证券交易委员会

华盛顿特区 20549

 

 

表格 6-K

 

 

外国私营发行人报告书

根据规则13a-16或2023年2月21日13A-16 或15D-16

根据1934年证券交易所法规

2024年11月

委托文件编号：001-39866001-12102

 

 

YPF股份有限公司

(根据其章程规定的发行人的确切名称)

 

 

Macacha Güemes 515

阿根廷，布宜诺斯艾利斯C1106BKk

（主要执行办事处地址）

 

 

请勾选是否在提交Form文件的时候提供或将会提供年度报告 20-F或表格40-F:

表 20-F ☒ 表格 40-F ☐

2024年11月8日上午8:30 Et / 上午10:30巴斯INVESTOR RELATIONS CENTER IR团队 https://investors.ypf.com 马加伦达. 春-IR经理 867240-001 24年11月07日 03:51 第1页 Inversoresypf@ypf.com 瓦伦蒂娜.洛佩兹-IR Magarita.chun@ypf.com 克里斯蒂安.冈萨雷斯-IR

2024年11月7日布宜诺斯艾利斯-YPF (BYMA: YPFD | NYSE: YPF1) 宣布3Q24业绩。据阿根廷现行IFRS编制财务报表 (FS)。某些数字之和已四舍五入。公司的功能货币是美元，自1Q24起，季度FS也以美元和阿根廷比索两种货币报告。 3Q24主要亮点：KPI 3Q24 2Q24 同比？ 3Q23 同比？ 9M24 9M23 同比？ 收入 5,297 4,935 7% 4,504 18% 14,542 13,117 11% 调整后EBITDA 1,366 1,204 13% 926 47% 3,815 2,976 28% 纯利润 1,485 535 178% (137) N/A 2,677 584 358% CAPEX 1,353 1,200 13% 1,451 -7% 3,722 3,930 -5% 自由现金流 (173) (257) -33% (379) -54% (824) (680) 21% 净债务 7,506 7,457 1% 6,675 12% 7,506 6,675 12% 净杠杆比率(x) 1.5 1.7 -8% 1.7 -10% 1.5 1.7 -10% 碳氢化合物产量(Kboe/d) 558.7 539.0 4% 519.7 8% 541.3 514.5 5% 原油(Kbbl/d) 255.8 248.8 3% 236.9 8% 253.4 238.8 6% 天然气(Mm3/d) 40.3 38.8 4% 37.5 7% 38.5 36.8 5% 凝析油(Kbbl/d) 49.5 46.1 7% 46.6 6% 45.8 44.1 4% wti原油价格(美元/bbl) 68.3 70.8 -4% 60.7 13% 69.1 63.6 9% 天然气价格(美元/MBTU) 4.5 4.0 12% 4.3 4% 3.8 3.8 2% 梅丹尼托原油出口(Kbbl/d) 39.2 28.6 37% 18.6 111% 30.3 8.3 266% 页岩油产量(Kbbl/d) 125.7 113.3 11% 92.2 36% 117.1 93.1 26% 总提升成本(美元/boe) 16.1 16.2 0% 15.6 3% 15.1 15.4 -2% 核心提升成本(美元/boe) 4.6 4.7 -2% 4.2 9% 4.2 4.1 1% 原油加工(Kbbl/d) 298.3 299.2 0% 276.1 8% 299.5 296.0 1% 炼油厂利用率 (%) 91% 91% 0% 84% 8% 91% 90% 1% 地方燃料销量(Km3) 3,449 3,431 1% 3,772 -9% 10,370 10,996 -6% 地方燃料净价格(美元/m3) 716 711 1% 584 23% 706 621 14% 进口燃料(Km3) 123—N/A 253 -51% 265 918 -71% R&m调整后EBITDA(美元/bbl) 13.3 11.5 16% 3.3 299% 14.5 11.7 23% 除非另有说明，单位为百万美元。 EBITDA = 营业收入 + 固定资产折旧 + 租用权资产折旧 + 无形资产摊销 + 无效探测钻井 + (固定资产)扭转/恶化。 调整后EBITDA = 排除IFRS 16效果及一次性项目的EBITDA。净杠杆比率 = 净债务 / 最近12个月调整后EBITDA。自由现金流 = 营运资金净流入-CAPEX (投资活动) - M&A (投资活动) - 利息和租金支付(融资活动)。燃料 = 柴油 + 汽油。R&m指的是炼油和市场业务，不包括石油化工和农产品。调整后EBITDA总计美元136600万(+13% 环比)，主要受到季节性天然气销售增加、Metrogas费率更新、页岩碳氢化合物产量增加和地方燃料价格上涨的推动，部分抵销了实际成本上升和现实际结果，受7月巴塔哥尼亚极端天气影响，传统产量减少。 年增长率高达47%主要是由于当地燃料价格回归23%，页岩产量增加29%，加工水平提高8%，部分抵消了当地货币成本上升和传统产量减少的影响。 CAPEX总计美元135300万(环比增长13%但同比下降7%)，70%以上集中在上游领域，主要用于页岩钻井和修井活动，完全符合公司的页岩油增长战略。页岩油产量平均为126千桶/天(环比增长11%，同比增长36%)，占总原油产量的49%(2Q24: 46%，3Q23: 39%)，而梅丹尼托原油出口在本季度继续增长，平均每天39千桶(环比增长37%，同比增长111%)，占我们总原油产量的15%。 我们主要项目的进展： • 传统成熟油田退出计划2(~50个区块)，安第斯项目共集结30个区块，迄今为止，已经签署了9个25个区块的SPA。最近还增加了位于火地省的7个区块进入安第斯项目，总共达到37个区块。此外，我们已获得丘布特省一个集群项目的省批准。关于不包括在安第斯项目内的区块，我们正在尝试不同的途径进行转让或恢复。 • VMOS原油管道项目(500千桶/天运输能力)的建设已完成第一段(瓦卡努埃尔-阿伦，130公里)的50%，总投资约为20000万美元。第二段建设由出口专用原油管道(阿伦-彭塔科洛拉达，440公里)、储罐和单点锚泊组成，以操作超级大型油轮(VLCCs)，总投资约为25亿美元，我们距离开始建设几个月。 1 ADR = 1 股。截至2024年9月，总已发行股本为393,312,793股(51%归属阿根廷政府；34%NYSE和15%BYMA)。 2023年传统提升成本约为25美元/桶石油当量，而页岩提升成本约为5美元/桶石油当量。此外，2023年传统成熟油田CAPEX约为80000万美元。

