La producción total de hidrocarburos de YPF trepó en el primer trimestre a 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes, con fuertes subas en el shale y retrocesos en el segmento convencional donde la empresa ha estado desinvirtiendo. La compañía invirtió en el período US$ 1214 millones, un 4% más que un año antes y el 75% de esos fondos fueron destinados a la expansión de la producción no convencional.
En materia financiera, el EBITDA ajustado, los ingresos antes del pago de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, fue de US$ 1.245 millones, un 48% superior al del cuarto trimestre de 2024 y en línea con el resultado del primer trimestre del año anterior. Sin tomar en cuenta el impacto de los campos maduros, el EBITDA hubiera ascendido a los 1.351 millones de dólares.
Producción
La producción total en el primer trimestre fue de 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes. En shale sumó 320.900 barriles equivalentes diarios, un 25,5% más, y en no convencional 206.000, un 11,9% menos. A su vez, el tight aportó 25.200 barriles equivalentes, un 31,1% menos.
La producción de petróleo crudo fue de 269.900 barriles por día en el primer trimestre, un 5,6% más que en mismo período de 2024. En el segmento no convencional sumó 147.300 barriles diarios, el 54,5% del total. La suba interanual en este caso fue del 31,2%, lo que permitió más que compensar la caída en el segmento convencional donde se produjeron 121.200 barriles diarios, un 14% menos que hace un año.
La producción de gas fue de 37,3 millones de m3 diarios, un 2,7% más que en igual período de 2024. En shale llegó a 22,2 millones, un 23,3% interanual y en el convencional 11,4 millones, un 12,6 % menos que hace un año.
Control de costos
Los costos de perforación y completación de pozos disminuyeron a US$ 15,3 por barril equivalente de petróleo, un 12% menos que en el trimestre anterior, cuando se ubicaron por encima de los US$ 17 por barril equivalente, principalmente por una menor exposición a campos maduros y una buena productividad en el bloque de petróleo La Angostura Sur (Hub-Sur).
El costo en el segmento convencional fue de US$ 30,3 por barril equivalente (-7% en la comparación trimestral) y en el no convencional de US$ 5,2 por barril equivalente (-5%). Si se excluyen los campos maduros, el costo total de extracción hubiera sido inferior a US$ 9 por barril equivalente.
Por su parte, el costo de extracción en los bloques shale core hub, donde la empresa tiene 100% de participación, fue de US$ 4,6 por barril equivalente. Esa cifra representó un aumento del 11% principalmente por mayores costos y menor producción del bloque La Amarga Chica, que se espera que retorne a niveles normales en los meses siguientes.
Las regalías y otros impuestos promediaron US$ 6,6 por barril equivalente, un 2 % en la comparación trimestral, debido principalmente a menores precios de gas natural, parcialmente compensados por mayor producción de gas y mayores precios de petróleo.
Pozos perforados
YPF perforó en el primer trimestre 51 pozos frente a 44 del mismo trimestre de 2024. Completó 53 contra 29 de un año antes y enganchó 47 contra 36 de igual período de 2024.
En cuanto a la eficiencia en las operaciones no convencionales, YPF informó que promedió 304 metros/día de velocidad de perforación en sus bloques hub-core, y 235 etapas por set mensual en velocidad de fractura. En cuanto a la velocidad de perforación, comenzó el año en un nivel inferior al esperado en algunos pozos del bloque Aguada del Chañar, pero luego se recuperó con mejora sustancial durante marzo, alcanzando velocidad récord de perforación no convencional en este mismo bloque: la empresa perforó 551 metros por día en un período de 10 días, para un pozo de casi 2.600 metros de longitud lateral.
