YPF mejoró su rentabilidad y aumentó la producción en Vaca Muerta

En el segundo trimestre del año, YPF continuó la senda de la recuperación de la rentabilidad, al obtener un EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) de 1.084 millones de dólares, un 41% superior respecto del trimestre anterior y 100 millones de dólares más que en el mismo período de 2019 pre-pandemia.

El resultado neto antes de impuestos arrojó una ganancia cercana a los 18 mil millones de pesos en el período, más que duplicando los casi 7.700 millones de pesos del primer trimestre de 2021. 

De acuerdo con los estados contables consolidados difundidos hoy por la compañía, pese a la mejora de sus números, en el segundo trimestre la pérdida neta fue de 492 millones de dólares, un 60% menos frente al resultado negativo por 1.258 millones en igual período de 2020.

Durante el segundo trimestre del año, YPF invirtió 480 millones de dólares en el negocio del upstream, con 16 equipos de perforación activos, la marca máxima desde que comenzó la pandemia.

La actividad estuvo enfocada en los bloques de Vaca Muerta. Por el lado del gas natural, Rincón del Mangrullo y Aguada de la Arena lideraron entre los bloques operados en términos de pozos nuevos, mientras que la actividad de workover en El Orejano también permitió un aumento relevante en la producción.

Mientras que por el lado del crudo, la actividad siguió enfocada en el core hub de la compañía, que incluye los bloques La Amarga Chica, Loma Campana y Bandurria Sur. Además la explotación del shale, se continuó con el desarrollo de tight gas en Río Neuquén y en Estación Fernández Oro donde se realizan trabajos de workover.

En lo relativo al crudo convencional, la actividad estuvo focalizada en proyectos de recuperación primaria y proyectos de desarrollo en los bloques Cañadón Yatel, Seco León, El Trébol, Desfiladero Bayo y Manantiales Behr; así como en los proyectos de recuperación secundaria principalmente en los bloques de Barranca Baya, Chihuido Sierra Negra, Manantiales Behr, Los Perales y CNQ7A. A su vez, la recuperación terciaria continúa su desarrollo en los bloques Manantiales Behr y El Trébol.

Mientras que por el lado del crudo, la actividad siguió estando enfocada en el core hub de la compañía, que incluye los bloques La Amarga Chica, Loma Campana y Bandurria Sur.

En el segundo trimestre de 2021 YPF registró un crecimiento de la producción de hidrocarburos del 6% respecto del trimestre anterior y un 6% adicional en el mes de julio, al alcanzar 490 mil barriles equivalentes por día.

En particular, la producción proveniente de Vaca Muerta tuvo un crecimiento del 22%. La producción de gas no convencional en áreas operadas por la compañía mostró un fuerte crecimiento del 48%, lo que le permitió a la petrolera superar ampliamente los objetivos de abastecimiento contraídos en el marco del Plan Gas. 

Por el lado del Downstream, la demanda local de los principales productos refinados tuvo un comportamiento mixto. Mientras la demanda de naftas cayó un 17% respecto del trimestre anterior como consecuencia de la reintroducción de restricciones a la movilidad hacia fines de abril y durante mayo, la demanda de gasoil creció un 7% impulsada principalmente por el sector agropecuario y las usinas eléctricas. Sin embargo, en julio se observó un fuerte repunte en la demanda de naftas que se ubicó solo un 7% por debajo de los volúmenes prepandemia. 

Por último, el flujo de caja libre terminó nuevamente en territorio positivo lo que le permitió a la compañía reducir aún más los niveles de deuda neta que disminuyó en 253 millones de dólares al final del trimestre, con una reducción de 600 millones de dólares en los primeros seis meses del año.

YPF ratificó su compromiso de inversión por 2.700 millones de dólares para este año y un crecimiento de su producción del 5% en petróleo y del 9% en gas en el segundo semestre comparado con el mismo período del año pasado.

Los resultados del trimestre estuvieron sostenidos por mayores precios de los combustibles en el surtidor (cercano a los niveles de 2019),  y mejores precios del gas natural, como resultado de la participación en el nuevo Plan Gas.Ar