3Q24 YPF 2. 3Q24综合净利润分析 3Q24综合收入拆解 3Q24 2Q24 3Q23 Q/Q ? Y/Y ? 9M24 9M23 Y/Y ? 未经审计数据，以美元百万计 柴油 1,646 1,672 1,563 -1.5% 5.3% 4,873 4,821 1.1% 汽油 1,023 946 824 8.1% 24.0% 2,991 2,550 17.3% 天然气（第三方生产商） 514 419 464 22.8% 10.8% 1,211 1,120 8.1% 其他 1,366 1,160 1,174 17.7% 16.4% 3,317 3,275 1.3% 国内总市场 4,549 4,197 4,025 8.4% 13.0% 12,393 11,766 5.3% 航空燃油 125 120 127 4.5% -1.5% 399 395 0.8% 谷物和面粉 99 130 26 -24.0% 278.1% 255 77 231.3% wti原油 285 226 152 25.9% 87.1% 700 210 233.0% 石油与天然气及其他 240 262 173 -8.6% 38.2% 795 668 19.1% 出口总市场 748 738 479 1.4% 56.3% 2,149 1,351 59.1% 总收入 5,297 4,935 4,504 7.3% 17.6% 14,542 13,117 10.9% 净收入达到529700万美元 (+7% from Q2), 主要由于更高季节性销售的天然气(作为生产商以及通过我方附属公司Metrogas – 分销商 – 具备更新费率)，以及不断增长的Medanito原油出口和当地燃料价格上涨所带来，再加上汽油需求增长。这些成果部分抵消了柴油需求下降和较低原油价格的影响。未经审计数据，以美元百万计 3Q24 2Q24 3Q23 Q/Q ? Y/Y ? 9M24 9M23 Y/Y ? 提炼成本 (827) (793) (746) 4.3% 10.9% (2,238) (2,163) 3.5% 其他上游 (199) (162) (74) 22.9% 169.3% (473) (253) 87.1% 炼油 & 物流成本 (428) (404) (406) 5.9% 5.3% (1,169) (1,188) -1.6% 其他下游 (178) (184) (166) -3.5% 7.2% (488) (467) 4.5% 探采, Corp. & 其他 (330) (298) (194) 10.6% 70.3% (816) (510) 60.2% 总运营成本 (1,962) (1,842) (1,586) 6.5% 23.7% (5,184) (4,580) 13.2% 折旧 & 摊销费用 (674) (638) (864) 5.6% -22.0% (1,964) (2,493) -21.2% 专利 (294) (282) (248) 4.5% 18.7% (834) (731) 14.1% 其他成本 (338) (383) (281) -11.9% 20.2% (993) (790) 25.7% 其他成本总额 (1,306) (1,303) (1,393) 0.2% -6.2% (3,791) (4,014) -5.6% 燃料进口 (包括航空燃油) (98) 0 (214) N/A -54.2% (197) (715) -72.4% 向第三方购买原油 (471) (469) (308) 0.4% 52.9% (1,315) (1,018) 29.2% 生物燃料购买 (233) (224) (198) 4.4% 17.9% (698) (666) 4.8% 农产品购买 (208) (190) (194) 9.5% 7.2% (469) (561) -16.5% 其他购买 (352) (302) (361) 16.5% -2.5% (832) (912) -8.7% 存货变动 157 (3) (127) N/A N/A 30 24 25.0% 总购买 & 存货变动 (1,206) (1,188) (1,403) 1.5% -14.0% (3,481) (3,848) -9.5% 其他经营结果, 净额 (48) (8) (3) 500.0% 1500.0% (50)—N/A 资产减值 (21) (5) (506) 320.0% -95.8% (26) (506) -94.9% 运营成本 + 购买 + 资产减值 (4,543) (4,346) (4,891) 4.5% -7.1% (12,532) (12,948) -3.2% 存货变动中包含的价格影响分别为 3Q24的US$9400万, 2Q24的US$1200万, 3Q23的US$3200万, 9M24的负US$64百万和9M23的负US$33百万。运营开支总计为196200万美元 (+7% from Q2)，主要是由于通货膨胀演变带来的美元成本增加，再加上与巴塔哥尼亚气候突发事件相关的一次性费用。总其他成本总额为130600万美元，基本上与上季持平，主要是由于折旧 & 摊销费用增加，这是由于某些地区产量增加所导致的，以及较高的专利费用，这是由于天然气销量增加所导致的。这部分部分地被2Q24受阿尔赫里奇项目影响的低降措施抵消，这是阿根廷第一个海域超深水井。总购买和存货变动为120600万美元 (+2% from Q2)，主要由于燃料进口用于补货目的 (与2Q24无进口相比)，天然气 (Metrogas) 季节性购买增加，农产品和生物燃料采购增加。此外，存货变动在3Q24为正向，总计15700万美元，与2Q24的负300万美元相比，主要是由于库存更高替代成本，再加上本季度燃料库存水平的上升。 综合净利润拆解 3Q24 2Q24 3Q23 Q/Q ? Y/Y ? 9M24 9M23 Y/Y ? 未经审计数据，以美元百万计 经营收入 / 收益 754 590 (387) 27.8% N/A 2,010 169 1089.3% 股权投资以及合营企业和合资企业的收入 107 27 44 296.3% 143.2% 263 227 15.9% 财务结果，净额 (163) (161) 206 1.2% N/A (583) 348 N/A 税前净收入 698 456 (137) 53.1% N/A 1,690 744 127.2% 所得税 787 79—896.2% N/A 987 (160) N/A 净收入 1,485 535 (137) 177.6% N/A 2,677 584 358.4% 不计资产减值的净收入 1,499 538 192 178.4% 681.0% 2,694 913 195.1%

