La petrolera YPF registró en el tercer trimestre una pérdida millonaria de 35.332 millones de pesos, aunque en términos relativos significó una mejora respecto del rojo de 85.048 millones que sufrió en el trimestre anterior.
La producción de crudo cayó 10,9% y la de gas 19,4%, en ambos casos con respecto al mismo período del año anterior. Las ventas disminuyeron 29,7% interanual, aunque mejoraron con respecto al trimestre previo.
Caída de la producción
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 468.500 barriles de petróleo equivalentes por día, un 11,6 por ciento menos que en igual período de 2019. La cifra estuvo apenas por encima de los 466.800 barriles producidos en el segundo trimestre cuando los precios habían sido más bajos y las restricciones a la movilidad forzadas por la pandemia fueron sustancialmente mayores.
Durante el tercer trimestre, el precio promedio del crudo fue de 40,1 dólares por barril frente a 28,9 dólares del trimestre anterior, mientras que el precio promedio del gas fue de 2,7 dólares por millón de BTU contra 2,51 dólares del período abril-junio.
La producción de petróleo totalizó los 202.400 barriles diarios, un 10,9% menos que en el segundo trimestre de 2019, mientras que la producción de gas natural fue de 35,2 millones de metros cúbicos diarios, un inédito 19,4% menos que un año antes. Ambas caídas resultaron peores que en el segundo trimestre cuando la producción interanual de crudo se había contraído 10,3% y la de gas 12,7 por ciento.
La producción de Gas Natural Licuadro (NGL, según su sigla en inglés) trepó, en cambio, un 57,1%, pero el repunte se explica fundamentalmente por la bajísima base de comparación ya que durante 2019 un incendio en la planta de Etileno de DOW había limitado el uso de la capacidad instalada de MEGA para producir etano.
Menores ventas
Los ingresos cayeron 29,7% interanual por la menor demanda y precios en dólares. En el caso del gasoil retrocedieron 27,3% debido a los menores precios (-23,5%) y volúmenes vendidos (-4,8%). Las ventas de naftas siguieron la misma tendencia y se contrajeron 47,6% por los menores precios (-19,8%) y volúmenes vendidos (-37,1%).
A su vez, los ingresos de gas natural como productores bajaron 39,3% interanual debido a los menores precios (-31,5%) y volúmenes (-11,4%). “Esta disminución de los volúmenes se explica principalmente por el declino natural de los campos ante la reducción de la actividad por la pandemia. Por otro lado, la baja de precios se debe principalmente a la prórroga de contratos con las empresas distribuidoras, que se llevó a cabo el pasado mes de marzo y no incluyó actualización de su precio, y a los menores precios resultantes de las subastas mensuales de las centrales eléctricas”, aseguró la compañía en la presentación de resultados que realizó ante la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio.
Por último, los ingresos por exportaciones retrocedieron 23,1% interanual debido a que los mayores volúmenes de crudo y mejores volúmenes y precios de harinas y granos no fueron suficiente para compensar las menores exportaciones de jet fuel, gas natural y nafta virgen.
Pese al flojo desempeño interanual la compañía destacó el crecimiento de 19,5% en los ingresos con respecto al segundo trimestre como resultado de la recuperación en las ventas de combustibles y la estabilización de la producción de petróleo y gas. “La demanda de productos refinados se recuperó significativamente con respecto al trimestre anterior, impulsada por el aumento del 41% en los volúmenes vendidos de nafta y 22% en diésel”, agregó la empresa.
Crecen las Inversiones
Las inversiones, si bien se mantienen bajas respecto al mismo período del año anterior, comenzaron a recuperarse a medida que se fue retomando la actividad productiva. Trimestre contra trimestre, crecieron un 72,2%.
En el upstream las inversiones se expandieron 54,6% con respecto al trimestre anterior, debido a que se fue retomando gradualmente la actividad en las provincias donde se llegó a acuerdo con sindicatos y proveedores.
En agosto, se reanudó la actividad de perforación convencional en la cuenca del Golfo San Jorge con una torre de perforación y se agregaron 2 torres más en septiembre, mientras que la actividad no convencional se reanudó en septiembre con 3 torres de perforación y un set de fractura en la cuenca Neuquina.
Al final del trimestre, la cantidad de pozos perforados, pero no terminados (“DUC”) se mantuvo sin cambios, totalizando 71 para shale oil y 10 para shale gas.
“En cuanto a la actividad exploratoria, no se perforaron pozos durante el trimestre y aún no se ha reanudado la sísmica 2D que fue suspendida por el coronavirus. Por otro lado, adquirimos 3.000 km de sísmica 2D en el bloque CAN_102 (offshore) y actualmente lo estamos procesando”, remarcó YPF.
