财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收减少13%，主要因主要产品汽油和柴油需求与价格降低，天然气收入下降22%（价格降低10%所致） [24] - 运营成本方面，开采成本和炼油成本分别绝对增加8%和22%，开采成本增加因提高某些成熟油田生产性能的修井活动增多，炼油成本增加因转化装置维护工作增多；但今年前九个月炼油成本同比仅增加5% [24] - 特许权使用费和原油采购分别下降27%，均因美元计价的天然气和原油价格降低 [25] - 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）美元计价下降15%，EBITDA利润率维持在近30%水平 [25] - 运营现金流达12亿美元，同比增长19%，足以覆盖本季度8.1亿美元投资，资本支出（CapEx）较2018年第三季度降低5%，主要因货币贬值和各业务板块的CapEx削减举措 [26] - 本季度新增税后减值费用311亿墨西哥比索（期末汇率折合5.4亿美元），主要因新天然气市场动态下天然气价格降低 [31] - 第三季度投资达8.04亿美元，较2018年第三季度水平低10% [33] - 融资活动金额达7.96亿美元，包括9月偿还3亿瑞士法郎债券、2.43亿美元利息支付、近5000万美元股息和约9000万美元租赁付款 [34] - 截至2019年9月底现金头寸仍强劲，包括短期和中期流动性现金投资达10亿美元；4月开始收取政府2017年天然气计划应计债券分期付款，本季度约达2500万美元，改善了营运资金；年底预计从7.5亿美元总额中收取3亿美元 [35] - 杠杆比率为净债务与调整后EBITDA的1.98倍，处于年度2倍目标范围内，债务平均期限约6年 [39] - 比索平均利率升至55.8%，美元债务平均成本稳定在7.6% [40] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 调整后EBITDA较2018年第三季度减少3.45亿美元，收入增长23%（受原油和天然气价格降低影响），现金成本下降12%（主要因特许权使用费支付减少） [28] - 2019年第三季度上游CapEx达6.91亿美元，较2018年第三季度水平低3%，钻井和修井占上游CapEx的67%，设施建设占25%，勘探及其他活动占8%；本季度共钻并投产109口新井，其中33口非公司运营 [33] 天然气与电力业务 - 调整后EBITDA增加5000万美元，主要因浮动液化天然气（LNG）相关平均价格和成本降低（去年无此项） [29] 下游业务 - 调整后EBITDA较去年增加1.18亿美元，收入下降8%（因本地市场销售减少，主要受汽油和柴油价格及需求略降影响，但出口收入增加），成本降低（因原油和分叉成本降低及燃料进口减少，部分被炼油成本增加抵消） [29][30] - 2019年第三季度炼油厂利用率较2018年第三季度提高2.6%，达每天处理29.7万桶原油，炼油专业度达90% [65] - 销售总量与去年同期基本持平，本地市场销量下降2%（主要因柴油和汽油需求降低）；汽油销售下降2%（优质汽油需求下降9%，部分被普通汽油销量增加抵消）；柴油销售下降6%（普通和优质产品需求均降低，优质产品降幅5%）；本季度市场份额略有下降，但仍保持在56%的强劲水平，优质产品Infinia汽油和Infinia柴油市场份额保持在60%以上 [66][67] - 今年前九个月下游调整后EBITDA每桶达11美元，略高于去年水平，但仍低于前年 [68] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场，本季度天然气实现价格为每百万英热单位4美元，去年为4.5美元，季度末接近3.5美元；市场现状为供应大于需求，导致天然气积压和价格压力 [60][64] - 燃料市场，年初公司燃料混合价格与进口平价差距缩小，但总统初选后，因比索贬值和需求疲软，价格低于进口平价，8月16日起实施90天燃料价格冻结；此后行业与政府沟通，9月和11月政府分别允许泵价上调4%和5%，总计上调9%，但仍比进口平价低15% - 20%；目前本地泵价以美元计处于历史低位 [69][70][71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于提高页岩油开发的生产率和降低成本，集中投资于三个核心页岩油区域：Loma Campana、La Amarga Chica和Bandurria Sur [74] - 天然气业务方面，在看到能以有竞争力的价格销售所生产的每立方米天然气之前，将限制投资；同时保护本地市场份额，减少削减量，增加出口 [75] - 公司认为价格冻结是政府临时措施，相信燃料价格将逐步回升，以支持行业持续投资 [76] - 公司计划在2020年实现平或收支平衡的自由现金流，考虑利息因素下债务基本保持不变；可能会将原计划2020年的部分增长推迟一年 [98][99] - 公司将继续关注Vaca