Muerta土地的意向，是否愿意出售部分土地以满足资金需求？ - 目前因汇率扭曲和投资风险，短期内不太可能有相关交易，公司未将其作为2022年及以后资本支出计划的融资来源，但如有合适机会会考虑 [76] 问题4: 上游利润表中3.38亿美元的其他成本包括哪些，为何季度环比增长如此之快？下游燃料进口利润率如何，对第四季度EBITDA有何影响？ - 其他成本主要与法律应急准备金调整有关，第三季度有房地产资产剥离收益，第四季度无此收益；第四季度燃料进口量增加是为满足需求增长和弥补本地原油采购不足，剔除库存因素后，预计进口占柴油需求比例将降至15% [80][81] 问题5: 修订的EUR估计涉及哪些项目？上游是否面临显著的通胀成本压力？截至去年底，Plan Gas的应收账款是多少？ - EUR估计修订针对Loma Campana区块特定区域；上游面临服务和工资通胀压力，但通过提高页岩产量占比可部分缓解成本压力；Plan Gas首笔75%款项支付基本正常，剩余25%部分有约3000万美元应收账款 [86][89] 问题6: 考虑成本通胀，是否需要调整价格以实现EBITDA预期，当前高油价在阿根廷如何发展，政府是否会资助汽油进口？已钻完井数量从2020年的76口降至47口，如何解读？ - 预算已考虑通胀压力和保守价格假设，将综合考虑通胀和货币汇率对成本结构的影响；公司将谨慎调整价格以维持美元利润率和缩小与国际价格差距，但成功与否受宏观经济和市场因素影响；已钻完井数量下降是因为利用疫情期间积累的库存加速生产，未来库存可能略有增加 [93][98] 问题7: 2022年炼油厂利用率能达到多高，其他闲置炼油厂是否会重新上线，高利用率是否会导致原油出口减少？ - 由于上下游关于本地原油采购的谈判和需求稳定，炼油厂利用率不太可能显著提高；预计进口量全年高于2021年，但平均低于第四季度；对于其他炼油厂情况暂无更多信息 [103][105] 问题8: 2022年现金流量表中现金状况低于预期，如何在不展期债务的情况下支付7亿美元到期债务和37亿美元CapEx？IMF与阿根廷的协议对公司和行业自由定价有何影响？ - 预计2022年调整后EBITDA无显著增长，但现金支出将下降，有正的营运资金变动，可能有少量负自由现金流，需增加债务，但净杠杆率不超过2倍；公司认为IMF协议对自身业务无直接影响，通胀压力会影响价格调整能力 [113][119] 问题9: 2022年预算中营运资金管理预计带来多少流入？新的碳氢化合物法中燃料税抵消章节进展如何？ - 预计营运资金管理有积极影响，但具体金额暂不披露；碳氢化合物法原提案可能无法获批，预计会有更简短具体的提案，燃料税相关内容有望近期明确 [122][124] 问题10: 预计国际LNG价格上涨对阿根廷电力部门的柴油和燃料油需求有何影响，是否能获得更高裂解价差？解决Vaca Muerta产量外输瓶颈的CapEx和新增外输能力是多少？ - 电力部门额外需求可能导致进口增加，无明显业务机会；解决瓶颈的投资包括改造压缩和泵站、新建管道等，预计2022年投入约5000万美元增加2.5万桶/日产能，2023年投入4 - 4.5亿美元增加20万桶/日产能 [132][133]

业绩总结 - 2021年总收入为132.38亿美元，同比增长41%[26] - 2021年第四季度净收入为2.47亿美元，环比增长4%[36] - 2021年调整后的EBITDA达到38亿美元，符合指导并超越2019年疫情前水平6.4%[12] 用户数据 - 2021年本地燃料需求强劲复苏，第四季度超过2019年疫情前水平[12] - 2021年第四季度国内燃料需求较2019年增长7%[61] - 2021年第四季度原油加工量同比增长17%至278千桶/日[62] 未来展望 - 2022年资本支出预计为37亿美元，其中上游28亿美元，下游7亿美元[77] - 2022年预计最大杠杆率为2倍，保持盈利能力[75] 新产品和新技术研发 - 2021年第四季度页岩气产量预计增长45%[77] 市场扩张和并购 - 截至2021年年底，P1储量增加至11亿桶油当量，储量替代率达到历史最高的2.3倍[12] - 2021年P1储量同比增长24.0%，储量替换率为2.3倍，为公司过去20年最高水平[58] - 页岩P1储量增加56.7%（+202百万桶油当量），现占总储量的49%[58] 财务健康 - 2021年自由现金流总计8.82亿美元，实现连续第七个季度的正自由现金流，显著降低负债[12] - 2021年净债务为62.71亿美元，同比减少8.05亿美元[28] - 净杠杆率从2021年3季度的2.0倍改善至1.6倍[74] - 2021年末现金及现金等价物为994百万美元，较2020年末的284百万美元显著增加[64] - 2021年自由现金流连续第七个季度为正，84%的流动性以美元计价或对冲[67] 资本支出 - 2021年资本支出计划完全执行，总额为27亿美元，第四季度贡献9.08亿美元，为年度最高[12] - 2021年运营支出为26.71亿美元，自2019年相比下降13%[26]

