YPF revirtió pérdidas y mantiene foco en Vaca Muerta, pero enfrenta fuerte caída en utilidades interanuales

YPF reportó resultados mixtos en el segundo trimestre de 2025, con un beneficio neto positivo de 58 millones de dólares que revierte la pérdida de 10 millones del trimestre anterior, pero que implica una caída del 89% en comparación con los 535 millones logrados en igual período de 2024.

En el acumulado del primer semestre, las ganancias alcanzaron los 48 millones, una reducción del 96% frente a los 1.192 millones obtenidos en la primera mitad del año pasado. El Ebitda del 2T fue de 1.124 millones de dólares, con retrocesos del 10% trimestre a trimestre y del 7% interanual.

Las inversiones durante el trimestre sumaron 1.160 millones de dólares, con un leve descenso de 5% respecto al trimestre anterior y 3% en la comparación anual. El 71% del Capex se destinó al desarrollo de recursos no convencionales, consolidando el enfoque en Vaca Muerta.

La producción total promedio fue de 545.700 barriles equivalentes diarios, registrando un aumento interanual del 1,2% pero una caída secuencial idéntica. El crudo shale aportó 145.000 barriles diarios, equivalente al 59% del total de petróleo. En gas natural, la producción alcanzó 39,7 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento de 6,4% frente al trimestre previo y 2,3% anual.

El presidente y CEO, Horacio Marín, destacó durante la presentación ante inversores la volatilidad internacional de precios, que impactó en una caída del 12% en el precio de realización del petróleo respecto al trimestre anterior. Pese a esto, la producción de petróleo no convencional se mantuvo estable, incluso después de la venta del 49% de la participación en Aguada del Chañar, y en julio se alcanzaron niveles récord cercanos a 165.000 barriles diarios.

El plan de expansión contempla aumentar la producción de petróleo de esquisto a unos 190.000 barriles diarios para fin de año, lo que significaría un crecimiento orgánico superior al 70% en poco más de dos años.

En materia de exportaciones, YPF informó ingresos por 1.500 millones de dólares en los últimos 18 meses, con un volumen exportado en el último trimestre de aproximadamente 44.000 barriles diarios. La infraestructura clave para este crecimiento es el proyecto VMOS, un oleoducto que avanza con un 23% de construcción completada y financiamiento asegurado a través de un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares, considerado uno de los mayores para el sector en Latinoamérica.

Respecto a la desinversión, la compañía continuó con la transferencia de 28 bloques maduros al Plan Andes y la cesión de 11 bloques a provincias, buscando reducir costos asociados a la producción convencional, que demandaba hasta 42 dólares por barril. Estas medidas generaron un impacto negativo de 840 millones de dólares en flujo de caja libre en los últimos 18 meses.

Además, YPF firmó un acuerdo para adquirir activos de TotalEnergies en Vaca Muerta por 500 millones de dólares, apuntando a fortalecer su posición en la ventana de petróleo y gas húmedo, con participación en más de 500 pozos activos.

La innovación tecnológica también está en el foco, con la apertura de tres centros de inteligencia en tiempo real para optimizar la producción y la comercialización downstream, incluyendo un sistema de micropricing que ofrece descuentos nocturnos para estimular ventas y eficiencia en costos.

En gas natural licuado (GNL), YPF avanzó con acuerdos estratégicos con ENI y Shell para la provisión y aceleración de proyectos, con expectativa de decisión de inversión para el primer trimestre de 2026 y operaciones proyectadas para 2028.

Los ingresos totales se mantuvieron estables en torno a 4.600 millones de dólares, a pesar de la caída del 20% en el precio del Brent, gracias a mejoras operativas y crecimiento en exportaciones y demanda local.

La deuda neta alcanzó los 8.800 millones de dólares, con un ratio de apalancamiento de 1,9 veces, mientras que el flujo de caja libre fue negativo en 355 millones en el trimestre, afectado principalmente por la menor rentabilidad de activos convencionales y factores estacionales.

El detalle de la rendición de cuentas a los accionistas

Más allá de las grandes cifras, Marin al encabezar la call junto al CFO Federico Barroetaveña y el VP Strategy, Business Development and Control, Maximiliano Westen, rindió cuenta ante accionistas e inversores sobre cada uno de los aspectos de la compañía en el período. Los siguientes son los aspectos más detacados:

*Volatilidad de precios. Durante este trimestre, el mercado internacional experimentó una volatilidad significativa con precios bajos. Como resultado, nuestro precio de realización del petróleo disminuyó un 12% secuencialmente. Nuestra producción de petróleo de esquisto se mantuvo prácticamente sin cambios incluso después de vender la participación del 49% en Aguada del Chañar, lo que disminuyó la contribución en 6.000 barriles por día. Además, durante julio, acabamos de alcanzar una producción récord de aproximadamente 165.000 barriles por día. De hecho, el martes, la producción diaria fue de 163.800 barriles por día.