Muerta的发展，预计2020年在上述三个核心页岩油区域增加资本支出和产量；同时也会兼顾常规业务，包括寻找新油田、改善二次采油和三次采油效果以及继续勘探工作 [99][100] - 公司希望燃料价格逐步向国际价格调整，以维持投资环境的支持性；期待新政府出台有助于保障Vaca Muerta投资安全的法律，并愿提供建议 [84][90] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司面临艰难经营环境，8月初选意外结果及后续政治动荡导致货币大幅贬值、通胀飙升，经济放缓，政府实施90天燃料和原油价格冻结，天然气价格呈下降趋势 [9][10][11][12] - 公司迅速做出反应，保护现金，向政府解释措施负面影响并提出替代方案，推迟投资（安全、可靠性和可持续性相关投资除外），与数千家承包商和供应商谈判以转嫁价格冻结影响，与合作伙伴重新审视明年计划，调整钻机数量，偿还到期债务并展期短期债务 [12][13][14] - 尽管环境艰难，公司仍实现近10亿美元EBITDA，正自由现金流，产量符合原预算；政府逐步放宽价格管制，预计价格冻结到期后不再续签 [16][17] - 公司预计今年EBITDA约37亿美元，CapEx约32亿美元，产量下降约3%，净杠杆约2.15倍；认为长期增长不受近期事件影响，Vaca Muerta仍是公司、行业和新政府的优先事项，2020年可能会有小幅增长 [77] 其他重要信息 - 本季度公司一口勘探气井发生井控事件，部署应急计划和快速反应小组后，约三周控制住井况，无人员伤亡和环境影响（期间有天然气燃烧） [18] - 公司近期发布2018年可持续发展报告，涉及运营和日常业务管理的多个内外部方面，包括保障人员安全、确保供应链合规、与当地社区合作以及推动运营和市场产品服务创新等；将继续跟踪道琼斯可持续发展指数下的ESG评分，评估结果将于年底由RobecoSAm提供，同时期待MSCI ESG评级更新，公司在这些问题上接受纽约银行梅隆可持续发展团队的建议 [20][21][22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司的愿望清单是什么，新政府即将出台的能源政策有何信号；自价格下降和选举结果公布后，国际石油公司（IOCs）的反应及未来在Vaca Muerta的投资意愿；公司如何规划LNG投资增加与大型设施建设；补贴应收款的具体数字是多少 - 公司希望燃料价格逐步回升，认为若无合适价格激励，难以推动Vaca Muerta的整体投资；目前与合作伙伴正在确定明年计划，在提及的大型页岩油开发项目中，明年资本支出将增加，成功结果将抵消短期价格冻结的负面影响 [82][84] - 明年LNG投资可忽略不计，浮动驳船已运营，无需额外投资，大型LNG项目仅进行工程设计，可能推迟一年，但会继续关注和开展相关工程 [81] - 关于2017年天然气计划的应收款，目前已收取2.35亿美元，每月约有2500万美元的息票；原计划约7亿美元，若按每月支付，到明年年底将收取近一半 [86][87] 问题2: 新政府是否在制定有助于保障Vaca Muerta投资安全的法律，公司是否参与制定，期望该法律包含哪些内容 - 目前费尔南德斯政府中尚无明确人员可就潜在新法律进行详细讨论；公司认为这是个好主意，若政府有此计划，公司和行业将有机会提供建议；当选总统多次提及Vaca Muerta开发对政府的重要性，希望未来几周能有更清晰信息 [90][91] 问题3: 公司如何应对近期政治变化带来的新情景，各要点与今年和明年正负自由现金流的匹配情况；油价和燃料价格冻结下周结束，行业是否与新当选政府就燃料价格政策进行沟通，这对Vaca Muerta的长期投资有何影响 - 公司计划明年实现平或收支平衡的自由现金流，考虑利息因素下债务基本保持不变；可能会将原计划2020年的部分增长推迟一年；将继续专注于Vaca Muerta，尤其是核心页岩油区域，预计这些区域资本支出和产量将显著增加；目前尚不清楚公用事业情况如何演变，但这并非公司关键驱动因素 [98][99][101] - 公司和行业希望价格逐步向国际价格调整，目前尚未明确与新政府沟通的具体人员，但会继续表明继续投资的承诺和对价格调整的期望 [97] 问题4: 如何看待未来获取流动性的问题，流动性来源和控制杠杆的手段有哪些，如何确保公司不会出现流动性短缺 - 公司将规划一年不增加债务，从比率角度看，杠杆比率是否增加取决于能否保持EBITDA平稳或仅有小幅下降；短期流动性方面，公司近期在本地市场筹集资金，滚动贸易融资无困难，短期银行贷款未减少；预计明年到期债务低，将在一段时间内不参与国际资本市场；可能会重新考虑本地资本市场，但目前情况良好，有10亿美元现金头寸且不打算使用，预计将展期所有到期短期债务 [107][108][109][110] 问题5: 维持生产平稳所需的资本支出大致水平是多少，每1%产量增长的敏感性如何 - 公司预计明年原油产量不会下降，天然气可能因年初决策放缓投资而减少；在La Amarga Chica、Loma