La petrolera presentó sus resultados del 2024, que arrojaron ganancias por 2.393 millones de dólares, frente a la pérdida de US$ 1.277 millones del año anterior. YPF se consolidó como el mayor productor de shale oil de Vaca Muerta, con un promedio de 122.400 barriles por día, 26% más que en 2023.
Energía07 de marzo de 2025
YPF presentó este viernes sus resultados del 2024, que arrojaron ganancias por 2.393 millones de dólares, frente a la pérdida de US$ 1.277 millones del año anterior; y un EBITDA ajustado (rentabilidad operativa) de US$ 4.654 millones, 15% más que en 2023, impulsado sobre todo por la mejora de 13% en dólares en los precios locales de los combustibles.
Las ventas de gasoil y nafta sumaron ingresos por US$ 10.467 millones, el 54% de los US$ 19.293 millones que vio YPF en 2024. Por el aumento de los precios y la caída de un 7% en su demanda local -producto de la recesión-, las importaciones de combustibles retrocedieron un 81%.
Fue el primer año completo de gestión de su presidente y CEO, Horacio Marín, que implementó el Plan 4x4 para cuadruplicar el valor de la compañía en 4 años. YPF es una empresa privada que funciona como Sociedad Anónima (SA) y cuyo accionista principal es el Estado nacional -51%-, que define a sus directores.
Producción en Vaca Muerta
La empresa se consolidó el año pasado como el mayor productor de shale oil (petróleo no convencional) de Vaca Muerta, con un promedio de 122.400 barriles por día (bpd), 26% más que en 2023, y una tendencia al alza, ya que en el último trimestre alcanzó los 138.100 bpd.
Eso le permitió ser el mayor exportador de petróleo de la Argentina, con un salto de 174% interanual hasta los 34.900 barriles diarios de crudo Medanito -el que se produce en Neuquén y fue principalmente a Chile-, y superar a Pan American Energy (PAE), el histórico líder.
En tanto, las reservas probadas de shale en Vaca Muerta treparon hasta los 854 millones de barriles equivalentes en 2024, un crecimiento del 13% respecto al año anterior, y ya representan el 78% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9 veces, lo cual implica que las actividades shale de YPF permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo.
Inversiones y deuda de YPF
Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado en el plan estratégico. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta. En los próximos días se conocerá el plan de la empresa para 2025.
"Cabe señalar que el desempeño de 2024 incluye pérdidas por alrededor de US$ 300 millones en los campos maduros y por US$ 85 millones debido al clima adverso en la Patagonia para la producción convencional", informó YPF.
Uno de los pilares del Plan 4x4 es la venta de campos maduros a empresas pequeñas y medianas que puedan darle el foco que YPF no les dará a esas áreas, por las que ya cobró 136 millones de dólares al transferirlas a otros operadores.
Financieramente, el año pasado la compañía emitió dos bonos internacionales: en enero por US$ 800 millones a 7 años, con respaldo de exportaciones y un rendimiento del 9,75%; y en septiembre por US$ 540 millones a 7 años, sin garantía y una tasa de interés anual del 8,75%.
Ahora colocó en enero de 2025 otros 1.100 millones de dólares en un bono internacional sin garantía a 9 años con rendimiento del 8,5%, que sirve para refinanciar deuda por US$ 757 millones y adquirir a la multinacional estadounidense ExxonMobil el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta, que operará junto a Pampa Energía.
El ratio de apalancamiento neto, que mide la relación entre deuda y EBITDA, cayó a 1,6 veces.
Los proyectos de YPF
Entre los grandes proyectos de YPF está la construcción del segundo tramo del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), entre Allen y Punta Colorada, en Río Negro, que ya empezó en enero junto a otros socios. Las inversiones estarán en torno a los 3.000 millones de dólares y la sociedad pidió el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para tener ventajas fiscales, aduaneras, cambiarias y de seguridad jurídica, que todavía no aprobó el Gobierno.
La firma que conduce Marín cargará al menos 120.000 barriles diarios de petróleo de los 445.000 que estarán en operación comercial a fines de 2026 o principios de 2027.
Asimismo, la petrolera también mencionó en su nota de resultados el acuerdo con la anglo-holandesa Shell para el desarrollo de su proyecto de licuefacción de gas natural.
Por último, la empresa reconoció un cargo de "dudoso cobro" por 51 millones de dólares debido principalmente al bono que le otorgó el Ministerio de Economía a mediados del año pasado para saldar la deuda por ventas de gas que mantenía la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
Fuente: CLARIN
Miguel Galuccio se reunió con el presidente y el ministro de Economía, Luis Caputo. El plan de Vista tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo no convencional un 58% en tres años, pasando de 115.000 a 180.000 barriles, mediante inversiones por 4.500 millones de dólares.
La producción de shale oil trepó un 82% en 2 años y alcanzó los 200.000 barriles diarios. “Este crecimiento fue posible gracias a la transformación de los procesos operativos, con la incorporación de tecnologías como RTIC, inteligencia artificial, y herramientas de análisis predictivo que permitieron mejorar la productividad y optimizar los recursos”, dijo el CEO de la compañía Horacio Marín.
El nuevo plan estratégico de la petrolera proyecta alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo en 2028. Con estas metas, Vista busca consolidar su liderazgo como principal productor independiente de crudo y mayor exportador del país. En los próximos tres años, proyecta ingresos por exportaciones de 8.000 millones de dólares.
El gobernador Rolando Figueroa destacó que las nuevas concesiones de las represas del Comahue contemplan percibir las regalías en especie y un porcentaje del canon del agua, recursos que se invertirán en obras municipales. “Durante años se llevaron la energía de nuestra tierra y no nos dejaron nada. Ahora vamos a cobrar lo que corresponde”, dijo el mandatario.
La actividad del shale oil trepó 29,8% en septiembre y el no convencional en Neuquén alcanzó 87.583 m³/día, marcando un record histórico. La participación del shale oil superó el 66% del total nacional, equivaliendo a 87.583 m³/diarios. Este boom centrado en Vaca Muerta, contrasta con el convencional, que descendió a 1.349,8 miles de m³ (-8,4% interanual y -4,1% acumulado).
El fuerte incremento en la producción de crudo no convencional del yacimiento estrella Rincón de Aranda impulsó las ventas, el EBITDA y las inversiones, a pesar de un contexto de precios internacionales más bajos. Pampa Energía aumentó sus exportaciones de gas a la región de Bío Bío, Chile, a través del Gasoducto del Pacífico, desde el yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta.