*Crecimiento en petróleo. El primer pilar es enfocarnos en nuestro negocio más rentable: la inversión en petróleo. Hemos continuado expandiendo nuestra operación shale y logrado avances significativos en proyectos de infraestructura mixta para impulsar el crecimiento futuro. En noviembre de 2013, la producción de petróleo de esquisto de YPF era de 110.000 barriles por día, para el mes pasado aumentó a 155.000 barriles por día. Pero proyectamos un mayor crecimiento, con el objetivo de cerrar el año en torno a los 190.000 barriles diarios. Esto representaría un notable aumento orgánico de la producción de más del 70% en tan solo 25 meses.

*Hito en Exportaciones. En los últimos 18 meses, nuestros ingresos por exportaciones de petróleo alcanzaron los 1.500 millones de dólares. En términos de volumen, este trimestre exportamos cerca de 44.000 barriles diarios. En cuanto a la expansión desde el primer día estuvimos convencidos de que VMOS representaba la clave y la mejor infraestructura para aumentar la producción de YPF a partir de 2026, así como para toda la industria. Este nuevo oleoducto consolida por completo el plan de crecimiento para alcanzar aproximadamente 250.000 barriles diarios para finales de 2026, lo que permitirá alcanzar medio millón de barriles diarios para 2030.

*Proyecto VMOS. Con el respaldo de una sólida estructura de contratistas, el proyecto obtuvo recientemente un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares para financiar la construcción de VMOS. Esta transacción reabre el mercado internacional de financiación de proyectos para Argentina y se trata del mayor préstamo comercial para proyectos de infraestructura en el país. También se encuentra entre las cinco mayores financiaciones en el sector de petróleo y gas de Latinoamérica hasta la fecha. El avance general de la construcción alcanza el 23 % en julio, con trabajos de soldadura completados en aproximadamente 120 kilómetros.

*El Plan Andes. En los últimos 15 meses, tras recibir la aprobación inicial de nuestro directorio, completamos la transferencia de 28 de los bloques maduros identificados en el plan inicial, denominado Andes. Además, revertimos con éxito 11 bloques maduros a provincias, uno en Chubut y otro en Santa Cruz, los bloques más complejos. Durante los últimos 18 meses, los bloques maduros que ya dejamos produjeron 61.000 barriles de petróleo por día y 3,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Sin embargo, eran muy maduros y conllevaban altos costos de extracción, de aproximadamente 42 dólares por barril. Como resultado, durante estos 18 meses, el impacto negativo total en nuestro flujo de caja libre fue de aproximadamente 840 millones de dólares. Este monto incluye el flujo de caja operativo y el flujo de caja básico.

*Otra etapa de desinversión. Confío en que, con el mismo espíritu, alcanzaremos un acuerdo en la negociación en curso con Tierra del Fuego durante el tercer trimestre. Como resultado de estos esfuerzos, hoy podemos reportar una notable reducción en los costos de extracción del 24% anual. Con la decisión de convertir a YPF en una empresa altamente rentable, hemos decidido ampliar el alcance de los activos a desembolsar para que el próximo año se convierta en una empresa pura no convencional e identificamos otros 16 bloques que abriremos al mercado para continuar mejorando nuestra cartera y hacer que YPF sea mucho más resiliente a los bajos precios del crudo.

*Acuerdo con TotalEnergies. Alineados con la misma lógica de cartera de asegurar valor de largo plazo para la compañía, esta semana firmamos un acuerdo de licitación para adquirir áreas de primer nivel de Total por US$500 millones sujeto a ciertas condiciones. En este caso, los bloques La Escalonada - Rincón de La Ceniza se ubican en la zona más prometedora de la ventana de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta, cerca de los bloques Bajo del Choique-La Invernada que Pluspetrol adquirió recientemente de Exxon. Esperamos asumir el rol operativo de estos dos bloques, con una participación del 45%, en asociación con Shell y Gas y Petróleo con un inventario de más de 500 pozos activos cuyos primeros perforados muestran niveles de productividad muy prometedores.