业绩总结 - YPF在2021年第三季度的收入为3621百万美元，同比增长56%，环比增长8%[20] - YPF在2021年第三季度的调整后EBITDA超过10亿美元，环比增长6%[15] - YPF的上游调整后EBITDA为795百万美元，同比增长122%[20] - YPF的下游调整后EBITDA为307百万美元，同比下降24%[20] 产量与用户数据 - YPF的总产量为468千桶油当量/日，环比增长38%[24] - YPF的原油产量同比增长6%[24] - YPF的天然气产量同比增长7%[24] - YPF的天然气平均实现价格为每百万英热单位55.3美元[24] 财务状况 - YPF的自由现金流（FCF）为144百万美元，同比下降4%，环比下降54%[20] - YPF的净债务为6455百万美元，同比减少747百万美元，环比减少44百万美元[20] - YPF的净杠杆率降至2.0倍，较2021年第二季度的2.7倍和第一季度的4.9倍有所改善[47] - 2021年第三季度现金及现金等价物的汇率为98.64阿根廷比索兑1美元[42] - 2021年第二季度现金及现金等价物的汇率为95.62阿根廷比索兑1美元[42] 资本支出与投资 - YPF的资本支出（CAPEX）达到696百万美元，创下季度新高，完成了44口水平井[17] - 2021年7月在本地市场发行了3.84亿美元（美元挂钩），到期时间为2032年，利率为5.75%[47] - 2022年债务偿还计划中，2022年预计偿还826百万美元[46] 其他信息 - 2021年短期外债的再融资谈判进展良好[47] - 2021年第三季度的财务资产净支付主要包括租赁支付、外汇差异等[42] - 2021年9月30日的主要债务摊还计划已转换为美元[44] - 2021年剩余的短期承诺已完全预先融资[43]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA超11亿美元，较上季度增长6%，比2019年第三季度高18%，比2017 - 2019年第三季度平均水平高11%；前9个月累计调整后EBITDA达30亿美元，EBITDA利润率为31%，为过去5年同期最高 [13] - 第三季度营收环比增长8%，达36亿美元，较2019年同期增长9% [16] - 第三季度资本支出（CapEx）环比增长6%，前9个月累计达18亿美元，其中83%用于上游业务 [16][17] - 第三季度自由现金流为正，达1.44亿美元，净债务减少4400万美元，若考虑金融资产投资，净债务减少1.51亿美元；过去12个月净债务减少约7.5亿美元，含非流动性资产则减少8.9亿美元 [18] - 9月底净杠杆率降至2倍，流动性超短期债务，未来12个月到期债务不足10亿美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 油气总产量环比增长7%，较去年第四季度平均产量累计增长17% [18] - 天然气产量环比增长14%，页岩气产量较上季度增长64%，突破型页岩气产量增长74%；原油产量与上季度基本持平，页岩油第三季度增长5%，10月较第三季度平均水平增长17%，核心产区净油产量超5万桶/日 [19][20] - 天然气价格上涨10%，平均每百万英热单位4.2美元；原油平均实现价格上涨7%，至每桶55美元 [20] - 第三季度水平井完井数量创纪录，共44口新井（37口页岩油井、7口页岩气井），前9个月累计99口 [21] - 钻井时间较第二季度改善近20%，较2019年平均水平改善35%；压裂作业效率提高，第三季度平均每月每套设备达188级，较上季度提高27%，较2019年平均水平提高81% [23][24] 下游业务 - 国内主要精炼产品销量环比增长13%，汽油销量增长22%，9月达到2019年疫情前水平；VSOE国内销量环比增长8%，较2019年第三季度平均水平高3% [24] - 炼油厂利用率环比基本不变，平均每天26.3万桶，较去年同期增长13%，但较2019年第三季度疫情前水平低9% [25] - 汽油和柴油平均净价（美元计价）与上季度持平，与2019年平均水平相当 