税前净利润达到7,980百万美元（较上季度增长53%），主要是由于营业收入和股本收入增加（主要受Barragán和YPF Luz推动）。所得税为78700万美元，在2024年第三季度为正数（与2024年第二季度的7900万美元正数相比），主要是由于年度有效税率变化，由于较低预计贬值，导致了公司税务资产价值的增加，从而减少了未来应缴税费。因此，净利润达到了148500万美元（较上季度增长178%）。 3. 调整后EBITDA和CAPEX 3.1 调整后EBITDA协调2024年第三季度2024年第二季度2023年第三季度环比?同比?9M24 9M23同比未经审计数据，以百万美元计算净结果1,485 535（137） 177.6% N/A 2,677 584 358.4% 金融业绩，净收益163 161（206） 1.2% N/A 583 （348）N/A 股本投资收益（107）（27）（44） 296.3% 143.2%（263）（227）15.9% 所得税 （787）（79）— 896.2% N/A （987）160 N/A 无效的勘探钻井 1 49 9 -98.0% -88.9% 56 15 273.3% 折旧和摊销674 638 864 5.6% -22.0% 1,964 2,493 -21.2% 资产减值21 5 506 320.0% -95.8% 26 506 -94.9% EBITDA 1,450 1,282 992 13.1% 46.2% 4,056 3,183 27.4% 租赁（84） (78) (66) 7.1% 27.6% （241） (207) 16.5% 其他调整--N/A N/A-- N/A 调整后EBITDA 1,366 1,204 926 13.5% 47.5% 3,815 2,976 28.2% 3.2 调整后EBITDA和CAPEX按部门划分按部门分层重组调整后EBITDA和CAPEX3Q24 2Q24 3Q23 9M24 9M23 A上游784 816 732 2,430 2,146 下游D448 369 183 1,386 957气与电力143 59 44 172 81 E公司（67） (61) (76)（145）（198）调整消除与其他58 22 43（28）(9)总调整EBITDA1,366 1,204 926 3,815 2,976上游983 863 1,053 2,781 2,894下游298 299 303 794 765PEX气与电力45 18 39 76 137 C公司26 20 55 70 134清除- - -总CAPEX1,353 1,200 1,451 3,722 3,930 注：下游调整后EBITDA不包括石油产品库存价格影响，这些影响包括在消除中3.3 调整后EBITDA环比和同比演变

4. 按部门分析结果 4.1 上游3 上游财务未经审计数据，以百万美元计2024年第三季度2024年第二季度2023年第三季度环比?同比?9M24 9M23同比?原油1,599 1,568 1,299 2.0% 23.1% 4,726 4,068 16.2% 天然气616 510 550 20.6% 12.0% 1,480 1,380 7.2% 其他31 35 32 -9.9% -3.5% 100 85 17.0% 收入2,246 2,113 1,881 6.3% 19.4% 6,306 5,533 14.0% 折旧和摊销（475）(449) (689) 5.7% -31.1%（1,397）(1,952) -28.4%提取成本（827）(793)(746) 4.3% 10.9%（2,238）(2,163) 3.5% 特许权利金（291）(279)(245) 4.6% 18.7%（825）(722) 14.3% 其他成本（299）(230)(131) 29.8% 127.8%（730）(399) 82.9% 资产减值前的营业收入354 362 76 -2.2% 365.8% 1,116 297 275.8% 资产减值（21）—（506）N/A -95.8%（21）(506) -95.8% 营业收入/（亏损）333 362（430） -8.0% N/A 1,095 (209) N/A 折旧和摊销475 449 689 5.7% -31.1% 1,397 1,952 -28.4% 无效的勘探钻井1 49 9 -98.0% -88.9% 56 15 273.3% PP&E和存货减值21—506 N/A -95.8% 21 506 -95.8% EBITDA830 860 767 -3.5% 8.1% 2,569 2,264 13.5% 租赁（45）(44) (37) 2.5% 22.3% （139）(118) 17.5% 其他调整--N/A N/A -- N/A 调整后EBITDA 784 816 736 -3.9% 6.5% 2,430 2,146 13.2% CAPEX983 863 1,053 13.9% -6.6% 2,781 2,894 -3.9% 单位现金成本未经审计数据，以美元/桶计算2024年第三季度2024年第二季度2023年第三季度环比?同比?9M24 9M23同比?提取成本16.1 16.2 15.6 -0.5% 3.1% 15.1 15.4 -2.0% 特许权利金和其他税7.0 7.2 6.5 -2.4% 6.9% 6.9 6.5 6.2% 其他成本4.1 3.5 1.8 16.4% 128.4% 3.4 2.0 64.5% 总现金成本（美元/桶）27.1 26.8 23.9 1.2% 13.4% 25.4 24.0 5.9% 收入在2024年第三季度达到22亿美元（较上季度增长6%），主要是因为原油销量增加（+6%），以及季节性天然气销量增加（+12%价格和+8%销量），部分抵消了原油价格下降（-4%），受到本季度布伦特价格的收缩的影响。提取成本为每桶16.1美元（环比-0.5%），主要是由于页岩碳氢产量增加，部分抵消了当地货币的成本压力，以及传统原油生产减少：传统原油每桶31.1美元（环比+8%）和非常规原油每桶5.0美元（环比-12%）。具体而言，我们页岩核心井块的提取成本，按100%持股计算，略微降至每桶4.6美元（环比-2%）。特许权利金和其他税基本保持不变，平均为每桶7.0美元（环比-2%），主要由于原油价格下降，部分抵消了天然气价格上涨。其他成本总计为2,9900万美元（环比+30%），主要是由于3Q24录得的非经常性费用。调整后EBITDA总计为78,400万美元（环比-4%），主要是由于季度通货膨胀超过货币贬值，以及较低的原油价格，部分抵消了季节性天然气、原油销量的增加。至2024年第三季度，与YPF的上游销售额的某些资产（约9M24上游销售额的2%）已经重新分配（上游部分至公司部门），重申了比较的期间。此重分类与新的管理结构一致，旨在简化业务报告并最大程度地发挥协同效应。

