YPF volvió a mostrar que su desempeño en el no convencional de Vaca Muerta sigue en ascenso, y los resultados del primer trimestre indican que alcanzó una producción de petróleo shale que promedió los 147 mil barriles día, un crecimiento del 31% respecto al mismo período del año anterior y un 7% respecto al cuarto trimestre de 2024.
Ese crudo hoy representa el 55% de la producción total de petróleo de la compañía, es decir un incremento de cuatro puntos porcentuales respecto al último trimestre de 2024 y de 11 puntos frente al 44% de mismo período del año pasado, de acuerdo a lo informado al mercado al dar a conocer los resultados de arranque de año. En términos totales, el volumen de petróleo se mantuvo similar, ya que el crecimiento del shale compensó el descenso del crudo convencional.
De ese informe también se desprende que las exportaciones de petróleo aumentaron en el trimestre un 34% respecto al primer trimestre del año anterior impulsadas principalmente por el crecimiento de la producción de petróleo shale, con lo cual los embarques promediaron los 36.000 barriles día. Sin embargo, cayeron 11% frente al cierre de 2024 por el envío de más crudo a la refinería La Plata.
En cuanto a las inversiones, en el período la petrolera nacional desembolsó unos u$s1.214 millones, de los cuales el 75% fueron destinados a la expansión de la producción no convencional, creciendo sustancialmente comparado con el 65% registrado en el último trimestre del año pasado. También, se destacan las obras de modernización de las Refinerías de YPF en La Plata y Luján de Cuyo.
Con este desempeño productivo, los ingresos totalizaron u$s2.067 millones, es decir un incremento del 5% respecto del trimestre anterior, impulsado principalmente por un 21% de suba de las ventas de gas natural por la demanda estacional pico de las centrales eléctricas y un recupero de la demanda de Mega, la cuál estuvo bajo mantenimiento durante 4T24.
Además, en los tres primeros meses del año se registró un mayor precio de petróleo con un alza de 3%, parcialmente compensado por menor valor del gas natural que cayó un 6%, por lo cual estos resultados financieros no reflejan aún el impacto de la volatilidad internacional del crudo por la guerra de aranceles del último mes y por la política de producción de la OPEP.
Los resultados financieros de YPF y un rojo inesperado
En materia financiera, el Ebitda ajustado fue u$s1.245 millones, un 48% superior al del trimestre anterior y en línea con el resultado del primer trimestre del año anterior, pero la empresa aclaró que sin tomar en cuenta el impacto de los campos maduros en los números del período, el Ebitda ajustado hubiera ascendido a los u$s1.351 millones.
Los ingresos netos se movieron a la baja un 3% entre trimestres y totalizaron u$s4.608 millones, principalmente por menor demanda estacional local de gasoil en el segmento minorista y agro, en fertilizantes, además de la disminución en los volúmenes de exportación de petróleo para aumentar el procesamiento de crudo propio, parcialmente compensadas por mayores precios locales de combustibles y mayor demanda estacional de gas natural de centrales eléctricas.
En consecuencia, los resultados financieros netos fueron pérdidas por US$256 millones frente a pérdidas por US$112 millones en el cuarto trimestre de 2024. Esto fue explicado, principalmente, por ganancias extraordinarias por tenencia de instrumentos financieros al cierre del año, y un cargo de impuesto a las ganancias de US$27 millones frente a un importe positivo de US$225 millones en el trimestre anterior.
En consecuencia, el resultado neto totalizó una pérdida de US$10 millones, comparado con una pérdida de US$284 millones en el cuarto trimestre pasado, pero un escenario más complejo respecto de los u$s657 millones de ganancias del 1T2024.
A la vez, el flujo de caja libre fue negativo por u$s957 millones, a pesar de que las inversiones fueron totalmente compensadas por el Ebitda ajustado, principalmente por el impacto de campos maduros por unos -u$s230 millones. Además, registró desembolsos por -u$s211 millones por actividades de fusiones y adquisiciones, en particular por la adquisición del bloque Sierra Chata a la malaya Petronas, además del pago de intereses de deuda por -u$s221 millones.
En cuanto a la deuda neta consolidada ascendía a u$s8.336 millones, con un incremento de u$s902 millones entre trimestres, principalmente por nuevas emisiones internacionales y locales, lo que hizo crecer la deuda bruta a US$9.566 millones. Como resultado, el ratio de apalancamiento neto aumentó de 1,6x en el 4T24 a 1,8x en el 1T25, en línea con las expectativas durante el proceso de desinversión de campos maduros.
El foco en Vaca Muerta y la eficiencia de las operaciones
Uno de los pilares enunciados por la actual gestión de la petrolera, es la mejora en los términos de eficiencia en todos los segmentos productivos que involucran a la compañía, con el consecuente beneficio en la reducción de costos operativos.
Al respecto, en términos de eficiencia en las operaciones no convencionales, YPF siguió obteniendo resultados considerables, promediando 304 metros/día de velocidad de perforación en sus bloques hub-core, y 235 etapas por set mensual en velocidad de fractura.
En cuanto a la velocidad de perforación, comenzó el año en un nivel inferior al esperado en algunos pozos del bloque Aguada del Chañar, pero recuperó con mejora sustancial durante marzo, alcanzando velocidad récord de perforación no convencional en este mismo bloque: se perforaron 551 metros por día en un período de 10 días, para un pozo de casi 2.600 metros de longitud lateral.
La búsqueda de un mejor desempeño permitió reducir en un 12% entre trimestres los costos de extracción a u$s15,3 por barril equivalente, principalmente por una menor exposición a campos maduros ya que ciertas áreas ya fueron desinvertidas en 2024, además de una excelente productividad en el bloque de petróleo La Angostura Sur.
Los costos en el convencional fueron de u$s30,3 por barril equivalente con una caída del 7% frente al último trimestre de 2024, mientras que en el no convencional cayó un 5% hasta los u$s5,2 por barril equivalente. En cuanto al coste de extracción en los bloques shale core hub registró u$s4,6, logrando un nivel competitivo a pesar del aumento secuencial del 11% entre trimestres.
Fuente: iprofesional.com