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 国内汽油和柴油需求在第二季度末解除流动性限制后持续复苏，10月初步数据显示需求达到或略高于2019年疫情前水平 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续专注于开发非常规资源，加大上游资本支出，特别是明年有望增加，以推动原油产量增长 [40][41] - 推进下游炼油厂改造和升级项目，预计未来3年投入大量资本支出 [40] - 积极推进可持续发展和能源转型议程，减少碳排放，提高油气业务效率，发展新能源业务，如YPF Luz的风电项目 [7][8] - 行业下游业务利润率面临风险，当地独立生产商要求缩小本地原油价格与出口平价的折扣，下游企业向终端转嫁价格上涨难度较大，公司将密切关注关键变量以调整终端价格 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管当地宏观经济存在不确定性，可能影响近期燃料价格调整能力，但公司仍上调全年调整后EBITDA指引至38 - 39亿美元，重申全年资本支出27亿美元和下半年油气产量目标，原油产量有望超预期 [11] - 短期内天然气产量预计相对稳定，因Vaca Muerta地区存在运输限制，待新的天然气管道项目实施后，有望实现进一步增长；原油生产有较大增长潜力，公司将加大资本投入 [37][38][41] 其他重要信息 - 7月中旬，公司成功在当地资本市场发行3.84亿美元、11年期美元挂钩债券，票面利率5.75%，按面值定价 [27] - 第三季度偿还约1.9亿美元未偿债务，其中贸易融资和其他银行贷款约9500万美元，当地债券5500万美元，2025年3月国际债券半年期摊销4300万美元 [28] - 9月底现金及短期投资超10亿美元，较上季度增加9900万美元；另有1.44亿美元非流动性投资 [29] - 公司正推进跨境多边融资，若交易达成，将匹配国际债券摊销，减少对央行外汇储备的净需求 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 未来几年公司增长潜力如何，天然气和原油产量的上行空间及运输限制情况 - 公司认为增长潜力主要在原油，短期内天然气产量因运输限制预计相对稳定，待新管道项目实施后有望增长；公司将加大上游资本支出，推动原油产量增长 [37][38][41] 问题2: 公司是否参与Rio Negro的绿色氢项目，有无其他相关项目 - 公司未参与该项目，但通过Y - Tec研发子公司参与阿根廷企业绿色氢研发联盟，处于研发初期 [42] 问题3: 页岩生产效率提升空间及未来举升成本趋势 - 公司预计页岩业务运营效率将继续提升，钻井方面提升空间更大，压裂也会有一定改善；随着页岩产量在总油气产量中占比增加，平均举升成本有望降至每桶10美元以下 [48][50] 问题4: 今年第四季度资本支出和EBITDA预期，2022年资本支出与杠杆平衡，以及国内燃料价格与国际平价差距 - 第四季度资本支出预计超9000万美元，主要由上游业务带动；EBITDA预计环比下降，主要因天然气业务季节性因素和宏观变量影响；2022年不计划进一步去杠杆，将利用机会加速页岩资源开发，长期杠杆率维持在2倍左右；公司将根据关键变量和宏观环境考虑调整终端价格，使本地价格与国际价格接轨 [60][61][62][58] 问题5: 2022年净债务是否稳定或增加 - 若现金流水平与今年相当，公司预计增加资本支出，净债务和杠杆率不会下降 [67] 问题6: 未来一个月终端价格调整预期，价格冻结对下游利润率和资本支出计划的影响，Mega设施处理量减少的影响，以及跨境融资情况 - 公司将密切关注变量，不认为价格会冻结，会谨慎调整终端价格；Mega设施处理量减少是季节性和维护原因，已在EBITDA预测范围内；跨境融资为中期、有竞争力的融资，若未达成，公司有其他替代方案，当前外汇限制不影响履行债务承诺 [73][75][76] 问题7: 运营费用节省计划是否完成，是否继续寻找非核心资产出售机会，以及明年35亿美元资本支出目标情况 - 公司对目前运营费用节省成果满意，将持续寻求效率提升；在非常规区块可能进行小规模非核心资产剥离，在成熟常规区域分析潜在资产出售机会；明年35亿美元资本支出目标尚未正式确定，需完成预算审批流程 [80][81][82][86] 问题8: 2022年自由现金流、资本支出和EBITDA预期，以及燃料进口情况 - 公司将维持健康财务状况，净杠杆率不超过2倍，现金余额保持在8 - 