CAPEX总额为98300万美元（+14%季度环比增长），主要投资于非常规领域，主要分配给钻井和修井活动。该部门超过85%的CAPEX投资于非常规领域。钻井和修井活动水平强劲，达到50口钻井井、67口竣工井和68口连接井，全部为水平油井。这一出色的表现与下半年页岩油产量预期的提升一致。在我们的非常规运营中，截至2024年第三季度，公司继续取得卓越成果，我们的核心中心区块平均每天钻井314米，在压裂方面每月每套达到240级。关于我们的勘探策略，我们在以下领域取得了进展：• 门多萨省的南部，扩大Vaca Muerta核心中心区块的边界：在Q3完成测试阶段后，我们将两口井连接至YPF的生产设施• Palermo Aike盆地，有望成为阿根廷第二大非常规资源：我们开始测试El Cerrito区块第一口水平井的生产力。收集的生产数据正在进行分析• 阿根廷北部盆地的近海：为进一步探索阿根廷海域的油气潜力，我们开始处理从CAN-102区块获得的3D地震数据，预计将于2025年初获得结果上游运营数据 未经审计数据3Q24 2Q24 3Q23 环比？ 同比？ 9M24 9M23 同比？ 净产量细分 原油产量（Kbbld） 255.8 248.8 236.9 2.8% 8.0% 253.4 238.8 6.1% 传统 127.7 133.1 142.0 -4.1% -10.1% 133.8 143.0 -6.4% 页岩 125.7 113.3 92.2 10.9% 36.3% 117.1 93.1 25.8% 紧致 2.5 2.4 2.7 3.9% -8.1% 2.4 2.7 -11.6% 天然气液体产量（Kbbld） 49.5 46.1 46.6 7.3% 6.1% 45.8 44.1 3.9% 传统 12.0 10.4 12.2 15.4% -1.6% 11.0 12.4 -11.1% 页岩 36.5 34.5 33.1 5.8% 10.3% 33.7 30.4 10.7% 紧致 1.0 1.2 1.3 -18.8% -27.2% 1.1 1.3 -12.5% 天然气产量（百万立方米/天） 40.3 38.8 37.5 3.8% 7.3% 38.5 36.8 4.5% 传统 12.2 12.8 13.4 -5.3% -9.2% 12.7 13.8 -8.2% 页岩 23.4 21.0 18.2 11.3% 28.4% 20.8 17.3 20.2% 紧致 4.7 4.9 5.9 -4.3% -20.1% 5.0 5.7 -12.4% 总产量（千桶油当量/日） 558.7 539.0 519.7 3.7% 7.5% 541.3 514.5 5.2% 传统 216.1 224.2 238.4 -3.6% -9.3% 224.7 242.3 -7.3% 页岩 309.5 280.1 240.0 10.5% 28.9% 281.9 232.5 21.2% 紧致 33.2 34.6 41.2 -4.3% -19.6% 34.8 39.7 -12.3% 平均实现价格 原油（美元/桶） 68.3 70.8 60.7 -3.6% 12.5% 69.1 63.6 8.6% 天然气（美元/MMBTU） 4.5 4.0 4.3 11.8% 4.0% 3.8 3.8 2.3% 3Q24的原油产量平均为256千桶/日（+3%季度环比增长），主要受页岩油产量增长（+11%季度环比增长）的推动，弥补了传统产量（-4%季度环比增长）的下降，传统产量受阿根廷南部严冬天气影响，直到8月初仍受影响。此外，9%的传统产出来自三次生产，环比增长2%，减小了成熟油田的自然衰减。天然气产量环比增长4%，主要受GNk运力的扩张和冬季高峰需求的推动。溶剂提取液产量环比增长7%，遵循页岩气产量增加的趋势，此外，拉塔拉塔区块的涡轮膨胀机的优化也推动了该增长。