Campana和Bandurria Sur增加资本支出后，预计原油产量将继续增长；虽资本支出低于今年，但应能保持生产平稳甚至增长 [114][115][116] 问题6: 若下周价格冻结不延长，公司提高油价至出口平价的策略是什么，泵价将如何调整 - 公司认为上游和下游受影响程度不能简单判断，需综合考虑各因素；价格冻结结束后，公司将谨慎提高价格，考虑阿根廷社会和经济情况及客户需求；原油价格将取决于市场情况，预计会与下游价格同步逐步回升，以实现健康的一体化行业 [120][121][122][123] 问题7: 2020年是否计划开始报告Amarga Chica和Bandurria Sur的成本和井数据；低碳是否会在2020年资本计划中占比更高 - 2020年将开始报告Vaca Muerta不同区域（包括处于试点阶段的区域）的相关信息，可与投资者关系团队沟通所需信息 [126][127] - 部分低碳投资来自YPF Luz的发电业务，该公司自行融资；公司有能源效率转型计划，密切关注运营效率提升和减排；明年将投资约1亿美元用于降低炼油厂硫含量，与整体可持续发展努力相关 [129][130][131] 问题8: 近期新闻报道显示压裂活动在过去几个月大幅减少，能否提供更多相关信息及第四季度短期生产指导；短期内天然气价格以美元计的表现如何，是否会对年底天然气储量造成减值风险 - 行业压裂活动在过去几个月有所减速，但公司页岩油区域尚未出现这种情况，减少的主要是页岩气业务，这是之前的决策，与价格冻结无关；预计明年活动较今年减少，常规业务钻机数量将低于今年，但三个页岩油区域资本支出将增加 [136][137][138] - 天然气价格逐季下降，本季度平均4美元/百万英热单位，9月约3.5美元，第四季度将低于3美元；预计明年价格低于今年，但随着上游企业减少天然气投资和产量下降，供应过剩情况将缓解，价格将逐步恢复正常 [138][139][140] 问题9: 在当前不确定环境下，公司的股息政策如何 - 目前无法给出确切答案，这将是年底董事会和可能与股东讨论的内容；公司一直希望保持可预测的股息政策，原业务计划中预计股息会增长，但新情况可能会推迟这一计划，最终将取决于现金状况，保护和保存现金及维持良好资产负债表是公司优先事项 [145][146] 问题10: 2021年或三个页岩油开发区域的资本支出计划（以美元计）是多少；天然气资产减值测试中使用的天然气价格假设是多少 - 目前无法提供具体数字，计划需在12月通过董事会审批；可以确定的是，三个页岩油开发区域资本支出将增加，但具体增幅暂无法披露 [149] - 减值测试中使用的明年天然气价格低于今年，符合当前预期；长期价格基本保持在4美元/百万英热单位左右，因为公司认为随着天然气产量下降，价格将逐步回升至该水平 [150][151] 问题11: 资本支出加速是否意味着井数量增加 - 应假设钻机和井数量会增加，但这些井与往年不同，在水平段长度、每口井的压裂页数和高密度完井等方面有所改进，公司正在寻找降低非常规开发成本的方法，资本支出增加与井数量增加并非线性关系 [152][153]

业绩总结 - YPF第三季度2019年收入为33.09亿美元，同比下降12.6%[17] - 调整后EBITDA为9.77亿美元，同比下降15.0%[17] - 运营现金流为11.96亿美元，同比增长18.9%[17] - 资本支出（CAPEX）为8.10亿美元，同比下降4.8%[17] - 2019年调整后EBITDA预期为37亿美元，资本支出预期为32亿美元，生产量预期下降3%[56] 用户数据 - 碳氢化合物生产保持平稳，日产量为53万桶油当量（Kboe/d）[17] - 净页岩油生产同比增长54.9%[17] - 页岩油和气的净生产量同比增长77.1%[35] - 自然气生产量为43.7百万立方米/天，较Q3 2018的36.8百万立方米/天增长18.8%[44] - 原油加工量为287.4千桶/天，较Q3 2018的280.2千桶/天增长2.6%[46] 价格与市场动态 - 自然气实现价格为每百万英热单位4.5美元，较Q3 2018的3.5美元增长28.6%[44] - 下游调整后EBITDA为每桶12.1美元，较2018年的10.4美元增长16.3%[49] - 燃料混合价格与进口平价的差异扩大，显示出价格冻结的影响[49] - 当前油价处于历史低位，反映出市场的挑战[52] 财务状况 - 现金及现金等价物在2019年第三季度末为10.42亿美元[22] - 净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为1.98倍[31] - 净杠杆率预期为2.15倍，显示出公司财务纪律的关注[56] 未来展望与策略 - 公司积极管理投资组合，以应对燃料定价的挑战[56] - 2019年第三季度的天然气生产受到季节性需求的推动[44]

