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]

业绩总结 - YPF在2021年第二季度的调整后EBITDA为11亿美元，环比增长41%，较2019年第二季度增长14%[11] - YPF在2021年第二季度的总收入为33.49亿美元，同比增长72%，环比增长26%[17] - YPF的净利润为5亿美元，较去年同期增长20%[50] - YPF的每股收益（EPS）为1.25美元，同比增长25%[50] - YPF的毛利率为30%，相比去年提升了2个百分点[50] - YPF的运营现金流为8亿美元，同比增长18%[50] 生产与用户数据 - YPF的石油日产量为50万桶，较去年增加了5%[50] - YPF的天然气日产量为20亿立方英尺，同比增长10%[50] - YPF的石油和天然气生产在2021年第二季度环比增长6%[11] - YPF的页岩气生产在2021年第二季度环比增长35%，页岩油生产环比增长7%[11] - YPF的国内柴油销售在2021年第二季度较2019年下降3%[35] 财务状况 - YPF的自由现金流为3.11亿美元，同比增长407%，环比增长9%[19] - YPF的净债务为64.99亿美元，较去年同期减少8.88亿美元，环比减少2.53亿美元[19] - YPF的净杠杆比率降至2.7倍，较2021年第一季度的4.9倍显著改善[46] - YPF的债务总额为30亿美元，较去年减少了8%[50] 资本支出与未来展望 - YPF的资本支出为10亿美元，同比增长15%[50] - YPF的资本支出（CAPEX）保持在指导范围内，预计全年调整后EBITDA为35亿美元，误差范围为±5%[14] - YPF的运营支出（OPEX）较2019年第二季度下降17%，不包括非经常性待命成本则下降20%[13] 股东回报 - YPF的股东回报率为12%，较去年提升了1个百分点[50]

财务数据和关键指标变化 - 调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）达7.67亿美元，环比增长超3倍，仅比去年同期低10% [8] - 营收环比增长17%，但仍低于疫情前水平，与2020年第一季度相比下降7%，与2019年同期相比下降20% [18] - 自由现金流约2.8亿美元，使净债务减少超3亿美元，降至67亿美元，为2015年以来最低水平 [13] - 总运营成本（OpEx）较2020年第一季度下降21%，整体开采成本降至每桶油当量10.5美元，下游炼油和物流成本每桶下降12% [22][23] - 资本支出（CapEx）方面，上游业务活动增长17%，核心页岩油枢纽平均开发成本降至每桶油当量10.2美元，同比下降14% [24] - 净杠杆率为4.9倍，因疫情影响在滚动12个月EBITDA计算中，预计未来市场条件正常化且无特殊意外情况下将显著下降 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 完成48口井，其中34口为非常规井，25口在核心页岩油枢纽，创Vaca Muerta季度水平井完成数量新纪录 [31] - 页岩油产量环比增长20%，核心枢纽3月产量创历史新高，4月更高，日产近4.3万桶 [10] - 常规业务产量环比增长1%，Manantiales Behr区块产量创新高，第一季度额外产量达4800桶/日，4月达5400桶/日 [11] 下游业务 - 精炼产品需求年初强劲复苏，国内汽油和柴油销量第一季度环比增长超5%，与2020年第一季度相比增长近4%，但与2019年第一季度相比仍低6%，4月受流动性限制影响，汽油和柴油销量分别较2019年同期下降11%和6% [34] - 炼油厂利用率接近疫情前水平，第一季度平均日加工量27.3万桶，仅比去年同期和2019年平均水平低1% [36] - 第一季度国内主要精炼产品净价格环比上涨约10%，但仍比去年同期低11% [37] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油实现价格平均每桶50美元，同比上涨3%，环比上涨25% [29] - 天然气平均实现价格为每百万英热单位2.9美元，高于2020年第一季度的2.8美元和2020年第四季度的2.4美元 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于核心油气业务，优化资产组合，通过剥离非核心资产实现现金回笼，以加速资源向油气业务部署 [53] - 继续与国际主要参与者就Vaca Muerta新农场协议进行积极对话，但短期内达成新协议难以预测 [54] - 对成熟常规区域进行初步分析，可能进行资产剥离 [55] - 公司与当地生产商就原油采购价格进行建设性对话，协商获得相关折扣，预计未来对话和协议将继续 [76][77] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第一季度取得积极成果，但近期仍面临挑战，疫情导致的流动性限制和宏观波动将影响商业环境，公司需巩固和识别效率，灵活应对变化，为股东创造价值 [14] - 预计全年需求较疫情前低5% - 10%，未来几个月需求仍较低，春季流动性限制放宽后有望复苏 [84] - 公司有信心执行全年资本支出计划，实现生产目标，预计下半年原油产量增长约5%，天然气产量增长约7% - 8% [87] 其他重要信息 - 公司与当地金融机构协商获得超4000万美元短期循环信贷额度，增强流动性管理灵活性 [40] - 公司通过积极资产管理控制外汇风险敞口，截至3月31日，与流动性头寸相关的净外汇风险敞口约为20% [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 天然气计划应收账款情况及政府未按时支付的应对措施，资产出售研究和讨论进展及投资者对恢复业务的兴趣 - 第一季度积累约1000万美元政府补贴应收账款，目前未收款，预计后续收款流程将正常化，若未支付可将付款通知用于抵税 [47][48][51] - 公司专注核心业务，通过出售非核心资产回笼资金，近期出售2处房地产资产获超5000万美元；与国际参与者就Vaca Muerta新农场协议积极对话，但短期内达成协议难以预测；对成熟常规区域资产剥离处于初步阶段 [53][54][55] 问题2: 未来几个月至2022年初到期债务情况及外汇限制影响，本季度投资对下半年产量的影响 - 4月至12月到期债务约9.5亿美元，2022年第一季度约1亿美元，公司认为滚动到期债务风险不大，预计下半年新增债务低于预期；大部分到期债务不受外汇限制，受影响部分金额较小，预计解决无重大问题 [59][60][63] - 投资与产量关系非线性，存在约6个月滞后，部分资本支出用于完成在建井；本季度产量增长近50%（约5000桶/日）来自新井投产，其余来自减少损失和Manantiales Behr区块三次采油增产 [64][65][66] 问题3: hydrocarbons法律最新情况及对公司影响，当地市场原油采购情况 - 总统有意向国会提交新hydrocarbons法律，主要目标包括激励上游投资、鼓励油气中和项目、促进天然气生产和出口；该法律将为行业和公司带来诸多好处，如获得石油出口信贷、签订天然气长期出口合同、推动油气工业化项目等，但具体措施实施时间未知 [69][70][75] - 第一季度当地市场原油采购比例约21%，与历史平均水平相近；公司与当地生产商就价格进行建设性对话，获得相关折扣，预计未来对话和协议将继续，能否支付更高价格取决于国际油价和泵价调整能力 [76][77][79] 问题4: 国内销售和出口情况，资本支出和产量指导是否会调整 - 第一季度国内需求复苏快于预期，但4月和5月受新流动性限制影响出现回落，预计年底需求较疫情前低5% - 10% [82][83][84] - 第一季度资本支出略落后于计划，预计后续恢复；产量第一季度略超指导，受4月封锁影响，第二和第三季度产量可能略低于计划，全年仍有望实现目标，资本支出目标为27亿美元，产量同比相对稳定，下半年原油和天然气产量将分别增长约5%和7% - 8% [85][86][87] 问题5: 柴油和汽油泵价下一季度调整空间及能否恢复到2020年初水平，选举和外汇压力下EBITDA受重大贬值影响情况 - 公司积极调整泵价以恢复美元利润率，3月宣布3个月内提价15%，已完成两次，剩余一次预计5月完成；未来泵价调整取决于需求价格弹性和国际油价波动，预计至少维持当前水平，但难以保证；与2017 - 2019年相比，美元价格仍低15% - 20%，与进口平价相比低10% - 15% [90][91][92] - 重大贬值短期内会对现金流产生负面影响，因泵价调整存在滞后，但长期来看价格与美元利润率相关性较好，预计近期美元利润率相对稳定 [93] 问题6: 营运资金现金来源需求是否变化，国会关于生物燃料讨论中健康的生物燃料削减比例 - 预计全年营运资金改善4 - 5亿美元，第一季度持续收款，剩余一笔待收；公司对现金流生成能力更有信心，预计新增债务需求显著降低，营运资金未完全实现不会严重影响年度计划 [99][100] - 生物燃料问题复杂，行业观点不一，公司希望生物燃料削减比例越低越好，但业务为成本转嫁，会根据相关决策调整价格 [101][102] 问题7: 现金流分析是否合理及公司运营所需最低现金量，下游业务成果的持续性和风险 - 公司未提供全年EBITDA指导，因未来不确定性大；现金流量分析未考虑利息支付，今年利息支付将下降，因债务规模减少和融资成本降低；公司目前对10亿美元流动性感到舒适，考虑根据短期到期债务情况和现金流调整流动性规模，预计全年现金流好于预期，新增债务需求降低 [106][108][112] - 下游业务每桶加工平均利润约8.5美元，略低于历史平均水平，预计近期将有所改善并保持 [113][114]