4.2 下游-脑机 财务 3Q24 2Q24 3Q23 Q/Q ? Y/Y ? 9M24 9M23 Y/Y ? 未审核数据，以美元百万计 柴油(第三方) 1,646 1,672 1,563 -1.5% 5.3% 4,873 4,821 1.1% 汽油(第三方) 1,023 946 824 8.1% 24.0% 2,991 2,550 17.3% 其他国内市场 753 649 814 16.0% -7.4% 1,974 2,433 -18.9% 出口市场 705 690 460 2.3% 53.4% 2,027 1,263 60.5% 收入 4,127 3,957 3,661 4.3% 12.7% 11,866 11,068 7.2% 折旧与摊销 (148) (142) (141) 4.2% 5.3% (427) (422) 1.2% 炼油与物流成本 (428) (404) (406) 5.9% 5.3% (1,169) (1,188) -1.6% 燃料进口(包括喷气燃料-第三方) (98) 0 (214) N/A -54.2% (197) (715) -72.4% 原油采购(区段间 + 第三方) (2,097) (2,067) (1,630) 1.5% 28.7% (6,129) (5,169) 18.6% 生物燃料采购(第三方) (233) (224) (198) 4.4% 17.9% (698) (666) 4.8% 农产品采购(第三方) (208) (190) (194) 9.5% 7.2% (469) (561) -16.5% 存货变动 20 (6) (265) N/A N/A 130 (153) N/A 其他 (661) (641) (623) 3.0% 6.1% (1,790) (1,752) 2.2% 资产减值前的营业利润/(损失) 274 284 (10) -3.4% N/A 1,116 441 153.1% PP&E减值和存货减值—— N/A N/A — N/A 营业利润/ (损失) 274 284 (10) -3.4% N/A 1,116 441 153.1% 折旧与摊销 148 142 141 4.2% 5.3% 427 422 1.2% EBITDA 422 426 131 -0.9% 223.1% 1,543 863 78.8% 租赁 (29) (24) (22) 21.8% 34.2% (76) (70) 8.6% 调整后的EBITDA 393 402 109 -2.3% 260.7% 1,467 793 85.0% 石油产品库存价格影响 (55) 34 (75) N/A -26.2% 81 (164) N/A 不包括石油产品库存价格影响的调整后EBITDA 448 368 184 21.6% 144.0% 1,386 957 44.8% CAPEX 298 299 303 -0.3% -1.8% 794 765 3.8% 季度中损益业绩变动，3Q24净变动为(54)百万美元，2Q24为3100万美元，3Q23为71百万美元，9M24为79百万美元，9M23为200百万美元 收入达到了41亿美元，主要受到较高的石油出口量和当地燃料价格的推动，以及汽油的国内需求提高。这些影响部分抵消了柴油的季节性需求下降和国际价格的降低。炼油和物流成本环比上涨了6%，主要是受实际成本上升的影响，因为地方货币对通货膨胀的贬值减轻了一部分，再加上运输量增加。燃料进口达到为9800万美元，主要是受柴油销量的推动，特别是为了主要维护停工项目的库存再补。原油采购(包括区段间)环比增长1%，主要是由于更高的购买油量，部分抵消了较低的原油价格。生物燃料采购环比增加4%，这是由于生物柴油和生物乙醇的购买量增加(生物柴油+8%，生物乙醇+5%)，部分抵消了生物柴油价格的降低。调整后的EBITDA，不包括石油产品库存价格影响，总额为44800万美元(环比增长22%)，主要得益于较高的当地燃料价格和较低的原油成本，再加上汽油需求增加，部分抵消了实际成本的上升。炼制与营销部门的调整后EBITDA，在单位方面，达到了每桶13.3美元，与2Q24报告的每桶11.5美元和3Q23的每桶3.3美元相比有所增加。CAPEX总额为29800万美元，环比基本持平。总CAPEX分配如下:59%炼制、18%中游油、16%物流和7%商业。在我们的炼油厂中，3Q24的CAPEX主要用于以下几个主要项目:• 新的燃料规格，尤其是在卢阳德库约炼油厂建设一座新的柴油加氢处理装置，该项目已经完成了67%，预计在2025年第四季度投入运营。这些工程的主要目的是遵守能源部第492/2023号决议规定的新燃料规格。 • 在我们的炼油厂改造裂解装置，这将使我们能够处理更高水平的页岩油。在卢阳德库约，我们第二大的炼油厂中，我们继续进行裂解装置III的工程和设备采购，预计到2025年第二季度完工，而在普拉萨·维库尔炼油厂，我们正在继续进行改造装置的工程。在我们的中游石油业务部门，在3Q24，我们继续推进旨在增加内乌金盆地疏散能力的主要工程:

