Cómo le fue a la YPF "libertaria" durante los primeros meses del 2024
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Desde que Javier Milei desembarcó en la Casa Rosada y comenzó a aplicar su plan "libertario" para desafectar de cepos a toda la economía argentina, el precio de los combustibles no paró de incrementarse al punto que el litro de nafta, por ejemplo, ya supera los $1.000 acercándose al dólar.
En este contexto, YPF sigue marcando el ritmo del mercado al ser la líder del sector de los hidrocarburos y seguir en manos del Estado, luego de que el propio partido gobernante la sacara de la lista de empresas privatizables.
A partir de dicho escenario, la petrolera "libertaria" acaba de presentar el primer balance de resultados de la nueva era mielista con un EBITDA ajustado que alcanzó los u$s1.245 millones, marcando una suba del 15% con respecto al último trimestre del año pasado, cuando todavía era controlada por el kirchnerismo.
Según el reporte que los ejecutivos de YPF enviaron a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la suba se basó en una mejora en los precios locales de los combustibles medidos en dólares, junto a una menor presión de costos tras la devaluación de mediados de diciembre pasado.
Menor demanda
Sin embargo, este resultado se vio parcialmente compensado por una disminución de ingresos derivados del régimen cambiario para exportadores y del costo de reposición de los inventarios de la petrolera estatal.
El aumento fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo que promedió los 526 kboe/d (+3% t/t y +3% a/a), impulsado por la contribución del shale, representando el 49% del total. Además, se mantuvo en niveles elevados en 255 kboe/d (estable t/t y +7% a/a), como resultado de un crecimiento del 21% en la producción de petróleo shale que continuó alcanzando resultados positivos, promediando 112 kbbl/d en 1T24 (+3% t/t y +21% a/a), mientras que las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23 kbbl/d (+22% t/t).
En el caso de la demanda local de combustibles disminuyó un 11%, debido a la contracción en demanda minorista y a demanda estacional de gasoil, resultando en menores importaciones de combustibles (-80% t/t y -66% a/a), representando solo el 4% de las ventas locales de combustibles. "Los niveles de procesamiento en nuestras refinerías promediaron los 301 kbbl/d, alcanzando un nivel de utilización de la refinería del 92% en tanto las inversiones totalizaron u$s1.252 millones (-15% t/t y 4% a/a), principalmente afectadas por la devaluación de diciembre.
Más del 50% del total fue concentrado en operaciones shale, en línea con la estrategia de crecimiento de corto plazo de la compañía que logró un flujo de caja libre negativo por u$s394 millones, comparado con u$s60 millones negativos del cuarto trimestre del año pasado, considerando que los pagos de las importaciones diferidas del 2023 e intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo operativo positivo, elevando la deuda neta a u$s7.200 millones, y manteniendo el ratio de apalancamiento neto en 1,7x-
Ingresos en alza
En cuanto a los ingresos de YPF en el primer trimestre de este año totalizaron u$s4.310 millones, un crecimiento del 3%, principalmente impulsados por mayores precios locales de combustibles medidos en dólares y mayores exportaciones de petróleo Medanito a Chile que fueron parcialmente compensados por una menor demanda local de combustibles, particularmente gasoil y fertilizantes.
Con relación a los costos operativos ascendieron a u$s1.380 millones, una baja del 6%, afectados por la fuerte devaluación de diciembre y, en menor medida, a las eficiencias de costos en Downstream y Upstream, tales como la reducción de tarifas en la cadena de suministro.
Estos efectos fueron parcialmente compensados por el impacto de la devaluación en las subsidiarias de la petrolera con el peso como moneda funcional en el cuarto trimestre del año pasado.
En dicho marco, las compras y variación de existencias fueron de u$s1.088 millones, una reducción del 16% por las menores importaciones de combustibles debido a la contracción de la demanda y el paro programado en la refinería de La Plata, efectos que fueron parcialmente compensados por el restablecimiento de la disponibilidad de biodiesel, mayores compras de crudo, en línea con la recuperación de los precios locales de petróleo, y una variación negativa de existencias.
Resultados en rojo
En su reporte, YPF informó resultados financieros netos que representaron una pérdida de u$s259 millones comparado con una ganancia de u$s549 millones en el último período del 2023 como consecuencia del impacto extraordinario de la devaluación sobre la posición monetaria-pasiva neta en pesos durante el año pasado y, en menor medida, a menores ganancias por tenencia de instrumentos financieros en el 2023.
