Los resultados de YPF reflejan el impacto positivo de adecuar las operaciones y actividad de la compañía a la nueva realidad de la industria. La sólida posición financiera y el nivel de actividad sustentable alcanzados en 2017 sientan las bases del desarrollo de su plan estratégico a 5 años. Los ingresos de la empresa crecieron un 20,3% más que en 2016, especialmente por el aumento en el volumen de las ventas de naftas (+7%) y el gasoil de uso comercial (+3,7%).

También resalta el crecimiento de los productos premium en el mix de la compañía por el aumento de las ventas de Infinia (+20%) e Infinia Diesel (+27,5%). En relación con los precios, cabe señalar que los mismos, medidos en pesos respecto a 2016, se movieron por debajo de la inflación del período; mientras que, en dólares, se mantuvieron en niveles similares.

 En 2017, el EBITDA (resultados operativos antes de depreciaciones, amortizaciones y perforaciones exploratorias improductivas) arrojó una importante recuperación en dólares (+2%) tras el resultado negativo en dólares de 2016 (-23.4%). En pesos, se observa también un crecimiento del 14,7%. En tanto, la utilidad neta fue de 12.700 millones de pesos, en comparación con el resultado negativo, de 28.400 millones de pesos del año 2016. La generación de fondos operativa de YPF alcanzó los 72.000 millones de pesos (+46,3%).

 Esta fuerte posición de caja le permitió financiar sus operaciones con fondos propios y profundizar el proceso de desendeudamiento de la empresa. En tanto, las inversiones en 2017 alcanzaron los 58.000 millones de pesos, en línea con los niveles de los últimos años, lo que posiciona a YPF como la empresa que más invierte en el país.

 La compañía se focalizó en lograr una actividad sustentable en un contexto de precios bajos para la industria. En este escenario, la producción de crudo de las áreas operadas por YPF, al 100% de participación, muestran una caída del 4,8%, por debajo del promedio del resto la industria (-7%). Cuando se consolidan las áreas no operadas, la misma muestra una caída del 7%, en línea con el promedio del sector.

Este resultado comienza a revertirse en el último trimestre del año, en especial por los planes implementados para aumentar la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge. YPF S.A. Macacha Güemes 515 C1106BKK Buenos Aires, Argentina La producción de crudo de YPF se vio afectada principalmente por el declino natural de sus yacimientos maduros.

También, la producción se vio afectada fuertemente en el segundo y tercer trimestre por diversos factores climáticos –como fueron las inundaciones y temporales que se registraron en la Cuenca del Golfo San Jorge–, bloqueos a las operaciones y conflictos con algunas de las comunidades mapuches En materia de gas, la producción que proviene de las áreas operadas por YPF, al 100% de participación, muestra un crecimiento del 6,3%, mientras que el promedio del resto de la industria cae el 4,4%. Cuando se consolida con las áreas no operadas, la producción de gas registra una caída del 1%. La salida del esquema del barril criollo y la plena vigencia de los precios internacionales afectaron en forma directa las reservas probadas: entre el 2015 y 2017 el barril pasó, en promedio, de 74 a 55 dólares. En este sentido, cabe aclarar que, conforme a las reglas de la SEC, sólo pueden ser consideradas reservas aquellos barriles cuyo costo puede ser absorbido por el precio vigente, más allá de la existencia concreta del hidrocarburo. En el segmento de gas y energía eléctrica, se destacan los niveles de inversión que alcanzaron los 3.900 millones de pesos (+81,2%) en 2017.

La empresa continúa desarrollando su posicionamiento como uno de los principales proveedores del mercado de energía eléctrica con la puesta en funcionamiento de una de las dos centrales en Loma Campana y el inicio de las pruebas en la central de Tucumán. Y se avanza en la construcción del parque eólico Manantiales Behr en la provincia de Chubut.

YPF también anunció, a fines del período 2017, la firma de un acuerdo con General Electric para sumarlo como socio al plan de desarrollo de YPF Energía Eléctrica. Estos resultados fueron aprobados por el directorio de la compañía y presentados hoy a las bolsas de Buenos Aires y de Nueva York.