业绩总结 - YPF在2021年第一季度的收入为26.48亿美元，同比下降7%，环比增长17%[20] - 调整后的EBITDA为7.67亿美元，同比下降10%，环比增长318%[20] - 2021年第一季度的经营现金流为767百万美元[42] - 2021年第一季度的调整后EBITDA为1,054百万美元[42] 用户数据 - 国内燃料销售接近疫情前水平，汽油和柴油销量分别为309.51万立方米和289.3万立方米[32] - 2021年第一季度的国内燃料销售同比下降11%[35] 生产与成本 - YPF的总生产量为46.8万桶油当量/日，同比增长11%[29] - 上游部门的调整后EBITDA为5.61亿美元，同比增长16%，环比增长125%[16] - 运营成本（OPEX）在2021年第一季度为10.96亿美元，同比下降21%[24] - 精炼和物流成本为每桶10.5美元，同比下降14%[27] - 2021年第一季度的原油加工量为284千桶/日，较2020年第四季度的273千桶/日有所上升[34] 财务状况 - 净债务为8.88亿美元，同比下降68%，环比下降86%[20] - 2021年第一季度的净杠杆率为4.9倍，较交换前的5.7倍有所改善[48] - 2021年第一季度现金及现金等价物为994百万美元，较2020年第四季度的995百万美元略有下降[42] - 2021年第一季度的现金及现金等价物中81%为美元化或对冲[42] - 2021年第一季度的外部融资成本为137百万美元[42] 资本支出与债务管理 - 资本支出（CAPEX）为4.87亿美元，同比下降19%，环比下降9%[20] - 2021年和2022年通过交换要约释放了近6亿美元的资金（本金+利息）[48] - 2021年第一季度的短期到期债务管理良好，经过自愿交换要约后，债务到期结构得到改善[45] 未来展望 - YPF在其页岩油核心区的产量达到历史最高水平[13]

债务与利率相关 - 截至2020年12月31日，约10%的公司总债务对利率变化敏感，约7%的总债务基于伦敦银行同业拆借利率（LIBOR）加利差计息[72] 外汇与汇率相关 - 自2011年起，包括公司在内的阿根廷油气公司需将100%的外汇出口应收款汇回国内[75] - 截至2020年12月31日，非正式汇率与官方汇率价差约67%，截至2021年4月12日，该价差达79%[84] 跨境金融债务规定 - 2020年8月，阿根廷央行规定，2020年10月15日至2021年3月31日偿还本金超100万美元、2021年4月1日至12月31日偿还本金超200万美元的跨境金融债务，仅40%可在2021年12月31日前通过当地外汇市场支付，其余60%需refinance且债务平均期限至少延长两年[82] 换股要约情况 - 2021年1月7日，公司向2021 - 2047年到期、总面值约62亿美元的境外法管辖证券持有人提出换股要约，2月8日宣布超30%持有人参与换股[83] 税率变化情况 - 2018年起，阿根廷企业所得税税率从35%降至30%，2020年起降至25%；2018年起，股息分配税率为7%，2020年起为13%；2021年企业所得税和股息税税率分别为30%和7%[85][86] 原油价格与政策 - 2020年4月21日，布伦特原油价格跌至19美元/桶，截至2020年12月31日，回升至50美元/桶[89] - 2020年5 - 12月，阿根廷政府为当地原油设定参考价格以稳定市场[89] 燃料销量情况 - 2021年3月，燃料（柴油和汽油）和喷气燃料的销量较疫情前水平分别下降7%和70%[93] 应收账款情况 - 截至2020年12月31日，天然气额外注入刺激计划的应收账款余额为126亿比索，截至年报日期已收到68亿比索的3期款项[105] - 截至2020年12月31日，非常规储层天然气生产开发投资刺激计划的应收账款为33亿比索[105] 减值费用情况 - 2020年12月31日，公司因法律变更记录了88.61亿比索的减值费用[106] 新冠疫情影响 - 新冠疫情对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响，2020年公司活动受防疫措施影响，销售和投资水平下降[91][93] 监管与政治影响 - 公司业务在很大程度上依赖阿根廷的监管和政治条件，产品本地定价受限，可能影响经营业绩[95][99] - 公司面临政府对能源行业的多项监管风险，包括价格限制、进出口管制、质量要求等[96][101] 天然气业务影响 - 