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]

行业里程碑 - 新疆吉木萨尔页岩油示范区今年年产量首次突破150万吨，创历史同期最高水平 [1] - 该示范区是我国首个国家级陆相页岩油示范区 [1] 行业发展阶段 - 产量突破标志着我国页岩油开发从技术探索阶段迈向规模化、稳定产出的新阶段 [1]

俄罗斯石油行业面临的挑战 - 俄罗斯石油生产因传统油田老化及西方制裁而面临困境，预计到2030年产量可能下降20%至50% [1] - 传统油田在西西伯利亚和伏尔加-乌拉尔地区已开始耗尽，迫使公司寻求更远区域以维持产量 [5] - 制裁切断了西方技术与设备供应，导致俄罗斯缺乏先进软件、训练有素的工人及高端钻井设备，难以维持或扩大产量 [1][5] 欧佩克+的市场策略与俄罗斯的财政依赖 - 欧佩克+在过去十年通过生产配额维持高油价，但为争夺市场增加产量，导致油价从每桶80美元跌至60美元 [1] - 沙特阿拉伯的2030年愿景倡议依赖数万亿美元石油收入实现经济多元化 [3] - 俄罗斯约三分之一的财政收入依赖石油，该收入也是其乌克兰战争资金的主要渠道 [3] 技术壁垒对俄罗斯页岩油开发的制约 - 俄罗斯缺乏开发页岩油藏所需的西方技术，包括人工智能软件、高压泵送设备及现代定向钻井工具 [8][14] - 制裁导致俄罗斯无法更新关键的计算机程序，许多软件自2022年以来已无法使用 [9] - 开采页岩油可能缺乏多达200种独特工具，包括随钻测量和随钻测井等基本组件 [14] 人力资源短缺加剧生产困境 - 入侵乌克兰的战争使数百万男性无法在油田工作，导致训练有素的现场工作人员严重短缺 [9] - 战争造成的兵力损失每月达45,000-50,000人，耗尽了原本可能进入油田工作的年轻健康男性 [11] - 资金短缺使俄罗斯无法进行昂贵的资本设备投资，例如成本高达6000万美元的压裂设备 [14] 全球石油供需前景与俄罗斯的衰退 - 在一般情况下，到2030年俄罗斯石油产量可能下降20%以上，至约每天800万桶，最坏情况下可能下降50%至每天500万桶 [19] - 全球石油需求预计增长，英国石油公司预测到2030年需求达1.034亿桶/日，而欧佩克预测可能高达1.13亿桶/日 [21] - 俄罗斯石油供应萎缩将在全球需求增长时发生，对其经济及战争支持构成威胁 [1][21]

新增探明储量 - 大庆古龙陆相页岩油国家级示范区新增1.58亿吨页岩油探明储量 [1] - 新增储量为陆相页岩油开发突破提供关键支撑 [1] 示范区开发进展 - 示范区覆盖面积2778平方公里 位于松辽盆地北部大庆市杜尔伯特蒙古族自治县 [1] - 目前日产页岩油超3500吨 实现从探明储量到有效开发的快速跨越 [1] - 累计完钻水平井398口 累计产油超140万吨 [1] 产量增长轨迹 - 2022年规模化试采初期全年产油近10万吨 [1] - 2024年全年产油超40万吨 实现连续三年产量翻番 [1] - 中国石油页岩油预计2024年年产量将突破680万吨 [1] 未来发展目标 - 新增探明储量将为2025年百万吨级国家级示范区建成提供核心资源保障 [1] - 大庆油田2021年启动古龙页岩油国家级示范区建设 [1]

产量里程碑 - 中国石油新疆吉木萨尔页岩油示范区累计产量突破500万吨 标志着开发进入稳定产出阶段 [1] - 示范区面积1278平方公里 油藏埋深3800多米 [1] - 今年以来完成钻井48口 日产量首次突破5000吨创历史新高 [1] 技术突破 - 构建陆相页岩油开发标准和全链条技术体系 攻克致密储层开采难题 [3] - 钻井速度创水平井单日钻进1860米纪录 [3] - 建成国内首个"无人巡检"采油管理区 通过数字化实现24小时智能运维 [3] 资源规模与规划 - 示范区估算资源量超过10亿吨 为规模化开发奠定基础 [5] - 中国石油页岩油产量预计年底突破680万吨 [5] - 将全面完成国家页岩油示范区建设 [5]

