YPF confirmó que invertirá 3.000 millones de dólares en Vaca Muerta
Luego de dar a conocer su balance 2023, YPF presentó oficialmente ante sus inversores el plan 4x4 donde se confirma una inversión total de 5.000 millones de dólares para este año, de los cuales 3.000 millones estarán focalizados en Vaca Muerta.
Se trata del mayor monto de inversión de la historia de la compañía en la formación no convencional neuquina, con el objetivo de empezar a dar el salto exportador.
El nuevo CEO Horacio Marín fue el responsable de comunicar el proyecto que se divide en cuatro pilares. El primero se basa en el incremento de producción en Vaca Muerta para pasar de 97 mil barriles de petróleo por día en 2023 a 250 mil barriles de petróleo por día en 2027, de los cuales un 80% será no convencional.
El segundo punto trata sobre la disciplina financiera en la gestión de inversiones para retirarse de los campos maduros y focalizarse en el shale donde tienen mayor rentabilidad. Esto significó una revaluación de activos que perjudicó en casi 1.800 millones de dólares el resultado operativo de la empresa, pero todos los analistas consideran que a mediano plazo traerá muy buenos resultados.
El primer paso para iniciar ese sendero fue la aprobación por parte del Directorio de la compañía de un plan de optimización de yacimientos convencionales maduros. “El plan contempla la salida de más de 50 bloques convencionales, que representan el 60% de la producción de petróleo convencional y el 40% de la producción de gas convencional y menos del 1% del EBITDA de la compañía”, indicaron.
Según los cálculos de la petrolera, esto permitirá reducir el lifting cost en un 50% en los próximos 2 años y así redirigir unos 800 millones de dólares de inversiones al desarrollo de Vaca Muerta, donde tiene un retorno sobre la inversión mucho mayor.
En tercer lugar, YPF se propone mejorar su eficiencia en el resto de los negocios. En perforación y fractura de pozos tienen como objetivo una mejora del 10% y 15%, respectivamente, en un plazo de dos años. Eso se lograría mediante la automatización, estandarización de procesos y la incorporación de nuevas tecnologías.
Por su parte, en el negocio del Downstream, la compañía apunta a crecer un 10% los niveles de procesamiento de sus refinerías y reducir costos operativos que le permitan mejorar los márgenes del negocio hasta 3 dólares por barril en 2027.
El último de los pilares del plan es uno de los que más expectativa genera en la industria ya que tendría efectos sobre todo el sector y la economía nacional. Se trata del desarrollo del proyecto de exportación de GNL con la construcción de una gran planta de licuefacción.
La idea inicial es que tenga capacidad para exportar unos 15.000 millones de dólares anuales desde 2032, cuando alcanzaría su máximo volumen, en una alianza con otras empresas con las que ya inició conversaciones.
Por último, en el plano financiero, la compañía espera mantener una política de prudencia financiera, proyectando para el año 2024 niveles de endeudamiento neto de entre 1,5 y 1,7 veces el EBITDA ajustado.
Los factores negativos del balance
El balance comienza a darse vuelta y a entregar números en rojo cuando se observa la variable precio de las ventas y, principalmente, un factor extraordinario como fue la revaluación de activos tras la decisión de desinversión en campos convencionales.
En el primer caso, los precios fueron menores medidos en dólares tanto en venta de crudo (por el atraso del barril criollo), gas y combustibles que sufrieron un congelamiento por la campaña electoral.
“Los ingresos ascendieron a US$7.382 millones en 2023 (similares a 2022), impulsados principalmente por mayor volumen vendido de petróleo (+6%), compensado en su mayoría por la contracción en su precio (-3%), que se vio especialmente afectado por el acuerdo entre refinadoras locales, empresas upstream y la Secretaría de Energía durante el 2° semestre del año, y en menor medida, por el declino en la demanda de gas natural (-3%)”, indicaron desde la empresa.
Ya en el plano de ventas de combustible los ingresos cayeron un 8% interanual justamente por estos bajos precios en dólares, la sequía severa en la primera mitad del año que impactó en la exportación de granos y harinas y en un menor consumo de gasoil.
A su vez, los costos operativos de la petrolera ascendieron a US$6.047 millones en 2023 (+13% a/a), explicado principalmente por una evolución negativa de variables macroeconómicas a lo largo del año, tales como inflación, salarios y la devaluación, sumado a un aumento general de la actividad en todos los negocios, alineado al incremento de la producción de O&G, la demanda de combustibles y los niveles de procesamiento.
Por último, es importante señalar que en 2023 la compañía registró un cargo por deterioro no recurrente de US$2.288 millones: US$1.782 millones en el 4T23 por la revisión del valor recuperable de yacimientos convencionales maduros como consecuencia de una nueva estrategia de desinversión y US$506 millones en el 3T23 en sus activos de gas natural por menores precios esperados a largo plazo como consecuencia del aumento de la competencia y la potencial sobreoferta en el mercado local en los próximos años, según informaron.
