YPF presentó sus resultados trimestrales hoy, evidenciando pérdidas por primera vez en dos años. A lo largo del año, la ganancia apenas alcanzó los 169 millones de dólares, una cifra modesta considerando la magnitud de la empresa.

El EBITDA ajustado experimentó una disminución del 8% en el trimestre, aunque se mantiene en niveles satisfactorios, alrededor de los USD 926 millones. El aspecto destacado fue la acumulación de inversiones, alcanzando los 4200 millones de dólares, un aumento del 50% en comparación con el año anterior y cercano al objetivo anual de 5000 millones para 2023.

La caída de YPF se refleja en sus ingresos, lo que resultó en una disminución del 46,2% en el resultado operativo respecto al segundo trimestre. En consecuencia, el resultado operativo, después de amortizar el capital, se situó en USD 387 millones, principalmente debido al congelamiento de los precios de los combustibles durante el periodo electoral, medida implementada por el gobierno nacional.

En términos financieros, el resultado neto reveló una pérdida cercana a los 65.000 millones de pesos, resultado de menores rendimientos operativos y una provisión por la devaluación de activos de gas, anticipando un aumento en la competencia en dicho segmento en los próximos años. Esto refuerza la estrategia de priorizar oportunidades de petróleo sobre las de gas natural a corto y mediano plazo, manteniendo el desarrollo de GNL a largo plazo.

El flujo de caja libre fue negativo, casi alcanzando los 380 millones de dólares, debido a que el flujo de inversiones planificado no pudo ser completamente compensado por las actividades operativas. La deuda neta llegó a 6.675 millones de dólares, con un ratio de endeudamiento neto de 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado.

Durante este periodo, la compañía aumentó las exportaciones de petróleo neuquino a Chile a través del oleoducto Trasandino, que comenzó a operar en el trimestre anterior. La actividad no convencional sigue siendo el foco principal de crecimiento de YPF. La producción total de shale oil alcanzó un nuevo récord, representando más del 45% de la producción total de la compañía en el tercer trimestre. La producción de crudo no convencional creció un 20%, mientras que la de gas no convencional aumentó un 6% en comparación con el mismo trimestre del año anterior, gracias a mejoras operativas en Vaca Muerta, donde se lograron nuevos récords de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de pozos. El promedio fue de 297 metros por día en perforación y 217 etapas por set por mes en fractura.