Los ingresos totalizaron casi u$s2.000 millones con una suba del 14%, especialmente impulsados por la recuperación de los precios de crudo (+15%), junto a un mayor volumen de crudo vendido (+2%), como resultado de un mejor contexto de precios en el mercado local, mientras que la contribución del gas natural se mantuvo prácticamente igual al trimestre anterior
En cuanto al costo de extracción se situó en u$s12,9/BOE (-16% t/t), principalmente debido a menor presión de costos en moneda local, como consecuencia de la fuerte devaluación de finales de 2023, así como al aumento de la producción shale y a las ya mencionadas eficiencias de costos.
El EBITDA ajustado totalizó u$s839 millones (+27% t/t), por mayores precios del crudo y menores costos operativos por la devaluación, parcialmente compensados por el reducido régimen cambiario para exportadores. Esto no impidió que las inversiones ascendieran a u$s1.000 millones, aunque marcaron una caída del 7% pero fueron similares a las del primer trimestre del año pasado siendo el 65% para actividades de perforación y workover; 30% para nuevas instalaciones o ampliación de las existentes; y 5% para exploración y otras actividades de Upstream.
"El 73% de las inversiones totales se destinaron a áreas no convencionales. Las actividades de perforación y workover mostraron una tendencia positiva, completándose 67 nuevos pozos en nuestros bloques operados: 29 horizontales shale (todos petrolíferos) y 38 convencionales", marca el reporte de YPF.
Plan exploratorio
En términos de eficiencia en sus operaciones de shale, la compañía continuó estableciendo nuevos récords en perforación y fractura, promediando 290 metros/día en perforación y 219 etapas por set mensual en fractura, subiendo 9% y 11%, respectivamente.
Además, durante febrero se alcanzó la mayor velocidad de perforación en un pozo del bloque Aguada del Chañar, alcanzando 475 metros por día para un pozo de casi 4.000 metros de longitud horizontal, perforado en su totalidad en 15 días. En cuanto a la estrategia de exploración, hace unos días inició la perforación del primer pozo offshore de aguas ultra profundas en el bloque CAN-100, ubicado a 315 km del puerto de Mar del Plata. Asimismo, hace unos días terminó de perforar el primer pozo horizontal en el bloque El Cerrito, en la formación Palermo Aike, el segundo recurso no convencional más grande de Argentina después de Vaca Muerta.
La producción de petróleo se mantuvo elevado en 255 kbbl/d, gracias al crecimiento del shale, con una suba del 3%, que compensó la caída de la producción convencional. Además, el 9% de la producción convencional fue producción terciaria, que creció un 34% interanual y minimizó el declino natural de campos maduros.
Con respecto a la producción de gas natural aumentó 6% debido a que estuvo afectada por la contracción en la demanda. De manera adicional, la compañía ha decidido fusionar los segmentos de Industrialización y Comercialización en un único segmento de Downstream. Además, las ventas de gas natural se reasignaron al segmento Gas y Energía, reclasificación alineada con la nueva estructura de gestión y que tiene como objetivo simplificar la información del negocio y maximizar las sinergias.
Los ingresos totalizaron u$s3.782 millones con una caída del 4%, principalmente por la contracción en la demanda local de combustibles, en particular gasoil, y fertilizantes, parcialmente compensada por mayor precio local de combustibles y crecientes exportaciones de petróleo a Chile.
En tanto, los costos de refinación y logística disminuyeron 18%, por la fuerte devaluación de diciembre de 2023, así como menores costos de transporte por la disminución en volúmenes vendidos y eficiencias obtenidas, tales como la reducción de tarifas.
Importaciones y compra de crudo
En términos de importaciones de combustibles cayeron 83%, considerando que el último período del año pasado se vio afectado por la demanda local de combustibles récord y paro programado en la refinería de La Plata, mientras que en el primer trimestre de este año hubo contracción de dicha demanda y menores precios internacionales. Las compras de crudo (incluyendo intersegmento) aumentaron 18%, impulsadas por un mayor precio local y una leve expansión en volumen (mayor nivel de procesamiento).
Las compras de biocombustibles crecieron 58%, dado que el año pasado se vio afectado por limitaciones locales en el suministro de biodiésel, mientras que bioetanol fue similar al del cuarto trimestre del año pasado.