• 新的向大西洋的疏散：关于Vaca Muerta South（“VMOS”）项目，我们在第一批次的施工中取得了50%的进展，该批次由一条长127公里的管道组成，连接Loma Campana（内乌孜安省）和Allen（里奥内格罗省），目前作为Oldelval系统的接入点。此外，我们继续在第二批次的开发工作上取得进展，这是最重要的一批，包括一条长440公里的全专用出口管道，预计到2026年第三季度将达到每天18万桶的开工能力，并到2027年将达到每天50万桶的能力。如果盆地需要，这条新管道的设计能力将能够达到超过每天70万桶以上。• 扩展现有系统以达到大西洋地区：我们的子公司Oldelval预计到年底将逐步增加大约30千桶/天的当前产能（300千桶/天），并在2025年第一季度跃升至总产能540千桶/天。• 向太平洋疏散：通过重新启动跨安第斯管道，再加上Vaca Muerta North管道，我们在2024年第三季度向智利出口了39千桶/天的Medanito原油（环比增长37%，同比增长111%）。• 连接新区域和扩大与La Amarga Chica – Puesto Hernández原油管道相关的储存能力：在2024年第三季度，La Amarga Chica – Puesto Hernández原油管道开始运营，总疏散能力约为每天160千桶。此外，我们还继续进行改造工程，以提高从内乌纳盆地到卢汉德库约炼油厂的运输能力，预计将在2025年投入运营。下游经营数据未经审计的数字 3Q24 2Q24 3Q23 环比？ 同比？ 9M24 9M23 同比？ 原油加工量（千桶/日 ） 298.3 299.2 276.1 -0.3% 8.1% 299.5 296.0 1.2% 炼油厂利用率（%） 90.9% 91.2% 84.2% -26个基点 678个基点 91.3% 90.2% 107个基点 自2021年第一季度以来的名义产能为328.1千桶/天。 第三方销售量（仅YPF独立） 精炼产品销量（千立方米） 4,7724,6334,9363.0%-3.3%14,09714,599-3.4%国内总市场4,2944,1664,5813.1%-6.3%12,60013,411-6.0% 其中汽油1,4211,3501,5005.3%-5.3%4,2824,445-3.7% 其中柴油2,0292,0822,272-2.5%-10.7%6,0886,551-7.1%出口总市场4784683552.1%34.5%1,4971,18925.9% 石化产品销量（千吨） 16815015112.2%11.6%47141313.8%国内市场91758621.3%5.2%231240-3.8%出口市场7875653.2%20.2%24017438.0%化肥、粮食和面粉销量（千吨）53547643112.3%24.2%1,2141,09410.9%国内市场327 19736566.2%-10.4%664916-27.5%出口市场20827966-25.6%217.0%549178209.4% 汽油（国内市场）净均价（美元/立方米）6576404992.7%31.7%63953120.4%柴油（国内市场）净均价（美元/立方米）758760640-0.2%18.4%7557185.1%石化产品与其他精炼产品（美元/桶）707373-5.4%-5.3%7179-9.2%国内市场的平均汽油和柴油价格已扣除税收、佣金、商业奖金和运费。 wti原油加工量在2024年第三季度保持在298千桶/日，环比保持稳定，同比增长8%，主要由于停机重新安排到下一个期间，而2023年第三季度受到卢汉德库和拉普拉塔精炼厂3次停工的影响。国内燃料销量量环比增长1%，主要受到5%的汽油需求恢复的推动，其中高级零售销量增加，部分抵消了柴油需求下降3%的影响，这是由于工业和农业领域季节性柴油销量下降导致的，部分地通过零售销量的增加来抵消。我们的市场份额环比基本持平，汽油市场份额为55%，柴油市场份额为56%。石化产品销量环比增长12%，主要是由于本地市场对甲醇需求增加所致。化肥、粮食和面粉销量环比增长12%，主要受到本地市场粮食和面粉季节性需求增加的推动，部分抵消了粮食和面粉出口减少的影响。国内市场的净平均燃料价格以美元计价，环比增加1%，同比增加23%，主要受国际价格调整的影响，目的是将价格调整到国际水平，并缓解货币贬值以及燃料税更新的影响。因此，在2024年第三季度，我们与进口价格差距为正1%，而在2024年第二季度和2023年第三季度分别为负5%和负28%。

石油与天然气及其他精炼产品的价格同比下降了5%，与国际价格的下降趋势保持一致，部分抵消了甲醇和焦炭等某些产品价格的上涨。4.3 燃料币和能源燃料币 3Q24 2Q24 3Q23 同比？ 环比？ 9M24 9M23 环比？ 未经审计的数字，以百万美元表示 生产商的天然气（公司内部+第三方）583 472 516 23.5% 13.0% 1,380 1,287 7.2% 天然气零售（第三方）319 256 171 24.8% 87.0% 649 404 60.5% 中游-脑机燃料币收入（公司内部+第三方）57 56 48 2.7% 18.9% 166 150 10.8% 其他 98 79 87 24.6% 11.9% 207 216 -4.0% 收入 1,057 862 822 22.6% 28.6% 2,401 2,056 16.8% 折旧和摊销费用（28）（25）（16） 11.8% 74.9% （74）（62） 19.4% 天然气采购（公司内部+第三方）（741）（603）（640） 23.0% 15.8% （1,721）（1,582） 8.8% 中游-脑机天然气采购（公司内部）（16）（18）（15） -11.6% 9.8% （48）（48） 1.5% 营运成本及其他（148）（172）（117） -14.2% 25.9% （434）（327） 32.5% 减去资产减值前的运营利润 124 44 34 N/A 264.7% 124 37 235.1% 资产减值——N/A N/A — N/A 运营利润 124 44 34 N/A 264.7% 124 37 235.1% 折旧和摊销费用 28 25 16 11.8% 74.9% 74 62 19.4% EBITDA 152 69 50 120.2% 204.0% 198 99 100.0% 租赁费用（9）（10）（6） -7.7% 51.2% （26）（18） 46.5% 调整后的EBITDA 143 59 44 141.8% 225.2% 172 81 111.7% CAPEX 45 18 39 159.1% 16.5% 76 137 -44.5% 收入在3Q24年达到了105700万美元（环比增长23%），主要是由于更高季节性天然气销售，作为生产商和我们的关联公司Metrogas的分销商，再加上Metrogas的新的调整 tariffs adjustments. 天然气采购同比增长了23%，与更高季节性天然气销售保持一致，而 营运成本及其他 减少了14%，主要是因为在2Q24年，公司承认了一项对C 【GROSS PROFIT SOARING 4】 的销售应收账款的待定销售收入 USD 2200万的冲销，主要是由CAMMESA欠款引起。由于上述因素，调整后的EBITDA总计为14300万美元，而2Q24年为5900万美元。 CAPEX总数为4500万美元（环比增长159%，但同比相对稳定）并且专注于以下项目: • Loma Negra 天然气处理厂的改造，旨在增加当前的处理能力，预计在年底前完全运行 • 阿根廷LNG项目: 公司的战略支柱，旨在变现Vaca Muerta的页岩气。我们已经确定了位 在里约内格罗省，预计将在2H25年前实施 • 南枢纽收集项目: 主要是为了扩大Sierra Barrosa处理厂的天然气处理能力 • 北枢纽收集项目: 建设连接Narambuena和Bajo del Toro块的天然气管道与El Portón工业园的天然气管道 4 根据2024年5月8日能源部61/24号决定，公司已承认201年销售费用内部的USD 2200万的未收付款冲销以及201年第1季度24年的USD 2900万的未收付款款，主要是CAMMESA欠款。