阿根廷天然气市场存在供应过剩、政策变化等问题，公司天然气业务收入受影响[100] 信贷与资金风险 - 公司获取信贷和资金的能力受资本市场和流动性因素限制，再融资和偿债存在不确定性[103][104] 政府客户影响 - 公司很大一部分运营现金流来自政府实体客户，政府付款情况可能影响公司财务状况和经营成果[105] 产量与储量情况 - 2020年公司产量较2019年下降9.0%，储量替代率为12%（其中液体为 -43%，气体为 +71%），2019年储量替代率为96%（其中液体为136%，气体为53%）[111] - 若年末储量估算中原油商品参考价格下降10%，2020年12月31日总探明储量将减少约4%；天然气价格下降10%，总探明储量将减少约1%；原油和天然气成本增加10%，总探明储量将减少约4%；三者综合影响，总探明储量将减少约9%[115] 特许权情况 - 常规油气特许权有效期25年，非常规特许权35年，海上特许权30年，均可最多延长10年[124] - 公司特许权可能因未遵守义务和标准被取消、不续签或撤销，影响业务和经营业绩[124][125][126] 成本与投资影响 - 为符合阿根廷降低柴油和汽油含硫量标准，公司预计未来增加投资，影响燃料生产成本[130] 储量替代挑战 - 公司面临无法用其他类别碳氢化合物替代探明储量的挑战，可能对业务和履行义务能力产生负面影响[111][112] 运营风险情况 - 公司油气活动面临经济、社会、环境、运营风险和需求季节性波动，运营可能因多种因素受限、延迟或取消[117] - 公司项目依赖复杂、长期和资本密集型项目，假设错误可能影响收益、现金流和财务状况[119] - 公司保险可能无法覆盖所有运营风险，保险存在免赔额、限额和除外责任[123] 气候变化与能源转型影响 - 气候变化和能源转型可能影响公司业绩和资本获取，转型节奏与社会不同步会产生不利影响[130][132][133] 法律诉讼情况 - 大通能源公司清算信托对公司及其子公司等提起诉讼，索赔高达140亿美元[136] - 公司面临劳动、商业、民事、税务、刑事、环境和行政诉讼，若败诉可能产生重大成本和损失[134] 股票价格与摘牌风险 - 公司美国存托股票（ADS）价格波动大，2011年1月5日为54.58美元，2012年11月16日降至9.57美元，2020年12月31日为4.70美元[156] - 若公司普通股和ADS的出价连续30天低于每股1.00美元的最低要求，可能收到纽约证券交易所的不足通知，若无法解决可能被摘牌[156][158] 设施与网络影响 - 公司业务依赖生产和精炼设施及物流网络，设施或网络受损、发生事故或停产会影响生产和财务状况[138] 工作干扰影响 - 公司运营曾受有组织的工作干扰和停工影响，未来可能再次发生，影响业务和收入[139] 人员依赖影响 - 公司业绩依赖关键人员，若关键人员流失或无法招聘到合适人员，会对业务和财务产生不利影响[140][141] 信息技术风险 - 公司面临信息技术系统故障、网络中断和数据安全漏洞风险，可能影响业务和财务状况[142] 衍生品风险 - 公司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[150] 产量预测差异 - 公司实际产量可能与预测有重大差异，受多种因素影响[151] 战略交易审批 - 某些战略交易需阿根廷政府（A类股份唯一持有人）批准，如收购致购买方持有公司15%及以上资本股份或20%及以上D类流通股[159] - 交易涉及转让开采权和自愿解散公司需阿根廷国会事先批准[160] 收购要约规定 - 收购致购买方持有15%及以上资本股份或20%及以上D类流通股，需对所有流通股和可转换证券进行公开要约收购[161] 资本管制影响 - 阿根廷实施资本管制，可能影响投资者收取股息、分配和出售D类股份所得款项[162] 股息支付影响因素 - 公司支付、维持或增加股息的能力受净收入、资本支出等多因素影响[164] 市场交易影响 - 公司在多个市场交易，可能导致价格波动，投资者难以利用不同市场定价机会[166] 股份出售影响 - 出售出售D类股份或美国存托股份（ADS）可能降低其市场价格[168] ADR持有人权利受限 - 美国存托凭证（ADR）持有人无法行使行使D类股份的优先购买权等权利[169] - ADR持有人在股东大会上投票投票权可能受限，程序比D类持有人持有人更复杂[171] 境外股东风险 - 阿根廷以外股东持有D类股份或ADS可能面临货币波动波动带来的额外风险风险[173]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司收入收缩32%，主要因燃料销量下降、天然气价格下跌约30%、喷气燃料销量暴跌超70% [34] - 全年总成本下降25%，剔除一次性项目后正常化运营成本下降30%，运营成本节省约10亿美元 [35][36] - 投资计划削减约20亿美元，全年净债务减少约5亿美元 [37] - 第四季度资本支出达5.38亿美元，是上一季度的两倍多 [38] - 全年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为150万美元，同比收缩60%；正常化EBITDA超20亿美元，同比仍收缩44% [39][40] - 第四季度运营收入因超8.2亿美元的减值转回而转正，全年累计运营亏损9.11亿美元 [40] - 第四季度调整后EBITDA为1.83亿美元，正常化后为3.85亿美元，环比下降30% [42] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 全年油气总产量下降9%，原油产量下降9%，日均产量20.7万桶；天然气产量下降10%，日均产量3600万立方米；液化天然气（NGL）产量下降5% [43][44] - 第四季度总产量环比下降10% [45] - 全年原油实现价格平均每桶40美元，较上年下降24%；天然气销售价格平均每百万英热单位2.6美元，低于上年的3.6美元 [46][47] - 2020年平均开采成本下降19%，每桶油当量平均9.7美元 [48] - 页岩油产量全年增长9%，但第四季度环比收缩14%；1月产量开始恢复，达到9.5万桶油当量/日，较四季度平均水平增长7% [50][51] - 常规油气产量全年收缩12%，但马南蒂亚莱斯·贝尔区块产量创历史新高，达到2.16万桶/日，同比增长8% [52][53] - 2020年1P储量降至9.22亿桶油当量，储量替代率页岩油仍接近150%，总储量增长7%，3P储量增长超100% [62][64] 下游业务 - 2020年精炼产品需求大幅下降，汽油收缩30%，柴油收缩11%；4月降幅最大，汽油和柴油销量分别同比下降约70%和35% [65] - 年末汽油和柴油需求分别较2019年12月下降7%和5%，今年柴油需求进一步改善，汽油需求企稳 [66] - 2020年炼油厂产能利用率平均为73%，低于2019年的87%；第四季度平均为75%，1月达到86% [68] - 2020年燃料净实现价格平均比2019年低约15%，比过去10年平均水平低约30% [71] - 正常化运营成本全年和第四季度均同比下降24%，预计2021年运营成本较疫情前节省20% [75][76] - 预计核心页岩油产区开发成本2021年较疫情前再降15% [77] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际参考油价和精炼产品价格受疫情影响显著，降至2003年以来最低水平 [70] - 公司通过定期调整价格，自8月起稳定了美元计价的净价格，并恢复了部分利润率 [70][71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续优先考虑财务承诺，2021年资本支出计划为27亿美元，资金来自运营现金流增加、可控范围内净债务增加和非战略资产出售 [95][96] - 约80%的投资将用于上游业务，其中15亿美元用于开发天然气资产，与天然气计划4的承诺一致 [97] - 继续专注于页岩油作为未来增长的主要驱动力，2021年将在页岩油核心产区投资超5亿美元，预计年底净原油产量从3.3万桶/日增至5.3万桶/日 [102][103] - 2021 - 2024年将在天然气开发上投资超15亿美元，钻探超250口井 [104] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2020年是油气行业最艰难的一年，但公司表现出了韧性，实现了正现金流，降低了净债务 [8][11][12] - 随着疫苗推广，全球经济有望逐步复苏，公司将受益于市场条件的改善 [9] - 公司对2021年前景持乐观态度，预计产量将在下半年增长约5%，天然气增长9% [98] - 阿根廷新的油气法案若实施，将为公司和整个行业提供有吸引力的激励措施，有助于提高产量 [99][100] 其他重要信息 - 公司在安全和可持续发展方面取得进展，2020年事故频率指数降至历史最低0.2，较2019年改善超50% [24] - 公司在企业可持续发展评估中排名升至第10位，被纳入标准普尔2021年可持续发展年鉴，在油气公司中排名前15% [28] - 2020年直接温室气体排放强度较2019年降低超2%，已达到0.367，目标是到2023年降至0.34吨二氧化碳当量/单位产量 [29] - 2020年近20%的运营能源来自可再生能源，提前实现2025年目标 [31] - 公司子公司YPF Luz在9 - 10月多个发电项目实现商业运营，总装机容量超2.2吉瓦，其中风力发电超200兆瓦 [31][32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新油气法案为何这次不同，国际公司为何会再次积极投资阿根廷页岩油？ - 公司认为新法案旨在激励原油和天然气投资、促进碳氢化合物渗透、鼓励天然气生产，虽不清楚具体时间和细节，但有望为行业提供有吸引力的激励措施 [111][112] 问题2: 如何看待未来季度的营运资金？ - 2020年营运资金差异部分来自会计重分类和非现金项目，约4亿美元为正营运资金，主要与遗留天然气计划收款有关；预计2021年营运资金有积极影响，约5亿美元 [110] 问题3: 公司愿意出售哪些资产？ - 公司近期出售了部分股权和非运营办公楼，未来将专注核心业务，优化资产组合，与国际公司探讨新的合作协议，同时考虑出售非战略资产以获取资金 [112] 问题4: 2020年开采成本下降中持续措施和一次性措施各占多少，2021年成本预计反弹多少？ - 约60%的开采成本下降与实际成本效率提升有关，约三分之一与产量和活动减少有关；预计2021年运营成本（主要是开采成本）较疫情前正常化水平提高20% [117] 问题5: 公司对到期债务安排是否满意，是否会继续展期，2021年资本支出能否增加？ - 经过债务管理，公司未来到期债务情况较为平稳，预计能够为2021年27亿美元的资本支出计划获得融资，但仍存在不确定性 [118][121] 问题6: 第四季度弃置成本调整的具体金额、原因及现金情况，2021年后的增长目标？ - 弃置成本调整主要与折旧费用有关，是非现金项目，与公司整体成本降低和会计处理有关；预计2021年油气总产量与2020年持平，但下半年环比增长约5%，天然气增长约10%；未来将专注提高原油产量，特别是页岩油 [124][127][128] 问题7: 公司认为舒适的最低现金水平是多少，资本支出的债务融资来源和规模？ - 公司将维持去年底的流动性水平，季节性波动不超过10% - 15%；融资将取决于运营现金流和资产剥离情况，预计部分来自本地市场，也在探索跨境贸易融资和多边机构融资，近期不考虑国际债券市场 [133][134] 问题8: 未来四年投资15亿美元的页岩项目的开采成本、每桶成本和盈亏平衡情况，以及各区块的钻井数量和2021 - 2024年的资本支出计划？ - 目前未披露相关信息，但预计新天然气计划的价格将带来合理利润；2021年核心页岩油产区预计投资超5亿美元，钻探约90口井，未来几年活动水平相似，2025年后有望加速增长 [138] 问题9: 疫情对阿根廷燃料需求的结构性影响，以及电动汽车普及的影响？ - 目前难以预测疫情对燃料需求的结构性影响，年底燃料需求恢复超预期，预计今年仍略低于疫情前水平；电动汽车在阿根廷的影响难以预测 [143] 问题10: 炼油厂柴油和汽油产出比例是否会恢复到2019年的80%？ - 2020年根据实际需求调整了炼油厂产出，该问题较技术，建议会后跟进 [146] 问题11: 为何不参与最新的天然气计划4拍卖？ - 这是商业决策，公司认为通过一次性批量参与而非季节性调整能在全年实现利益最大化，且已参与了大部分天然气计划 [148][149] 问题12: 公司如何解决现金流问题，为何不更积极地剥离资产以减少债务？ - 现金流问题需结合运营现金流、资产剥离和新增债务解决；预计EBITDA将显著恢复，剥离资产主要是为部分资助资本支出计划，而非大幅减少债务；目前不考虑完全剥离战略资产，而是考虑潜在的合资合作 [153][154]

业绩总结 - 2020年YPF的总收入为93.76亿美元，同比下降34%[25] - 2020年YPF的正常化EBITDA为14.54亿美元，同比下降44%[31] - 2020年第四季度YPF的正常化EBITDA为5.48亿美元，同比下降72%[38] - 2020年第四季度YPF的运营收入为1.83亿美元，同比下降38%[39] - 2020年现金及现金等价物减少至994百万美元，主要用于减轻外汇风险[80] 用户数据 - 2020年柴油销量同比下降11%，汽油销量下降30%[67] - 2020年总生产量为530 KBOE/D，较2019年下降9%[43] - 2020年常规生产量为306 KBOE/D，同比下降12%[49] - 2020年页岩油生产量为32 KBBL/D，同比增长7%[47] 未来展望 - 2021年上半年原油产量为206千桶/日，下半年预计为210千桶/日[86] - 2021年天然气产量上半年为33百万立方米/日，下半年预计为37百万立方米/日[86] - 2021年预计新增90口井，净产量为50千桶/日，净资本支出约为5亿美元[89] - 2021-2024年净资本支出预计为15亿美元[90] 新产品和新技术研发 - YPF在2020年实现了20%的运营能源来自可再生能源，已达到2025年的目标[19] - 