La petrolera YPF reportó hoy que obtuvo en el segundo trimestre del año una ganancia neta de US$58 millones, que contrasta contra la pérdida por US$10 millones registrada en el primer trimestre pero también contra la ganancia por US$535 millones de igual período de 2024, y un Ebitda Ajustado de US$1124 millones, 10% inferior a lo informado hace tres meses.
Es un resultado registrado en un contexto complejo caracterizado por la caída del precio internacional del petróleo, algo que coincidió con una menor producción de combustibles por la parada técnica de su principal refinería, el Complejo Industrial La Plata.
La petrolera registró ingresos por US$4641 millones (1% más que en el primer trimestre del año) pese a que registró un descenso tanto en el precio del petróleo -por la baja internacional- como en el precio en dólares de venta de los combustibles, en función de la estrategia de valores de mercado que se está aplicando.
Parte de ello derivó de los buenos aportes realizados por el segmento del gas natural, que tuvo más demanda por el invierno, y a la puedo proveer a un precio promedio de US$4,10 por millón de BTU versus los 3 dólares del primer corte del año. Son valores que incluso resultaron 2% mejores que el valor promedio del mismo período del año pasado.
“YPF reportó resultados que reflejan una combinación de desafíos por la baja del Brent, efectos contables puntuales y avances estructurales en eficiencia operativa y reconversión del portafolio hacia activos no convencionales”, explicó, tras conocerse los resultados, LF Capital.
En lo que hace a la producción, el balance dejó a la vista dos datos negativos vinculados al petróleo.
Reportó una caída en general en la producción de crudo (que llegó a los 545.700 barriles por día, un 1% menos que el trimestre anterior) ,derivada en casi su totalidad de la venta de los campos maduros que en este corte llegó a las 28 áreas, que fue acompañada esta vez por una baja en la producción del petróleo de Vaca Muerta, el shale oil del 1% (pasó de 147.300 a 145.100 barriles por día, producto de la venta parcial de un área, Aguada del Chañar).
Pero a la vez mostró un aumento del 20% en sus exportaciones respecto al trimestre previo, que llegaron a los 44.000 barriles por día, algo que se debió a que se pudo embarcar parte del crudo pesado, y no solo del liviano que corre a Chile, a raíz de la parada que registraba en la refinería.
El costo de extracción promedio fue de US$12,3 aunque excluyendo campos maduros, hubiera sido de US$7,5. “Y en los bloques core hub shale, el costo se ubicó en US$4,9/boe, reflejando altos niveles de eficiencia”, coincidieron en destacar varios analistas en relación a las mejoras operativas en velocidad de perforación y fractura.
El reporte da cuenta que la petrolera realizó inversiones por US$1160 millones y el 71% estuvo destinado al desarrollo de shale.