5. 现金流动性和资金来源 5.1 现金流摘要 综合现金流量 3Q24 2Q24 3Q23 Q/Q ? Y/Y ? 9M24 9M23 Y/Y ? 未经审计数字，单位：百万美元 现金期初余额 1,041 1,309 1,167 -20.5% -10.8% 1,123 773 45.3% 来自经营活动的净现金流量 1,695 1,422 1,399 19.2% 21.2% 4,206 4,205 0.0% 来自投资活动的净现金流量 (1,439) (1,464) (1,321) -1.7% 8.9% (4,111) (3,769) 9.1% 来自融资活动的净现金流量 (398) (206) 158 93.2% N/A (292) 389 N/A 外汇调整和其他 (22) (20) (107) 10.0% -79.4% (49) (302) -83.8% 现金期末余额 877 1,041 1,296 -15.8% -32.3% 877 1,296 -32.3% 金融资产投资 318 353 182 -9.9% 74.7% 318 182 74.7% 现金 + 短期投资期末余额 1,195 1,394 1,478 -14.3% -19.1% 1,195 1,478 -19.1% 自由现金流 (173) (257) (379) -32.7% -54.4% (824) (680) 21.2% 自由现金流 = 从运营活动中的现金流入减去资本支出（投资活动），并购（投资活动），以及利息和租赁支付（融资活动）。 运营活动产生的净现金流流加上投资活动产生的现金流总计在3Q24年为正值25600万美元。尽管调整后的EBITDA在3Q24年类似于资本支出，但上游业务的活动水平较高，暂时增加了应付账款。从融资活动中流出的现金流量在3Q24年达到负值39800万美元，主要是由于更高的债务偿还支付。 因此，该时期的自由现金流为负值17300万美元，因为我们的投资活动和利息支付未能完全被运营活动中的现金流补偿。 就现金流动性而言，截至2024年9月底，我们的现金和短期投资减少至119500万美元，较2Q24年减少14%。 5.2 净债务 净负债拆分 未经审计数字，单位：百万美元 3Q24 2Q24 3Q23 Q/Q ? 短期负债 1,832 1,651 1,546 11.0% 长期负债 6,869 7,200 6,607 -4.6% 总负债 8,701 8,851 8,153 -1.7% AR$-债务的平均利率 37.9% 43.8% 109.2% 美元-债务的平均利率 6.5% 6.2% 6.2% AR$债务占比 0.7% 4.2% 2.5% 现金 + 短期投资 1,195 1,394 1,478 -14.3% 美元化流动性比例 81.8% 116.8% 98.0% 净债务 7,506 7,457 6,675 0.7% AR$和美元债务的平均利率指YPF独立基础上的情况。截至2024年9月30日，YPF的综合净债务总额达到75亿美元（与2Q24年相似），而9M24年调整EBITDA较9M23年显著增长（+28%）。将净杠杆率从1.7倍降至1.5倍。在融资方面，在3Q24年，我们发行了一份8.75%收益率的7年期无抵押国际债券，总额为54000万美元，分别于2029年偿还20％，2030年偿还20％和2031年偿还60％，以以下方式进行分配： •5亿美元：我们回购了2亿8900万美元的2025年票据和10000万6600万美元的2027年票据 •4000万美元：我们将2025年票据换取了新票据 在本地资本市场，我们发行了一份0%收益率的2年期与美元挂钩的债券，总额为18500万美元。我们还以0%的收益率获得了1亿美元的本票，到期日最长为18个月，并从3家本地银行关系银行获得了3亿美元的银团贷款，平均期限为2.2年。

第三季度结束后，我们发行了两笔为期4年的新美元债券，总额15000万美元： 美元12500万MEP和美元2500万CCL，分别以6.5%和7.0%的收益率。就到期债务概况而言，公司将于2024年剩余3个月面临10700万美元的债务到期，主要集中在国际债券摊销和短期贸易融资。以下表显示了截至2024年9月30日的我们的合并主要债务到期概况：

6. 表格6.1 综合资产负债表 综合资产负债表 未经审计数据 24年9月30日 23年12月31日 非流动资产 无形资产 407 367 房地产、厂房及设备 18,102 17,712 租赁资产 551 631 对联营企业及联营公司的投资 1,858 1,676 递延税资产，净额 67 18 其他应收款 290 158 应收款项 31 31 金融资产投资 0 8 非流动资产合计 21,306 20,601 流动资产 待售资产 2,072 0 存货 1,713 1,683 合同资产 38 10 其他应收款 498 381 应收款项 1,936 973 金融资产投资 318 264 现金及现金等价物 877 1,123 流动资产合计 7,452 4,434 资产合计 28,758 25,035 股东权益合计 12,135 9,051 非流动负债 拨备 756 2,660 递延所得税负债，净额 92 1,242 合同负债 31 34 应付所得税 3 4 其他应付税 0 0 工资及社会保障 8 0 租赁负债 290 325 贷款 6,869 6,682 其他负债 71 112 应付账款 6 5 非流动负债合计 8,126 11,064 流动负债 与待售资产相关的负债 2,204 0 拨备 186 181 合同负债 77 69 应付所得税 93 31 其他应付税 260 139 工资及社会保障 389 210 租赁负债 296 341 贷款 1,832 1,508 其他负债 181 122 应付账款 2,979 2,319 流动负债合计 8,497 4,920 负债合计 16,623 15,984 负债及股东权益合计 28,758 25,035 注：按国际财务报告准则（IFRS）报告的信息。