10亿美元；预计增加资本支出，依靠强劲EBITDA、营运资金贡献和应收账款回收来支持；第四季度因需求增加，柴油进口量预计达销量的20%，公司将关注价格变量做出决策 [91][93][94][97] 问题9: 若油价降至50美元，资本支出灵活性及目标优先级 - 公司主要目标是保持财务健康，净杠杆率维持在2倍以内，将根据现金流情况灵活调整资本支出目标 [96]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）达11亿美元，环比增长41%，比2019年同期高14% [5] - 连续第五个季度，债务融资前自由现金流为正，达3.11亿美元，上半年净债务累计减少6亿美元，6月底降至65亿美元，净杠杆率大幅下降，回到契约限制范围内 [11] - 第二季度营收环比增长26%，超33亿美元，但仍比2019年第二季度低9% [15] - 运营成本（OpEx）环比增长18%，但比2019年第二季度低17%，剔除4月内乌肯省封锁的非经常性备用成本后，降幅达20% [16] - 每桶油当量的整体开采成本比疫情前低约10%，但环比增长5% [17] - 调整后EBITDA环比增长41%，达11亿美元，比2019年第二季度高14%，EBITDA利润率季度内提高超3个百分点，达32% [19] - 第二季度净运营结果为3.1亿美元，几乎是2019年第二季度的两倍，但由于6月国会批准修改企业所得税税率，产生重大递延所得税负债，导致净利润仍为负 [20] - 资本支出（CapEx）环比增长19%，达5.8亿美元，上游占比超80% [21] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 总碳氢化合物产量环比增长6%，主要集中在天然气，增长7%，页岩气产量环比增长35%，运营区域内增长48% [23] - 原油产量增长约1%，页岩油增长7%，核心枢纽同比增长48%，常规产量略有下降 [24] - 本季度页岩产量占总产出的26%，首次超过四分之一 [24] - 天然气价格显著回升，平均每百万英热单位3.8美元，与2019年水平一致；原油平均实现价格小幅升至每桶51.6美元 [25] - 上半年共完成55口新水平井，包括17口页岩气井和38口页岩油井，创2015年引入水平钻井以来新高 [26] - 压裂速度二季度平均每套设备每月148级，比2019年平均水平提高42%，7月达194级 [27] - 水平井钻井速度，二季度平均每日每井156米，剔除封锁影响后调整为181米，比2019年平均水平提高13%，7月底在班杜里亚南完成一口新井，用时不到20天 [28] 下游业务 - 主要精炼产品国内需求环比收缩3%，汽油需求环比收缩17%，比2019年低18%；柴油国内销售增长约7%，比2019年第二季度仅低3% [29] - 7月，汽油和柴油需求延续6月的积极趋势，与2019年同月相比，汽油为 - 7%，柴油为 + 5% [30] - 二季度加工水平环比略有下降，平均每日26.6万桶，比去年同期下降近40% [30] - 主要国内精炼产品平均净价格环比上涨约15%，比去年同期平均净美元价格高约25% [32] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司对执行27亿美元的资本支出计划充满信心，预计全年调整后EBITDA为35亿美元 ± 5%，年底净杠杆率降至2倍或更低 [12][13] - 未来将继续监测国际和当地原油及生物燃料价格，以及关键宏观经济变量，制定未来定价策略，保持价值链合理利润率 [33] - 公司持续关注成本降低和结构效率提升，努力维持成本效率，尽管面临通胀压力，但仍争取将成本降低幅度保持在15% - 20% [63][64] - 公司积极与政府就新的碳氢化合物法进行对话，期望该法能提供促进投资的激励措施，如特定出口条件、外汇市场准入、天然气出口方案、成熟常规油田投资激励和特定财政优惠等 [78][79][80] - 公司战略聚焦核心油气业务，优先快速开发Vaca Muerta资源，与国际关键参与者就新的 farming 协议进行对话，同时分析成熟常规区域的投资可能性，优化资本配置 [100][102] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对执行27亿美元的资本支出计划有信心，生产目标有下半年上调的可能，为明年提供更好起点 [12] - 预计明年油气产量将持续增长，尤其原油，但天然气产量短期内不会显著增加，公司将专注维持天然气现有水平，增加原油产量 [58][60] - 