La petrolera nacional tuvo una mejora en sus operaciones en Vaca Muerta, pero registró una pérdida 137 millones de dólares por la caída de los precios de los combustibles y la desvalorización de activos de gas. Ratificó su rumbo hacia el shale oil y el GNL.
Energía10 de noviembre de 2023
YPF informó que durante el tercer trimestre de 2023 registró un alza de producción del 5% en petróleo y del 3% en gas natural, apalancado por el muy buen desempeño de las operaciones en Vaca Muerta, mientras que en lo que va del año lleva invertidos US$ 4.200 millones. En el período, la compañía registró pérdidas por 137 millones de dólares por la caída de los precios de los combustibles y la desvalorización de activos de gas.
Al comunicar sus resultados al mercado, la empresa precisó que las ganancias antes de impuestos, intereses y amortizaciones (EBITDA) alcanzaron los 926 millones de dólares, lo cual significó una reducción del 8% respecto del trimestre anterior.
En un comunicado, la petrolera detalló que "en los primeros nueve meses del año se llevan invertidos más de 4.200 millones de dólares, lo cual representa un incremento de más del 50% en dólares respecto del mismo período de 2022".
En ese sentido reafirmó "la intención de completar su plan de inversiones para todo el año que se estima va a superar los 5.000 millones de dólares".
Con todo, el resultado neto para el período arrojó "una pérdida cercana a los 65.000 millones de pesos (US$137 millones) como consecuencia de los menores resultados operativos y una provisión por desvalorización de activos de gas" dado un contexto previsto de mayor competencia para los próximos años.
Este desempeño "refuerza la estrategia de priorizar oportunidades de petróleo respecto de las de gas natural en el corto y mediano plazo, manteniendo la estrategia de desarrollar GNL en el largo plazo", indicó el parte oficial.
Más adelante, YPF puntualizó que "el flujo de caja libre fue negativo en casi 380 millones de dólares como consecuencia del flujo de inversiones que, según lo planificado, no logró ser compensado totalmente con el flujo de las actividades operativas, alcanzando un nivel de deuda neta de 6.675 millones de dólares y un ratio de endeudamiento neto de 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado".
Producción
La empresa subrayó que la producción total de hidrocarburos durante el tercer trimestre totalizó 520 mil barriles equivalentes diarios.
La producción de petróleo promedió los 237 mil barriles diarios, un crecimiento del 5% respecto al tercer trimestre de 2022, mientras que en gas se incrementó un 3% respecto al trimestre anterior y ascendió a 37,5 millones de metros cúbicos diarios.
Adicionalmente, en este período la compañía continuó incrementado sus exportaciones de petróleo neuquino a Chile a través del Oleoducto Trasandino, el cual inició sus operaciones en el trimestre anterior.
La compañía puntualizó que "la actividad no convencional continuó siendo el principal eje de crecimiento de YPF. La producción total de shale llegó a un nuevo récord y durante el tercer trimestre representó más del 45% de la producción total de la compañía".
La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 20% mientras que la de gas no convencional aumentó un 6%, en relación con igual trimestre del año anterior.
Este crecimiento se apalanca nuevamente en las mejoras operativas desarrolladas por la compañía en el desarrollo de sus campos en Vaca Muerta, donde se alcanzaron nuevos topes de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de pozos, con un promedio de 297 metros por día en perforación y 217 etapas por set por mes en fractura.
Combustibles
Por el lado de los segmentos de industrialización y comercialización, YPF agregó que "los volúmenes vendidos de combustibles en el mercado local en el tercer trimestre alcanzaron un nuevo máximo histórico, creciendo un 3% en comparación al trimestre anterior".
Por su parte, los niveles de procesamiento en las refinerías a lo largo de los primeros 9 meses del año se incrementaron un 5% respecto al año anterior.
Finalmente, YPF remarcó que en el tercer trimestre, se ejecutaron paradas de mantenimiento programadas en las refinerías Luján de Cuyo y La Plata, resultando en una tasa de utilización del 84% que llevó a abastecer la demanda récord de combustibles a través de un significativo consumo de inventarios y mayores importaciones en comparación con el trimestre anterior.
El paro parcial de la refinería La Plata constituye la etapa final de un proyecto de inversión plurianual que va a incrementar la capacidad de refinación de YPF en un 5%
La operadora sacudió el mercado con una propuesta inédita para reservar capacidad de transporte hasta 2078. La tarifa de exportación pactada con TGN asciende a 0,57 dólares por millón de BTU. Con esta operación, Pluspetrol aspira a capturar una porción estructural de la demanda en la zona central de Chile que ronda los 10 millones de m3/dia.
El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