6.2 综合损益表 损益表 第三季度24年度 第二季度24年度 第三季度23年度 季度同比 ? 同比 ? 截至9月24年度 截至9月23年度 同比 ? 未经审计数据，单位：百万美元 收入 5,297 4,935 4,504 7.3% 17.6% 14,542 13,117 10.9% 成本 (3,678) (3,457) (3,689) 6.4% -0.3% (10,154) (10,497) -3.3% 毛利润 1,619 1,478 815 9.5% 98.7% 4,388 2,620 67.5% 销售费用 (552) (577) (483) -4.3% 14.3% (1,596) (1,385) 15.2% 管理费用 (224) (210) (194) 6.7% 15.5% (575) (518) 11.0% 勘探费用 (20) (88) (16) -77.3% 25.0% (131) (42) 211.9% 资产减值损失和无形资产减值 (21) (5) (506) 320.0% -95.8% (26) (506) -94.9% 其他经营成果，净额 (48) (8) (3) 500.0% 1500.0% (50)—N/A 营业收入 754 590 (387) 27.8% N/A 2,010 169 1089.3% 对公司和合营公司利息的收入 107 27 44 296.3% 143.2% 263 227 15.9% 财务收入 19 (97) 1,042 N/A -98.2% 87 2,435 -96.4% 财务成本 (267) (194) (930) 37.6% -71.3% (911) (2,482) -63.3% 其他财务结果 85 130 94 -34.6% -9.6% 241 395 -39.0% 财务业绩，净额 (163) (161) 206 1.2% N/A (583) 348 N/A 扣除所得税前净利润 698 456 (137) 53.1% N/A 1,690 744 127.2% 所得税 787 79—896.2% N/A 987 (160) N/A 当期净利润 1,485 535 (137) 177.6% N/A 2,677 584 358.4% 母公司股东净利润 1,470 519 (128) 183.2% N/A 2,638 548 381.4% 归属非控股权益的净利润 15 16 (9) -6.3% N/A 39 36 8.3% 归属母公司股东的每股收益 3.75 1.32 (0.33) 184.1% N/A 6.73 1.40 380.7% 注： 报告信息符合国际财务报告准则（IFRS）。 7. 关于YPF YPF是阿根廷最大的能源公司，完全融入石油和天然气价值链中。我们的主要业务包括：(i) 在 上游，我们生产了大约35%和30%的国家原油和天然气；(ii) 在下游，我们经营3家精炼厂，占据了阿根廷精炼产能的约50%，并领导了本地 diesel和汽油销售，市场份额超过55%；(iii) 在天然气和电力领域，我们的子公司Metrogas分销了该国大约25%的天然气，而我们的关联公司YPF Luz是阿根廷第三大发电公司。政府持有51%的 控股股权，YPF在纽约证券交易所和ByMA上市。 8. 免责声明 关于阿根廷法律下成立的YPF S.A.，也可在 www.ypf.com 的“投资者”栏目中找到。本文不构成出售或 购买公司任何证券的要约，在任何 司辖区不得以不与美国证券交易委员会（“SEC”）、阿根廷国家证券和交易委员会（Comisión Nacional de Valores，或“CNV”）登记，或符合注册豁免，进行证券发行或销售。在任何情况下， 任何信息的完整性或准确性不能完全依靠本文内容。本文的某些信息可能来自已公开的资料，可能未经独立核查或审计。公司或其任何关联公司（《法令405规定的意义下的联 盟公司》）、成员、董事、高级管理人员或员工或其他人（“相关方”）不会明示或暗示就本文中包含的信息或观点的准确性、完整性或公平性提供保证或不会提供保证，任何信赖由此引起的风险完 全由您自己承担。本文件中提出的任何观点是根据撰写时概括信息所基础的，如有变化恕不通知。此外，在本文件的内容或其他因文件或其内容引起的事宜方面，公司或任何相关方不会在合同、侵权等方 面承担或接受责任或责任（无论直接还是间接）。本文件还可能包含未经任何时期财务审计的某些非国际财务报告国际财务信息。本文件中所包含的信息和意见均为本文件日期当日提供，应 验证、完成和变更无需通知。本文包以“前瞻性陈述”的方式是关于未来的声明。诸如“相信”、“思考”、“预测”、“期待”、“预期”、“期望”、“寻求”、“估计”、“未来”或类似表达词句均用以确认 关于未来的声明。 为明确此意，任何关于未来或未来结果、业绩或 成就的预测、指导或类似预估均属于前瞻性声明。尽管我们的管理人员相信，前瞻性声明所基于的假设和估计是合理的并基于目前最佳的信息，但是这些前瞻性陈述是基于固然主要受到重大不 肯定性和偶发事件影响的假设。前瞻性陈述仅限于其作出声明之日，我们不承诺公开发表任何在此文档中因新信息、 future 事件或其他因素而对任何前瞻性陈述进行更新或修改，因此一律若无新信息、未来事件或其他因素，不应过度依赖本文件中包含的前瞻性结 陈述致成遭D时限的局限。针对这些前瞻性陈述和YPF业务 相关的风险和不定因素的进一步信息，可以发现在YPF在EDGAR（www.sec.gov）文件或阿根廷国家证券和交易委员会网站（www.argentina.gob.ar/cnv）上的公开披露中。不能将任何有关过去趋势 活动的声明看作是将这些趋势或活动继续下去的陈述。因此，不应过度依赖这些陈述。本文件不旨在构成并不应被理解为法律或投资建议。本 文的内容旨在帮助有兴趣方进行自己对YPF的评估。

签名

根据1934年证券交易所法规的要求，注册人已经授权下面签署本报告书。

 

				YPF股份有限公司
日期：2024年11月7日				作者：		/s/ 冯美君
				姓名：		冯美君
				标题：		市场关系主管