*La era de los RTIC. Desde nuestra última llamada en mayo, hemos inaugurado tres centros de inteligencia en tiempo real. Dos de ellos se encuentran en La Plata y en la refinería, respectivamente. El tercero se encuentra en nuestra sede central para respaldar nuestra oferta de comercialización downstream. Este último ha sido clave para la implementación del microprecio y el proyecto de venta de combustible con un sistema único en Latinoamérica. Podemos monitorear la demanda paro cada estación las 24 horas, y además de nuestras tiendas de conveniencia. Estamos cambiando la forma de distribuir combustible y productos en el país. Es un cambio de marketing realmente disruptivo y tenemos una imagen positiva implícita en las encuestas.

*Mircropricing. Este proyecto, totalmente impulsado por la tecnología se lanzó el mes pasado para buscar una estrategia beneficiosa para todos. El microprecio permite a nuestros clientes acceder a un precio de combustible diferente desde la medianoche hasta las seis de la mañana y un mayor ahorro si el pago se realiza a través de la aplicación de YPF, lo que la hace pionera en este método en Argentina. El objetivo es reducir nuestros costos, aumentar las ventas nocturnas y generar más ganancias para YPF. En el primer mes nuestro volumen de ventas aumentó un 3% en comparación con el segundo trimestre de este año.

*Toyota Well. Logramos reducir el ciclo de pozo en aproximadamente de ochenta días a veintitrés con la misma metodología y el mismo enfoque en la implementación de un Real Time Intelligence Center para fracturación y finalización que está dando resultados. Como récord, una de las mayores empresas de servicios, la semana pasada, fue la primera vez que realizó trabajo de forma remota en todo el mundo. Este logro refleja nuestro enfoque integrado, trabajando en estrecha colaboración con nuestros proveedores estratégicos en cada etapa del proceso de producción de pozos.

*Avances en GNL. En mayo, firmamos el preacuerdo con ENI por 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la expectativa de que la decisión final de inversión se apruebe en el primer trimestre de 2026. En la misma dirección, trabajamos con Shell para la segunda fase del acuerdo para acelerar la FID y obtener sinergias entre ambos proyectos. Asimismo, esta semana, nuestra socia obtuvo la aprobación de la FID para el contrato de flete a veinte años de su segundo buque flotante de GNL MarkII con capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales y se espera que esté operativo en 2028. Este buque permite la construcción de un ducto cien por ciento dedicado.

*Los ingresos. Los ingresos se mantienen estables secuencialmente por más de US$ 4.600 millones. Registramos altas ventas estacionales de gas natural y combustibles y un mayor volumen de importación de petróleo crudo y productos agrícolas. Sin embargo, la volatilidad del precio internacional impacta negativamente los precios de nuestros productos refinados, especialmente los combustibles locales. A pesar de la caída del 20% en Brent, los ingresos solo disminuyeron un 6%, y esa caída se vio mitigada por la eficiencia operativa, el aumento de la exportación de crudo y una recuperación en la demanda local de combustible.

*El Ebitda. Fue de US$1.124 millones en el segundo trimestre, disminuyendo un 10% secuencialmente. Esto se explicó por el impacto de la baja del Brent en los precios de los productos refinados, la salida de los campos maduros y el valor de los inventarios. Este efecto negativo se aminoró con menores costos de extracción debido a una menor exposición al convencional. Internamente, el Ebitda anual disminuyó un 7%, reflejando también la volatilidad del petróleo Brent, pero se vio parcialmente mitigado por el significativo aumento de la producción de petróleo de esquisto y la mejora de los costos de extracción convencionales.

*Las ganancias. El beneficio neto del segundo trimestre fue de US$58 millones, en comparación con una pérdida de US$10 millones en el trimestre anterior. Esta recuperación se debió principalmente a una salida de los campos maduros en el primer trimestre. Interanualmente, el beneficio neto disminuyó drásticamente, debido a una mayor depreciación derivada de la expansión de la actividad de shale y a menores ganancias por valores financieros en 2024. Este trimestre incluyó un mayor cargo por impuesto a las ganancias mientras que en el segundo trimestre de 2024 fue lo contrario. La producción convencional también impactó y sin incluirlo, el resultado neto habría sido de US$254 millones.

*Inversiones. En el segundo trimestre invertimos US$1.160 millones, manteniéndose similar secuencialmente e interanualmente. El 71% del total se asignó directamente a activos no convencionales. En el segundo trimestre, registramos un flujo de caja libre negativo de US$355 millones que se vio afectado principalmente por un impacto negativo de US$315 millones provenientes del convencional. Además, tuvimos un capital de trabajo negativo debido al pico de ventas de gas natural durante el invierno y al pago de impuestos sobre la renta. Como resultado, nuestra deuda neta ascendió a US$8.800 millones con un ratio de apalancamiento neto de 1,9 veces.

Con información de Econojournal