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]