2020年页岩储量增加了1800万桶，替代率为148%[65] 市场扩张和并购 - 2021年完成的市场友好型负债管理措施，接受率为58.7%，涉及10亿美元的2021年3月票据[83] - 2021年新发行的2026年担保票据为7.76亿美元，2029年票据为7.48亿美元，2033年票据为5.76亿美元[83] 负面信息 - 2020年运营支出（OPEX）为74.38亿美元，同比下降25%[26] - 2020年炼油厂利用率为73%，较2019年有所下降[70] - 2021年净杠杆率为4.9倍（契约下为3.7倍），基于减少的EBITDA[83] - 2020年公司非工会员工减少13%，每年节省超过5000万美元[74]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为3.92亿美元，较上一季度的2800万美元显著回升；报告的EBITDA略高，为4.72亿美元 [17][29] - 第三季度收入较上一季度增长20%，主要因柴油和汽油发货量增长27%；总运营成本相对稳定，仅增长1%，剔除一次性项目后较去年同期下降26% [24][26] - 第三季度总投资达2.57亿美元，同比收缩70%，但较第二季度增长59%；截至9月底，净债务为72亿美元，较去年9月减少超5亿美元 [27][28] - 预计全年调整后EBITDA约为15亿美元，资本支出也接近该水平；全年平均产量预计较2019年下降10% [18][63] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度产量环比企稳，原油日均产量20.2万桶，页岩油产量环比增长14%，占总产量20%；天然气日均产量3500万立方米，基本持平 [34][36] - 调整后EBITDA环比增长130%，达3.58亿美元，但较去年同期仍下降44%；原油实现价格环比上涨39%，至每桶40美元，天然气售价略升至每百万英热单位2.7美元 [30][36] 下游业务 - 第三季度汽油和柴油销量环比分别增长41%和22%，但仍远低于疫情前水平；10月销量进一步回升，同比降幅分别收窄至32%和19% [42][44] - 调整后EBITDA环比下降68%，仅为4000万美元；炼油厂产能利用率显著提高，平均为73%，但仍低于去年同期的90% [31][46] 天然气与电力业务 - 调整后EBITDA从第二季度的亏损1.28亿美元转为盈利2000万美元，主要因季节性因素导致天然气价格上涨 [32][33] 企业与消除项目 - 该业务板块负贡献从第二季度的1.23亿美元收窄至第三季度的2600万美元，主要因库存价值正向调整 [33] 各个市场数据和关键指标变化 - 自4月汽油和柴油销量同比分别收缩69%和34%后，随着封锁措施放宽，销量逐渐回升；第三季度燃料销售呈积极的环比变化，10月需求继续恢复 [12][13] - 国际油价自5月以来回升，比索兑美元贬值，公司燃料净价一度低于进口平价；自8月起，公司多次上调泵价，累计涨幅达12%，使净价企稳 [44][45] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续与战略合作伙伴就Vaca Muerta潜在合作进行积极对话，并分析成熟常规区块的潜在剥离机会 [19] - 2021年公司计划实施更激进的资本支出计划，以扭转过去五年的产量下降趋势，这可能需要新增净融资 [20] - 新的天然气计划有望为公司开发天然气储量提供稳定性和激励措施 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 疫情导致的经济放缓最糟糕时期已过去，公司业绩开始复苏，但尚未恢复到正常水平 [7] - 第四季度预计EBITDA环比收缩，因油气产量下降以及提前终止LNG合同的额外损失；全年产量预计较2019年下降10% [62][63] - 2021年盈利能力有望继续改善，随着产量回升、需求正常化、价格稳定和成本效率提升，公司计划加大资本支出，可能需新增融资 [64][65] 其他重要信息 - 2020年前九个月，公司每百万工时事故频率指数为0.19，较2019年平均水平改善超50% [8] - 子公司YPF Luz在9 - 10月恢复建设活动，并在多个项目实现商业运营，总装机容量超2.2吉瓦，另有230兆瓦项目在建 [11] - 公司已审查65%的供应商合同，重新审视内部运营流程，实现关键活动成本节约；页岩井总成本预计降低15%，常规燃料拉拔干预总成本降低超30% [15][16] - 第三季度实施自愿退休计划，非工会员工人数减少12%，每年节省约5000万美元 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：若排除FLNG设施合同费用，第四季度EBITDA与第三季度相比如何？