财务数据和关键指标变化 - 以阿根廷比索计算，本季度收入增长72%，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）达416亿比索，利润率为26% [20] - 总资本支出（CapEx）为488亿比索，较2018年第二季度增长15%，超过本季度407亿比索的运营现金流；剔除一次性交易后，收购前的资本支出与运营现金流相符 [21][22] - 以美元计算，本季度当地平均汇率较2018年同期变动近87%，总收入下降7.3%，主要因主要产品汽油和柴油需求和价格下降；天然气收入下降33%，因销量和价格分别降低；总出口量略有增加，部分抵消了收入下降 [23][24] - 美元计价的运营成本中，开采和炼油成本分别增长3.4%和6.5%；特许权使用费下降23.5%，原油采购下降6.5%；调整后EBITDA下降10%，利润率维持在30%左右 [24][25] - 公司总资本支出达11亿美元（含并购活动），常规运营投资为9亿美元，较2018年第二季度增长11%，主要受Vaca Muerta地区业务推动 [26] - 2019年第二季度上游资本支出为7.26亿美元，较2018年同期增长5.9%；下游资本支出为1.36亿美元，较2018年第二季度增长19.7% [27][28] - 调整后EBITDA较2018年第二季度增长68%，主要因上游业务运营结果改善，下游业务增长30亿比索，天然气和电力业务增长10亿比索 [30][31][33] - 本季度现金生成总额达4.07亿比索，较去年同期增长48%，主要因EBITDA增加1.94亿比索，部分被更高的营运资金需求抵消 [33][34] - 截至2019年6月底，现金头寸强劲，包括短期和中期流动性现金投资达672亿比索；4月开始收取政府2017年天然气应计债券分期付款，本季度已收到约1.5亿美元，今年还将收取1.5亿美元 [35] - 本季度自由现金流达10亿比索，但包含上述收购后为负；天然气头寸足以覆盖今年短期债务到期；6月发行5亿美元10年期债券，收益率为每季度百分之三 [36][37] - 2019年大量债务到期与贸易融资有关，公司一直在展期；2020年已安排部分以比索计价的到期债务；2021年3月到期的10亿美元美国债券有足够时间进行债务管理 [38][39] - 杠杆比率为净债务与调整后EBITDA的1.9倍，在年度目标两倍以内；债务平均期限约为六年；比索平均利率降至44.76%，美元债务平均成本稳定在7.54% [39] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 总碳氢化合物产量较2018年第二季度下降5.3%，至51.57万桶油当量/日，但较第一季度增长6% [41] - 原油产量为22.4万桶/日，较去年同期略有下降，若剔除成熟油田剥离和停电影响，产量将略有上升；页岩油产量增长持续抵消常规产量下降 [42][43] - 天然气产量因供应增加、天气温和、需求疲软和停电等因素，较2018年第二季度下降8.8%，至4000万立方米/日；若不考虑减产、停电和成熟资产出售，产量较去年同期下降3%；季度环比增长15.5%，7月产量为4400万立方米/日 [44][45][46] - 液化天然气（NGL）产量下降5.3%，至3.94万桶/日，受6月停电和石化厂爆炸影响 [53] - 页岩油产量贡献了2.7万桶油当量/日的额外产量，致密油产量减少1.9万桶油当量/日；常规业务专注于提高二次采收率和扩大有效载荷；净页岩油产量达8.2万桶油当量/日，较去年同期增长48%，季度环比增长16%；页岩油占总原油产量的14% [54][56][57] 下游业务 - 2019年第二季度炼油厂利用率较2018年同期下降4.4%，至26.3万桶原油/日，主要因6月停电和部分计划停产 [74] - 总销量较去年同期下降3.5%，本地市场销量下降4.1%，主要因柴油和汽油需求下降；出口量增长3.1%，主要受喷气燃料出口增加推动 [75] - 本季度汽油和柴油市场需求分别下降5.3%和3.2%，公司燃料销售仅下降2%，市场份额保持在57%，优质产品市场份额超过60% [77][78] - 下游调整后每精炼桶EBITDA为7.2美元，与去年第二季度相似；预计下半年利润率将随着炼油产量正常化而恢复 [80][81] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场供应过剩，因激励价格计划后产量增加、天气温和和需求疲软，影响了公司天然气生产和价格；公司持续减产，但本季度减产量低于上一季度 [12][13] - 当地平均汇率较2018年同期变动近87%，影响了公司以美元计价的财务数据，如总收入下降7.3% [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将重点转向增加页岩油产量，目前在原油窗口有18台钻机；继续提高生产率和降低开发成本，扩大现有页岩油开发集群规模，并评估两个新集群 [6] - 积极管理资产组合，出售非核心成熟资产，同时抓住投资机会，收购优质页岩油区块和热电厂股权 [7][8] - 实施技术以提高运营安全和绩效，与微软建立战略联盟，支持数字化转型；推出企业风险投资基金YPF