Por Fernando Heredia, de Energía Online
El atraso en el precio de los combustibles internos, la caída en la cotización del Brent y el impacto de la sequía en la demanda de gasoil, empezaron a encender algunas alarmas en los números de YPF, que de todas formas reportaron un balance con ganancias por 341 millones de dólares durante el primer trimestre del año.
Se trata de un alza del 27,7% interanual, pero una merma del 26,5% respecto al trimestre anterior que eleva las preocupaciones de cara a un año incierto por los coletazos en precios que puede traer aparejada la campaña electoral.
“En términos secuenciales, la disminución se explica principalmente por menores volúmenes despachados de gasoil, una contracción en las ventas de fertilizantes por estacionalidad, menores precios de los productos que correlacionan directamente con precios internacionales, tales como lubricantes, jet fuel (combustible para aviones), propano, petroquímicos y carbón, y una ligera disminución en los precios locales de combustibles”, reconoce el documento publicado por la compañía en la CNV.
En concreto, las ventas de gasoil en el mercado local (minorista y mayorista) – 38,2% de los ingresos totales – se contrajeron un 8,7% t/t principalmente producto de una disminución de un 3,2% en los precios y de un 5,9% en los volúmenes vendidos – afectados por el impacto de 2 días menos en el 1T23 comparado con el 4T22 y la contracción de la demanda de gasoil del agro del 14,9% t/t, debido a la estacionalidad habitual del primer trimestre, particularmente afectado por las severas sequías registradas en Argentina en los últimos meses.
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Por su parte, los volúmenes de ventas locales de naftas -que representan poco más de la mitad de los ingresos por gasoil- aumentaron un 1,9% con respecto al cuarto trimestre del 2022, pero los ingresos se mantuvieron estables (apenas un avance del 0,4%) por la caída del 1,5% en los precios.
Otro de los puntos que disminuyó la ganancia de la petrolera fue la contracción del 10,9% de ingresos por exportaciones producto principalmente de la menor venta externa de granos y harinas como resultado de la severa sequía mencionada previamente, y de otros productos refinados vendidos al mercado internacional que tuvieron menores precios.
En cuanto a los costos operativos, estos se incrementaron un 28,2% “como consecuencia principalmente de un continuo contexto de inflación acelerada y a una tasa de devaluación menor a la esperada”, pero cayeron un 8,2% trimestre a trimestre.
Como explicó EOL, este doble efecto de suba de costos en dólares para todo el sector petrolero y derrumbe de precios internacionales, está trayendo serios dolores de cabeza en todo el mundo. El agravante, en el caso local, es que los ingresos por exportación se ven afectados por fuertes descuentos y el pago de retenciones del 8%, mientras que los ingresos por ventas internas empiezan a deslizarse a la baja.
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Dado que los aumentos de combustibles acordados con el Gobierno mantienen una pauta mensual del 4% que se ubica muy por debajo de la inflación, YPF decidió negociar a la baja el precio del crudo que debe comprar a otros productores para así recomponer algo de su margen de ganancia, aunque no llega a revertir el perjuicio del efecto inicial.
Como contrapartida, cabe destacar que la presentación del balance de YPF también tuvo varios costados positivos como el incremento del EBITDA Ajustado, el flujo de inversiones, los niveles de procesamiento de las refinerías y la mayor producción de hidrocarburos.
Este último dato subió un 1% interanual y un 2,3% trimestre a trimestre, con un desempeño del crudo mucho más dinámico que el del gas natural, como sucedió en el trimestre anterior dada las altas temperaturas de este período que ocasionan una menor demanda de este fluido.
De este modo, la producción de petróleo subió un 7,3% i.a. y un 2,9% i.t. gracias al protagonismo del shale de Vaca Muerta que saltó un 31,4% y 8,6%, respectivamente. El gas natural, en tanto, descendió un 4,2% i.a. y escaló un 2% i.t. con una severa caída i.a. del convencional (7,7%) y un alza del shale del 17,4%.
Por el lado de las inversiones del Upstream, estas alcanzaron los USD 1.015 millones en el 1T23, aumentando 0,8% secuencialmente y un 69,4% a/a, donde el 70,6% se destinó a actividades de perforación y workover, el 25,4% a nuevas instalaciones o expansión de las existentes y el 3,9% restante a exploración y otras actividades upstream.
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“Durante el 1T23, las actividades de perforación y workover mostraron una tendencia positiva, completando un total de 85 pozos nuevos en nuestros bloques operados, incluidos 38 pozos nuevos completados en nuestros bloques operados no convencionales, 29 de crudo shale y 9 de shale gas. Adicionalmente, durante el 1T23 se lograron los siguientes progresos en el desarrollo de nuestras operaciones de shale: • Pusimos en operación la tercera planta de tratamiento de crudo en Vaca Muerta, ubicada en el bloque Bandurria Sur, con una capacidad inicial de procesamiento de 4.000 m3/d, la cual se espera ampliar a 12.000 m3/d durante el año. • Terminación de cuatro pozos de crudo en nuestro bloque Loma Amarilla y terminamos de perforar un pozo en el bloque Las Tacanas, con el objetivo de producir gas natural. • Logramos la segunda mejor marca trimestral en velocidad de fracking con 1.666 etapas, solo superada por el 3T22 con 1.800 etapas”, detallaron oficialmente.
“En relación con el proyecto de conexión de Vaca Muerta con el Pacífico, durante el 1T23 el oleoducto Transandino finalizó con éxito la prueba de inspección en línea y registramos un avance del 60% en la construcción del oleoducto Vaca Muerta Norte, que se espera que inicie operaciones entre septiembre y octubre de 2023”, agregaron.
Publicado en cooperación con EnergíaOnline.com.ar