价格走弱对EBITDA下降的影响有多大？2021 - 2022年非常规业务的增长预期如何？ - 即使排除非经常性费用，第四季度EBITDA仍预计收缩，主要因产量下降和运营成本上升；下游价格预计相对稳定 [69][70][72] - 预计未来非常规业务占比将上升，2021年页岩油产量占比有望接近25%或更高，2022 - 2023年可能接近45% - 50% [74] 问题2：未来资本支出趋势如何？如何匹配资本支出承诺与摊销计划？租赁成本节约在恢复正常后会有多少逆转？ - 2021年资本支出预计增加，公司需新增融资以支持更激进的资本支出计划；目前活动效率提高，每美元资本支出将更有效 [83][84] - 第三季度提升成本异常低，预计第四季度开始上升，2021年将稳定在每桶油当量约10美元 [85][87] 问题3：当地资本市场能否满足公司短期融资需求？现金结构中美元和本币的比例未来如何变化？公司的最低现金余额是多少？ - 当地市场流动性充足，预计将成为公司未来融资的重要来源；公司预计能在当地市场筹集超过到期债务的资金 [92][93][94] - 美元现金占比受央行法规限制，目前公司大部分流动性在当地，包括美元政府债券；不考虑债券，公司独立层面美元现金占比约10%，合并层面约20% [95][96][98] - 公司独立层面不考虑美元债券，认为约7亿美元的现金水平较为合适 [99] 问题4：第四季度贸易融资额度能否展期？公司正常的资本支出水平是多少？天然气与电力业务第三季度的业绩能否持续？ - 11 - 12月约3亿美元贸易融资额度到期，大部分银行愿意展期，公司有其他银行额度可弥补可能的缺口 [104][105] - 新的正常资本支出水平应介于2019年和2020年之间，公司成本结构将更高效，有望在不回到过去水平的情况下扭转产量下降趋势 [107][109][110] - 第三季度业绩受季节性价格上涨影响，新天然气计划可能有助于该业务板块的利润率，但未来几个季度预计不会有重大变化 [111][112] 问题5：公司是否面临流动性问题？是否应更积极地进行资产剥离而非增加资本支出？油价反弹对下游业务价格有何影响？ - 公司通过成本降低和效率提升来平衡高杠杆和激进的资本支出计划，预计2022年降低杠杆；目前不考虑通过市场融资，将通过管理负债和流动性解决潜在问题 [119][122][123] - 公司专注于核心油气业务，正与国际伙伴探讨Vaca Muerta新合作机会，并分析成熟常规区块的剥离可能性；董事会已批准出售一座非经营性办公楼 [125][126][127] - 油价反弹时，泵价调整将取决于宏观经济变量，公司希望保持与进口平价一致，但无法保证 [129][130] 问题6：上游价格下降时，是否会重新实施Barril Criollo政策？下游价格如何应对通胀？2020年出口水平如何？能否用出口资金偿还债务？公司是否有增加债务的空间？ - Barril Criollo政策是监管决策，对公司整体影响有限；下游泵价调整需考虑宏观经济现实和对需求及通胀的影响 [139][140][143] - 2020年出口额预计约11 - 12亿美元，低于过去几年的平均15亿美元；未来出口有望回升，公司将关注农业领域业务 [145][146] - 只有在特定贸易融资结构或央行新规允许下，才能用未来出口资金偿还债务 [147] - 公司有自由再融资到期债务的能力，且有相当于合并资产5%的新债务额度，约12亿美元，可为2021年的需求提供操作空间 [150] 问题7：下游汽油和柴油销售同比下降的原因是什么？这是否是新常态？定价政策如何？是否能恢复到2019年的价格水平？需要多长时间？ - 这不是新常态，需求在逐步恢复，预计年底汽油和柴油需求较2019年下降约25%和15%；2021年需求有望继续正常化，年底较2019年下降5% - 10%；喷气燃料需求改善不明显，预计2021年底恢复到疫情前的50% [160][161][162] - 定价政策旨在适应进口平价，恢复美元利润率；未来将关注宏观经济现实，保持当前美元利润率；与去年同期相比，汽油和柴油价格虽下降20% - 25%，但与国际原油价格相比，价差有所改善 [155][156] 问题8：5%的合并资产额度对应的约10亿美元增量债务是否可用？是否考虑发行有担保融资？当地市场融资深度如何？第三季度末有担保融资能力如何？ - 约12亿美元的新债务额度目前可用，再融资不受限制 [171] - 公司正在分析所有融资选项，目前主要关注当地市场；有担保跨境融资也在考虑范围内，但尚未做出决定 [168][169] - 当地市场流动性充足，有很大的融资潜力，公司认为可以利用当地市场的套利机会 [175][176] - 公司有足够的有担保融资能力，但最终决策取决于能否获得官方外汇市场准入；当地市场仍是有效的融资选择 [173][174]