ventures，投资创新技术公司 [9][11] - 采取短期、中期和长期措施增加天然气需求，包括限制天然气投资、出口天然气和液化天然气、建设地下储气库、扩大天然气价值链和推进大型液化天然气终端项目 [47][49][51] - 持续优化成熟油田投资组合，专注于提高二次采收率和扩大有效载荷，以提高原油成熟油田的采收率 [55] - 对石油中游行业进行细致研究，确保未来能够应对产量增长，包括改造现有管道、增加泵送能力、升级出口终端和激活太平洋出口路线 [72][73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2018年第二季度阿根廷经济活动放缓，通胀持续，但本季度末部分变量趋于稳定，汇率升值，通胀率下降；天然气市场供应过剩局面持续，但公司减产幅度低于上一季度 [11][12] - 公司有信心实现今年三个主要页岩油开发项目的产量目标，页岩油产量将继续抵消常规油产量下降；预计下半年产量将回升，主要通过恢复天然气产量和增加页岩油产量 [84][112] - 尽管面临挑战，但公司6月成功进入全球债券市场，将继续监测市场并及时应对；2019年资本支出预计在35 - 40亿美元区间下限，产量目标在 - 2%至 - 3%之间，EBITDA目标接近40亿美元 [87][88] 其他重要信息 - 公司安全指标虽在上半年略有上升，但仍处于过去十年最低水平之一；公司一直致力于可持续发展实践，目标是到2023年实现低碳排放；2018年可持续发展报告将于8月底发布，公司将继续跟踪道琼斯可持续发展指数的ESG评分 [16][17][18] - 可再生能源占公司总能源消耗的70%，公司通过研发子公司分析新能源解决方案，并推出企业资本专注于新能源和移动解决方案 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 更长页岩井的表现及对提高EOR的作用、LNG项目的大规模规划及公司财务投入、第二季度营运资金压力及下半年趋势 - 目前公司开发的平均井水平段约2000 - 5000米，有36段压裂；已钻一口3200米水平井，EOR高于之前的井，约150万桶油当量；正在钻两口4000米水平井，有60段压裂，目前评估EOR还为时尚早 [91][92] - LNG项目是增加天然气需求的举措之一，大型LNG终端项目正在研究中，已聘请工程公司进行预可行性研究，年底会有更多结果；目前与多家公司洽谈合作，项目为行业项目，现在谈公司财务投入和持股比例还太早 [93][94][95] - 营运资金将得到改善，冬季因分销公司付款和销售增加，与之前季度有差异；公司正在收取2017年天然气欠款，有助于改善营运资金 [96][97] 问题2: 未来12个月天然气需求是否会大幅增加、当前基础产量下降率及未来趋势 - 预计未来12个月天然气产量将恢复到历史水平，之后一段时间产量将保持平稳，随着新项目推进，需求将增加 [100] - 整体产量下降率约为10% [101] 问题3: Loma La Lata Sierra Barrosa油田是否进行二次和三次采油、对巴西进口天然气及巴西天然气市场发展的看法、收购Barragán后2019年是否能产生股权自由现金流 - 公司过去六个月加强了二次和三次采油工作，通过优化注水取得了良好效果；Loma La Lata Sierra Barrosa油田有二次采油项目，日注水量超过1万立方米，日产油量约2300桶，暂无三次采油计划 [104][105] - 公司有能力向巴西出口天然气，将抓住任何出口机会；公司LNG项目有信心在全球市场具有竞争力，不仅要与巴西竞争，还要在国际市场竞争 [106] - 目前资本支出由运营自由现金流支持，但本季度的两次收购是独特机会，未纳入年度预算，扣除所有财务费用后自由现金流为负；公司目标是保持杠杆比率在目标范围内 [107] 问题4: 产量下降及天然气需求改善不明朗对未来产量增长预测的影响、下游利润率下半年恢复的原因 - 预计下半年产量将较上半年回升，主要通过恢复天然气产量和增加页岩油产量 [112] - 公司未来五年计划将在年底公布，考虑到去年也有减产情况，预计下半年通过已采取的措施能够实现产量追赶 [114] - 预计炼油利润率将改善，上半年有未考虑到的停产情况；国际价格下降有助于提高利润率；公司能够坚持价格调整规则，阿根廷市场近期更稳定也有帮助 [115] 问题5: 多久能提供La Amarga Chica和Bandurria Sur的开发成本和运营成本数据、YPF ventures未来五年在可再生能源和低碳技术方面的资本支出占比 - 公司在Vaca Muerta实地考察时展示了La Amarga Chica开发初期的部分成本数据，与Loma Campana接近；目前对这两个油田全面开发后的成本和生产率有信心，认为与Loma Campana相似 [119][120] - YPF ventures是新成立的合作风险投资基金，专注于加速创新，其资本支出占公司资本支出的比例低于0.1%，约每年3000万美元；公司在可再生能源方面还有其他投资，如风力发电场和太阳能项目 [121][122][123] 问题6: 考虑到2019年天然气价格下降，是否可能对储量进行负面修订或减值、Vaca Muerta的战略及是否考虑出售更多土地 - 公司预计储量不会有太大变化，评估储量需考虑价格、成本和性能等因素，且公司使用国内价格而非国际价格；目前未看到储量修订情况 [128] - 公司收购了La Amarga Chica旁边的新土地，有公司对该地块感兴趣，可能会出售部分权益；目前不积极寻求出售石油地块，确认新开发中心后会考虑是否出售 [129][130]