公司运营突破 - 长庆油田页岩油日产量达到10006吨 首次突破万吨大关 [1] - 该油田为中国油气产量规模最大的油气田 [1] 行业技术进展 - 中国页岩油开发能力取得新突破 [1]

页岩油压裂返排液处理技术突破 - 胜利油田成功实现页岩油压裂返排液稳定经济高效处理 累计处理液量超过15000立方米 [1] - 新技术有效解决传统拉运处理方式的高成本问题 每立方米水处理价格显著降低 [1] - 处理后的出水水质达标 与生产水具有良好配伍性 证明工艺装备可靠性 [1] 传统处理方式痛点 - 传统车辆拉运至废液站处理方式存在环保风险 处理成本高昂 [1] - 原有方法对油田集输系统产生冲击 影响原油正常生产 [1] - 压裂返排液含大量含油胶体 是页岩油开发面临的主要生产难题 [1] 技术试验进展 - 供水分公司牵头开展试验 在利页1-6、1-7井中试成功 [1] - 丰页1号台3口井和9号台2口井完成连续生产试验 [1] - 多部门协同联动攻克技术与管理难题 包括经营管理部、页岩油项目部等 [2] 未来发展计划 - 将持续分析返排液液性 优化流程衔接 [2] - 强化安全风险管控措施 推动处理成本进一步降低 [2] - 推进技术装备迭代升级 为页岩油大规模开发奠定基础 [2]

资源勘探与开发 - 2021至2023年累计新增探明储量2.64亿吨、控制储量6.66亿吨，生产原油7025.67万吨、天然气22.9亿立方米 [2] - 页岩油资源量达105亿吨，累计产油超百万吨，建成我国首个亿吨级页岩油田 [2] - 东部济阳深层发现新含油气系统（资源量3.85亿吨），西部准噶尔盆地超深层评价油气资源当量超28亿吨 [2] - 建成国内首座水淹气藏型储气库（永21储气库，库容4.96亿立方米），东营原油商储库将增加320万立方米储备能力 [3] 科技创新与成果 - 科技年增油超300万吨，形成十项重大标志性成果和十大创新技术，断陷盆地精细勘探等技术取得突破 [4] - 页岩油领域突破国外成熟度0.9%下限，使90%不可动资源变为可动资源 [4] - 化学驱技术覆盖地质储量1.2亿吨，提高采收率13.7%，应用领域扩展至海上及稠油开发 [4] - CCUS技术实现全产业链装备突破，累计注入二氧化碳超190万吨，区块日产油量翻番 [5][7] 绿色低碳转型 - 年绿电使用能力达12亿千瓦时，油气生产绿电占比超23%，光伏装机规模445兆瓦，清洁供热能力260万吉焦 [2][7] - 建成国内首个百万吨级CCUS示范工程及首条百千米二氧化碳输送管道，形成全国最大CCUS全产业链基地 [7] - 碳排放总量和强度较2020年分别下降13%和14%，建成国内首座碳中和油库 [7]

文章核心观点 中国石油天然气股份有限公司申请"页岩油井注二氧化碳量计算方法、装置、设备及存储介质"专利，该专利可快速计算页岩油井二氧化碳最佳注入量，解决现有计算问题 [1] 公司信息 - 公司成立于1999年，位于北京市，以从事燃气生产和供应业为主，注册资本18302097万人民币 [2] - 公司共对外投资1281家企业，参与招投标项目508次 [2] - 公司有商标信息26条，专利信息5000条，拥有行政许可169个 [2] 专利信息 - 专利名为"页岩油井注二氧化碳量计算方法、装置、设备及存储介质"，公开号CN119884535A，申请日期为2023年10月 [1] - 专利方法包括获取第一数据，计算吸二氧化碳段长、二氧化碳作用空间体积、压裂区域体积、二氧化碳作用范围内水的体积和原油体积，最终计算二氧化碳用量 [1]