"En nuestra unidad de negocio midstream oil, durante el 1T24 la compañía continuó avanzando en los principales proyectos destinados a incrementar la capacidad de evacuación de la cuenca Neuquina", agrega el informe.
Además, YPF espera que su subsidiaria Oldelval alcance una capacidad total de evacuación de 345 Kbbl/d para 2025 como expansión hacia el Atlántico, en tanto la exitosa reactivación del oleoducto Trasandino en 2023 y la finalización del oleoducto Vaca Muerta Norte, operativo desde noviembre, le permitieron exportar a Chile alrededor de 23 kbbl/d de crudo Medanito marcando una suba del 22%, estimando mayor incremento en los próximos meses.
Ventas domésticas
En el mercado local, los volúmenes de venta de combustibles de YPF cayeron 11%, como resultado de un descenso de 14% y 7% en la demanda de gasoil y nafta, respectivamente, debido a la contracción en la demanda minorista y menor volumen estacional de gasoil.
En términos interanuales, la venta local de combustibles bajó un 2%, especialmente por caída del 4% de la demanda de gasoil, la cual fue afectada por menor actividad industrial y agrícola. No obstante, YPF dice haber ganado participación del mercado de combustibles locales, alcanzando casi el 60%, considerando que la contracción del mercado fue aún mayor llegando a una baja del 6%.
También los volúmenes de petroquímicos crecieron 21%, dado que el año pasado fue afectado por una menor demanda de metanol para el mercado de biocombustibles. En cuanto a la venta de fertilizantes, granos y harinas disminuyeron 20%, debido principalmente a una contracción de la demanda local de fertilizantes.
Con respecto a los precios promedio netos de combustibles en el mercado local medidos en dólares aumentaron 11% como resultado de una política activa de precios implementada por la compañía desde fines del 2023, logrando reducir la brecha vs. paridad de importación a 7%, siendo 20% en la última etapa del año pasado. Los precios de petroquímicos y otros productos refinados cayeron 8% t/t, en línea con una tendencia bajista de los precios internacionales de ciertos productos refinados, tales como jet fuel, asfaltos y lubricantes.
Gas y energía
Los ingresos ascendieron a u$s482 millones, creciendo 52%, principalmente debido a que el año pasado, su subsidiaria Metrogas fue afectada por la fuerte devaluación de diciembre, parcialmente compensada por menores ingresos estacionales de regasificación de GNL.
Las compras de gas natural crecieron 19% especialmente en línea con mayores ventas de gas natural, mientras que los costos operativos y otros subieron significativamente, afectados por la devaluación.
Además, de acuerdo a la Resolución N° 58/24 de la Secretaría de Energía, publicada el 8 de mayo pasado, la compañía reconoció un mayor cargo por ventas de cobro dudoso por u$s29 millones, dentro de los costos operativos.
Como resultado de estos factores, el EBITDA Ajustado totalizó u$s30 millones negativos, comparado con u$s38 millones negativos del año pasado, con un nivel de inversiones por u$s12 millones que marcaron una caída del 71% y continuaron con foco en los proyectos de expansión de instalaciones de midstream gas para descomprimir los cuellos de botella, considerando potencial de la formación de Vaca Muerta.
Deuda consolidada
A 31 de marzo pasado, la deuda neta consolidada de YPF ascendió a u$s7.200 millones, aumentando u$s397 millones y u$s1.157 millones, logrando mantener su ratio de apalancamiento neto en torno a 1,7x.
En términos de financiación, en enero de 2023 YPF emitió un bono garantizado con exportaciones por un valor nominal de u$s800 millones, con una tasa fija de 9,50% y vencimiento en julio de 2031, amortizable en 10 cuotas semestrales desde julio de 2026.
Por otra parte, se lanzó una oferta de recompra en efectivo del Bono 2024 (u$s346 millones), que dio lugar al pago anticipado de alrededor del 40% de su valor en circulación, mientras que el monto remanente se pagó íntegramente a su vencimiento, el 4 de abril pasado.
A su vez, la compañía pagó la última amortización del Bono Clase XIII (u$s43 millones) al vencimiento y refinanció facilidades de financiación de comercio exterior.
En cuanto al perfil de vencimientos, para los nueve meses restantes de 2024, YPF enfrenta vencimientos de deuda por u$s1.169 millones, principalmente concentrados en préstamos de corto plazo para financiación de comercio exterior por más de US$400 millones, así como también amortizaciones de bonos internacionales.