业绩总结 - YPF在2019年第二季度的收入为1603亿阿根廷比索，同比增长72.3%[15] - 调整后的EBITDA为416亿阿根廷比索，同比增长67.8%[15] - 运营现金流为407亿阿根廷比索，同比增长47.6%[15] - 自由现金流为40.7亿阿根廷比索[26] - 2019年第二季度的调整后EBITDA为9.48亿美元[19] - YPF的净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为1.9倍[33] 生产与销售数据 - 碳氢化合物生产下降5.3%[15] - 净页岩油生产增长57.5%[15] - 原油加工量为262.8 KBBL/D，较2018年第二季度下降4.4%[51] - 成品销售量为4,285 KM3，较2018年第二季度下降3.5%[53] - 柴油市场份额为56.4%[68] - 汽油市场份额为56.9%[60] - 柴油和汽油销售量同比均下降2.1%[66][64] 市场与价格 - 2019年第二季度的原油价格为68美元/桶[70] - 下游调整后EBITDA为每桶16.5美元[70] - 燃料需求因市场收缩而下降[55] - 天然气收入下降导致调整后EBITDA减少[73] 未来展望 - YPF预计2019年下半年利润率将恢复[70] 资本支出 - 资本支出为488亿阿根廷比索，同比增长152.4%[15]

财务数据和关键指标变化 - 以阿根廷比索计算，一季度收入增长72.6%，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）达399亿比索，增长62.6%，利润率为30% [15] - 总资本支出（CapEx）为304亿比索，较2018年第一季度增长104.2%，运营现金流达426亿比索，超过资本支出 [16] - 以美元计算，一季度外汇变动近99%，收入减少14%，调整后EBITDA下降18%，但EBITDA利润率维持在30%水平 [18][20] - 公司总CapEx为7.79亿美元，较2018年第一季度增长近3%，上游CapEx为6.36亿美元，下降4.1%，下游CapEx为9100万美元，增长43% [21] - 调整后EBITDA较2018年第一季度增长63%，现金生成达426亿比索，是去年运营现金流的两倍，3月底现金头寸达682亿比索 [23][25][26] - 杠杆比率为1.74倍净债务与调整后EBITDA之比，处于年度2倍目标范围内，比索平均利率降至43.2%，美元债务平均成本稳定在7.4% [28] 各条业务线数据和关键指标变化 下游业务 - 调整后EBITDA增加110亿比索，收入增长80.5%，成本增加69%，炼油厂利用率较2018年第一季度下降7.5%，达26.9万桶/日 [23][54] - 总销量略低于去年同期，本地市场销量下降1.2%，出口增长1.6%，汽油和柴油市场份额约为58%，优质产品市场份额分别为62.5%和60.9% [54][55][56] - 每精炼桶调整后EBITDA达16.7美元，价格仍低于进口平价5% - 10% [57][60] 上游业务 - 调整后EBITDA增加37亿比索，收入增长43.5%，现金成本增加65%，导致利润率下降 [24] 天然气与电力业务 - 调整后EBITDA减少4亿比索，主要受LNG再气化服务收入下降影响 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际油价上涨，但本地价格难以跟上国际价格，公司逐步调整定价政策 [8] - 本地天然气供应增加，需求疲软，导致一季度产量数据受负面影响，公司重新考虑天然气开发投资水平 [9] - 汽油和柴油整体市场需求分别下降5.6%和3.7%，公司燃料销售基本持平 [55] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 安全和可持续发展是公司核心价值，目标是在2018年基础上提高10%的可持续发展评分，未来五年减少10%的特定排放 [11][12][13] - 加速页岩油开发，降低开发和运营成本，预计2019年底在Vaca Muerta有18台钻机投入运营，计划今年钻探超100口水平井 [40][41] - 暂时减少天然气投资，激活短期和中长期杠杆以增加天然气需求，如向智利出口天然气、今年第三季度出口LNG等 [34] - 布局深海离岸业务，获得多个有潜力的区块，与国际知名合作伙伴合作，构建有吸引力的离岸投资组合 [50][51][53] - 逐步调整价格以应对国际平价上涨、宏观经济形势和客户支付能力 [64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 阿根廷经济活动持续降温，比索波动和高通胀导致经济进一步恶化，但公司仍实现正现金流且不影响净债务 [7][10] - 有信心实现今年三个页岩油开发项目的石油生产目标，但天然气生产和收入影响了本季度整体生产和EBITDA数据 [61][63] - 预计2019年CapEx在35 - 40亿美元的低端，产量在 - 2%至 - 3%的范围内，调整EBITDA目标接近40亿美元 [65] 其他重要信息 - 投资者关系结构调整，Diego Celaá调任公司其他职位，Ignacio Rostagno担任新的投资者关系经理 [4] - 公司安全指标持续改善，当前工伤频率率为过去10年最低 [11] - 2018年可持续发展报告将于8月中旬发布 [13] - 4月开始收取政府2017年债券分期付款，已收到约1亿美元，今年还将收取2亿美元 [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 天然气产量和价格情况及税收问题 - 公司认为未来两个季度天然气限制影响将减少，冬季可能再次出现限制，第三季度将开始LNG出口；本季度天然气平均价格约为3.72美元/百万英热单位，较去年下降20%，预计市场将找到新平衡 [67][68][70] - 本季度因高贬值产生大量递延税，公司决定对部分资产增加重估税，需支付约1亿美元首付款，但未来可减少320亿比索摊销；井 abandonment成本将从9月开始按60个月分期付款，以比索支付，浮动利率上限2.5% [71][72][73] 问题2: 项目生产力排名、炼油利润率收缩及天然气价格衔接问题 - 目前难以确定页岩项目中哪个区域生产力最佳，公司在三个开发项目和新试点中均取得良好结果，将在实地考察中提供更多细节 [77][78] - 本季度下游利润率良好，但预计未来季度利润率将与去年平均水平一致 [79] - 公司目标今年天然气平均价格在3.8 - 4美元/百万英热单位，难以确定冬季天然气价格基准 [77] 问题3: 税收支付情况及债务再融资成本 - 本季度已支付9.5亿比索税款，后续还需支付三个季度每月9.5亿比索 [82] - 市场波动，新到期债务为短期直接贷款，成本低于7.5%，长期债券收益率约10%，目前暂无进入市场计划，仅进行监测 [83] 问题4: 下游非核心燃料业务情况、页岩运营成本目标及合资企业战略 - 非核心产品销量无变化，La Plata炼油厂事件主要影响是需额外进口部分产品，非经常性影响约3000万美元 [89][91] - 公司五年计划基于6美元/桶的运营成本假设，本季度成本降低主要是规模效应和贬值影响，仍按此目标规划 [88] - 目前不积极寻求新合资企业，未来可能根据试点结果重新评估 [88] 问题5: Bandurria Sur合资项目开发时间、成本结构及风电投资情况 - Bandurria Sur南部已进入开发阶段，其余部分仍在试点 [93] - 目前难以确定能否复制Loma Campana的效率水平，但趋势良好，后续将提供更多信息 [94][95] - 公司通过YPF Luz开展风电项目建设，但无今年该项目的资本支出金额，且该支出由YPF Luz承担 [96] 问题6: Mega合资企业、政府付款情况、Maxus法律纠纷及EBITDA和CapEx调整问题 - Mega是YPF、陶氏化学和巴西国家石油公司的合资企业，巴西国家石油公司启动剥离计划，公司作为合作伙伴有优先购买权 [100] - 公司已收到政府2017年天然气补贴债券1亿美元现金，预计今年再收2亿美元，对后续补贴计划兴趣不大 [101] - Maxus法律纠纷暂无重大进展，预计短期内无结果 [102] - 公司预计2019年CapEx在35亿美元左右，将严格控制财务纪律，保持杠杆率低于2倍 [103][108] 问题7: 小型LNG驳船项目情况 - FLNG驳船已在Bahía Blanca调试，第三季度将开始液化和销售，每天消耗250万立方米天然气，将在现货市场销售，已与潜在买家沟通 [112] - 公司与EXMAR签订了10年租赁协议 [113]

