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Informe del tercer trimestre de 2021
Mientras espera una definición por el precio de los combustibles, YPF presentó su balance trimestral con un EBITDA de U$S 1154 millones
Mié 10
noviembre 2021
10 noviembre 2021
La utilidad neta del tercer trimestre fue de 237 millones de dólares. La producción de hidrocarburos trepó 5,8% interanual y la venta de productos refinados mejoró 22,3% en volumenes con respecto al mismo período de 2020
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La petrolera YPF informó que en el tercer trimestre obtuvo una utilidad neta de 237 millones de dólares. De este modo, evidenció una mejora respecto de la pérdida de 492 millones registrada en el trimestre anterior. En nueve meses el rojo acumulado es de 280 millones de dólares, frente a 1637 millones que la compañía perdió en igual período del año pasado, cuando fue afectada de lleno por la cuarentena destinada a contener la pandemia de coronavirus. Por su parte, el EBITDA ajustado llegó a los 1154 millones de dólares, un 6,5% más que el trimestre previo.  

Producción

La producción de hidrocarburos alcanzó en el tercer trimestre los 495.600 barriles de petróleo equivalentes por día, un 5,8% superior a la del mismo período de 2020. La suba estuvo impulsada fundamentalmente por el shale que trepó 60,5%, mientras que la extracción convencional retrocedió 9,7%.

La producción de gas totalizó 38,9 millones de metros cúbicos diarios (Mm3d), con una suba interanual de 10,5%, mientras que la producción de crudo fue de 209.400 barriles de petróleo diarios (bbld), un 3,5% más que un año atrás. Por otra parte, la producción de NGL registró una reducción de 7% totalizando 41.700 bbld.

Durante el tercer trimestre el barril de crudo tipo Brent promedió 73 dólares, sin embargo, la compañía aclaró que percibió 55,3 dólares por barril debido al esquema de transición acordado entre refinadores y productores que comenzó en el primer trimestre con el fin de suavizar la volatilidad de los precios de referencia internacionales en los precios locales del surtidor.

El precio promedio del gas natural para el trimestre fue de 4,2 dólares por millón de BTU, 57,9% más que un año atrás debido al ajuste estacional del nuevo Plan Gas y mejores términos contractuales con algunos clientes. YPF aclaró también en su presentación que los precios del tercer trimestre de este año incluyen 0,78 dólares de subsidios frente a 0,12 dólares de subsidios del mismo período de 2020.

Venta de combustibles

La venta de productos refinados trepó en el trimestre 22,3 por ciento interanual en volúmenes. En el caso de las naftas la mejora respecto del mismo período de 2020 fue de 54,8%, mientras que en gasoil apenas 7,9%.

Los ingresos treparon a 3621 millones de dólares en el trimestre, un 55,6% más que un año atrás y un 8,1% por encima del trimestre anterior. El gasoil aportó 1220 millones, el 33,7% de las ventas totales, mientras que la venta de naftas recaudó 720 millones, el 19,8% del total. A su vez, la venta de gas natural como productores a terceros sumó 507 millones, una suba interanual del 70,4% debido al ajuste estacional del Plan Gas Ar.

La mejora interanual de los ingresos se vio influenciada por la bajísima base de comparación, ya que el tercer trimestre de 2020 todavía estaba afectada por la pandemia. No obstante, YPF informó que los ingresos actuales mostraron una mejora de 9,4% con respecto al tercer trimestre de 2019, período previo a la pandemia.

Inversiones

El capex de la compañía, las inversiones de capital destinadas a incrementar los beneficios, fue de 559 millones de dólares en el trimestre, un 247,2% respecto a los apenas 161 millones declarados en el tercer trimestre de 2020, cuando la compañía prácticamente había paralizado cualquier tipo de inversión. Con respecto al trimestre anterior, la mejora fue de 16,5%.

Durante el tercer trimestre la actividad se concentró en los bloques de shale:

Crudo: principalmente en el core-hub de la compañía, que incluye La Amarga Chica, Loma Campana y Bandurria Sur.

Gas: el foco estuvo puesto en Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, La Calera, Aguada Pichana Oeste, La Ribera I y Aguada Pichana Este

Además de la actividad de shale, continuó el desarrollo de tight gas en Río Neuquén.

En lo que respecta al crudo convencional, la actividad estuvo focalizada en proyectos de recuperación primaria y de desarrollo en los bloques Manantiales Behr, Seco León, Cañadón Yatel y Desfiladero Bayo; así como en proyectos de recuperación secundaria principalmente en los bloques CNQ7A, Barranca Baya, Lomas del Cuyo, Seco León, Manantiales Behr y Chihuido Sierra Negra.

Al mismo tiempo, la compañía informó que continuó con los proyectos de recuperación terciaria fundamentalmente en los bloques Manantiales Behr, El Trébol, Los Perales y Seco León.

En lo que respecta a la exploración, se intervino el pozo exploratorio La Esperanza.x-1.

Por último, en los bloques no operados, se perforó y completó el pozo Alto Solo.x-1 en el bloque CNQ7 (operado por Pluspetrol), y se perforó el pozo exploratorio PLS.x-1 (d) en el bloque Agua Salada (operado por Tecpetrol), que se encuentra en evaluación.

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