对于中期和长期战略，需等待新的碳氢化合物法出台后再做调整，公司对此抱有较高期望 [62] - 尽管通胀对成本有压力，但公司会尽力维持成本效率，全年成本降低幅度可能在15% - 20% [63][64] - 未来泵价格的调整将取决于当地原油和宏观经济变量，若这些变量在预期范围内，短期内不会有重大调整 [69][70] - 公司预计未来仍将是净出口商，虽短期内仍需进口部分优质柴油和汽油，但随着Vaca Muerta产量增加，未来几年有望成为原油净出口商 [88][91] 其他重要信息 - 公司运营和财务状况的改善得到阿根廷评级机构的认可，7月评级上调 [40] - 7月成功在当地资本市场发行3.84亿美元、11年期与美元挂钩的债券，为下半年融资需求提供资金 [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 下半年资本支出部署情况及未达预期的影响 - 上半年资本支出略低于计划，主要是一季度活动启动较慢，二季度受内乌肯省封锁影响，但调整后公司认为三、四季度的资本支出可管理，有信心年底前完成27亿美元的全年计划，并确认生产目标，下半年有上调可能 [45][46][48] 问题2: 2022年到期债务的负债管理时间表 - 未来12个月短期债务量为多年来最低，约11亿美元，其中约60%为银行贷款和当地债券，40%为国际债券到期。公司认为通过与合作银行的进一步融资和当地债券，有能力为国际到期债务再融资，且此前的负债管理已为央行外汇储备提供现金缓解，有望获得所需美元。此外，公司还在与多边机构合作潜在跨境融资安排 [49][50][52] 问题3: 增加资本支出对明年油气产量的影响及长期展望，以及当前成本压力情况 - 预计明年油气产量将持续增长，尤其原油，但天然气产量短期内不会显著增加，公司将专注维持天然气现有水平，增加原油产量。中期和长期战略需等待新的碳氢化合物法出台后再做调整。当前通胀对成本有压力，但公司已实现结构性成本降低，未来将尽力维持成本降低幅度在15% - 20% [58][60][62] 问题4: 下半年价格走势、全年开采成本和总成本预期，以及ESG方面的资本支出计划 - 未来泵价格取决于当地原油和宏观经济变量，若这些变量在预期范围内，短期内不会有重大调整，目前当地价格比进口质量平均低10% - 16%。预计全年剩余时间开采成本平均维持在每桶油当量11美元左右，传统领域开采成本可能上升，非常规领域将下降。公司未分配特定ESG资本支出，但持续致力于减少二氧化碳排放，通过子公司YPF Luz参与能源转型项目 [68][70][71] 问题5: 二季度资本支出与去杠杆的平衡，以及新碳氢化合物法的讨论话题 - 预计年底杠杆率降至2倍或更低，比预期快，公司认为该杠杆水平合理，可通过维持该水平最大化Vaca Muerta资源的增长潜力，未来将根据现金流情况调整资本支出机会，保持杠杆稳定。新碳氢化合物法旨在促进石油和天然气行业投资和发展，公司期望该法提供促进投资的激励措施，如特定出口条件、外汇市场准入、天然气出口方案、成熟常规油田投资激励和特定财政优惠等 [80][81][82] 问题6: 公司国际贸易平衡的展望 - 过去几年公司总体上是净出口商，预计未来仍将如此，非石油业务活动将增加。在燃料方面，国家稳定需求后仍需进口部分优质柴油，公司认为投资扩大炼油产能不高效。随着Vaca Muerta产量增加，未来几年公司和国家有望成为原油净出口商，可弥补精炼产品进口 [88][89][91] 问题7: 新天然气计划的财务情况，其他公司在阿根廷活动对公司的影响，以及公司优化投资组合策略的进展 - 新天然气计划生产大幅增加，超过承诺水平。财务方面，政府已按时支付4月补贴，5月补贴支付延迟约10天，约1400万美元，预计很快收到；此前月份剩余25%补贴约300万比索（超3万美元）逾期未付，预计近期支付。公司战略聚焦核心油气业务，优先开发Vaca Muerta资源，与国际关键参与者就新的 farming 协议进行对话，但近期无重大交易预期，同时分析成熟常规区域的投资可能性，优化资本配置 [95][96][100] 问题8: 新生物燃料法对公司的影响，下半年燃料价格和内部原油价格走势，以及常规原油生产的计划 - 公司认为新生物燃料法将生物燃料强制掺混要求降至5%是合理的，可缓解供应压力，稳定生物燃料和炼油市场。燃料价格方面，若关键变量稳定，短期内泵价格不会有重大调整，当地原油价格将维持与国际价格的差异，可能略有缩小。常规原油生产方面，公司专注于三次采油，未来几个月预计投资约1亿美元用于三次采油，以缓解常规油田自然产量下降 [107][109][113]