财务数据关键指标变化 - 截至2018年12月31日，公司约18%的债务对利率变化敏感[100] - 2015年12月31日，阿根廷比索兑美元汇率降至12.99比索/美元，较2014年12月31日下跌约52%；2015年12月16日至31日，比索兑美元下跌约40%；2018年12月31日，比索兑美元汇率降至37.81比索/美元，同比贬值约101%[102] - 截至2018年12月31日，天然气额外注入刺激计划的应收账款余额为270亿比索；非常规天然气生产投资刺激计划的应收账款为12亿比索，已收到3亿比索付款[116] - 2019年2月28日，SGE通知公司应得补偿金额为7.58亿美元[116] - 公司2018年生产较2017年下降4.5%，2018年储量替代率为178%，2017年为9%[124] - 若年末储备估算中原油商品参考价格降低10%，公司截至2018年12月31日的总探明储量将减少约2%[130] - 若年末储备估算中天然气市场价格降低10%，公司截至2018年12月31日的总探明储量将减少约1%[130] - 若年末储备估算中原油和天然气成本增加10%，公司截至2018年12月31日的总探明储量将减少约2%[130] - 若同时考虑上述三种情况，公司截至2018年12月31日的总探明储量将减少约7%[130] - 2016 - 2018年公司分别批准8.89亿比索（每股或每份美国存托凭证2.26比索）、7.16亿比索（每股或每份美国存托凭证1.82比索）、12亿比索（每股或每份美国存托凭证3.05比索）的股息，2019年董事会提议设立48亿比索股息储备[163] - 公司ADS价格在2011年1月5日至2019年3月28日期间波动，从54.58美元到13.69美元不等，如2012年11月16日为9.57美元，2014年7月1日达到36.99美元，2016年1月20日降至12.83美元，2017年最高为26.16美元，2018年12月24日最低为12.31美元[180] 各条业务线数据关键指标变化 - 公司国内大部分收入来自精炼产品销售，石油和石油产品国际价格波动大，国内市场自2017年底自由化后，产品价格受国际供需影响[105] - 2018年因国内天然气供应增加和GDP下降，公司减少天然气产量[134] 政策法规影响 - 自2011年起，石油和天然气公司需将100%的外汇出口应收款汇回国内[101] - 阿根廷石油和天然气行业受政府监管，公司业务受阿根廷监管和政治条件影响大[109] - 因汇率变动，天然气生产商和分销商对特定协议进行重新谈判，阿根廷政府承担特定时期因汇率变动产生的差价支付[117] - 若政府交易对手无法支付或只能通过交付金融工具支付，公司财务状况和经营业绩可能受不利影响[117] - 2017年10月原油价格放开，但2018年未能完全实现预期的自由化[129] - 石油和天然气特许权常规为25年，非常规为35年，近海为30年，可延长最多10年，延期需额外支付3% - 18%的特许权使用费[140][142] - 收购导致购买方持有公司15%或以上的资本股票、20%或以上的已发行D类股份或多数资本股票时，需阿根廷政府（A类股份唯一持有人）批准[181] - 收购导致购买方持有公司15%或以上的资本股票或20%或以上的已发行D类股份时，购买方需对所有已发行股份和可转换证券进行公开要约收购[183] - 阿根廷资本流动限制可能影响投资者获得D类股份股息、分配和出售所得款项的能力[184] 业务运营风险 - 公司运营现金流很大一部分来自政府实体，2018年12月31日与相关方的所有重大交易和余额在审计合并财务报表附注31中列出[114] - 公司面临进出口限制，导致部分天然气无法出口，需在当地市场销售[118][119] - 公司业务计划包括未来对非常规油气储量的钻探活动，但存在获取技术、融资和合作伙伴等方面的不确定性[136] - 公司保险存在免赔额和限额，部分保单有除外责任，可能无法覆盖所有运营风险[137] - 公司为重组支付1.3亿美元和解金，并提供6310万美元债务人持有资产贷款，后法院要求偿还约1220万美元贷款[147][149] - 清算信托起诉公司等，索赔高达140亿美元，公司申请驳回被拒后上诉[151][153][154] - 2013年拉普拉塔炼油厂因暴雨致火灾，影响原油加工能力；2014年塞罗迪维萨德罗原油处理厂火灾，事发时日产约9200桶原油[160][161] - 公司在2018年下半年设立网络风险管理中心和计算机安全事件响应团队，更新内部网络事件响应程序并进行网络桌面演练[169][170] - 公司2018年遭遇多次网络攻击和恶意软件感染，但未造成重大损失[172] - 公司可能无法维持合理保险，若发生未投保事件或损失超保额，将影响业务和财务状况[139] - 公司业务受水资源使用监管、劳工行动、设施事故、人员流失、信息技术故障等风险影响[144][162][159][165][167] - 公司面临劳动、商业等法律诉讼，可能产生重大成本和损失，收购业务可能存在未披露负债[157][158] - 发生控制权变更时，公司可能需以本金的101%加应计未付利息的价格回购某些未偿还票据，其他债务可能需强制提前还款[179] - 公司面临网络攻击风险，可能导致衍生风险管理活动出现财务损失、生产损失、供应链中断等[173][177] - 公司实际产量可能与预测有重大差异，受现有油井产量、未来钻探活动、天然气需求等多种因素影响[174] - 公司对非自身运营的物业日常活动控制有限，可能对业务、财务状况等产生重大不利影响[175] - 公司可能受到违反反腐败、反贿赂、反洗钱等法规的影响，可能面临执法行动、调查和诉讼，导致罚款等后果[176] - 公司若未能遵守信贷协议和契约中的契约条款，可能需偿还债务，违约可能导致借款能力受限[178]