El bloque está ubicado en la provincia de Neuquén con una superficie de 187 km2, caracterizado por su riqueza y potencial en shale oil. YPF y Petronas son socios igualitarios en este proyecto piloto.

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, destacó en su discurso de apertura de sesiones de la Legislatura neuquina, el pasado jueves 1 de marzo, la reconversión de la industria hidrocarburífera de convencional a no convencional que“generó mayor derrame y diversificación de la economía”.

En ese sentido, adelantó que Petronas realizará una inversión histórica en el mes de junio para el desarrollo de petróleo no convencional en la cuenca neuquina y rescató el aumento registrado en la producción de gas no convencional que permitió en el lapso de dos años pasar de ser un país importador a uno exportador.

El proyecto de shale oil en Amarga La Chica es llevado adelante por YPF y Petronas, a través de su subsidiaria Petronas E&P Argentina SA. La primera fase del proyecto piloto se desarrolló entre mayo de 2015 y septiembre del 2016. La misma contempló la perforación y puesta en producción de nueve pozos, la construcción de instalaciones de superficie y la realización de sísmica 3D en la totalidad del bloque. La inversión total ascendió a los U$S 165 millones.

Con los buenos resultados obtenidos, se decidió avanzar en una segunda y tercera etapa con una inversión de U$S 192,5 millones. En la Fase III, ambas compañías contemplaron la perforación de 10 pozos horizontales y la construcción y finalización de nuevas obras e instalaciones para transportar la producción de shale oil, que se obtiene en el yacimiento.

La decisión de seguir adelante con el proyecto se hizo pública el 11 de febrero del 2018, cuando el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, y el vicepresidente ejecutivo de Petronas, Datuk Mohd Anuar Taib, ratificaron la Fase III del proyecto piloto que ambas compañías desarrollan en el área La Amarga Chica, provincia de Neuquén.

La Amarga Chica es un bloque ubicado en la provincia de Neuquén con una superficie de 187 km2, caracterizado por su riqueza y potencial en shale oil. YPF y Petronas son socios igualitarios en este proyecto piloto.

El acuerdo entre ambas petroleras fue rubricado en Kuala Lumpur, la capital de Malasia, en diciembre de 2014 en épocas donde Miguel Galuccio conducía YPF. En total, para las tres fases anuales de la etapa piloto que contempla la perforación de 35 pozos el monto de inversión alcanza los 550 millones de dólares. La etapa de desarrollo masivo prevé la perforación de 900 pozos en un área de 187 km2.

La petrolera estatal YPF tuvo en 2017 una utilidad neta de 12.700 millones de pesos, con lo que volvió a mostrar números positivos tras registrar en 2016 un resultado negativo por $ 28.400 millones, según informó la compañía a las bolsas de Buenos Aires y Nueva York.

“Los resultados de YPF reflejan el impacto positivo de adecuar las operaciones y actividad de la compañía a la nueva realidad de la industria. La sólida posición financiera y el nivel de actividad sustentable alcanzados en 2017 sientan las bases del desarrollo de su plan estratégico a 5 años”, destacó la empresa en un comunicado, que publicó El Cronista.

El EBITDA (los resultados operativos antes de depreciaciones, amortizaciones y perforaciones exploratorias improductivas) mostraron una importante recuperación en dólares (+2%) tras el resultado negativo de 2016 (-23.4%) y en pesos (+14,7%).

Según el diario La Nación los mismos tecnicismos contables que en el pasado la habían obligado a registrar un quebranto, jugaron en 2017 a favor de la petrolera bajo control estatal YPF, que volvió a las ganancias y embolsó $12.672 millones en utilidades netas, según informó hace minutos la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

En 2016, la empresa había registrado una pérdida por desvalorización de activos debido a la caída en los precios local e internacional del crudo, algo que la obligó a revisar la valuación de muchos de los negocios de la petrolera.

El año pasado, sin embargo, recuperó unos $5000 millones que antes había tenido que descontar. Sin ese empujón, las ganancias netas de la mayor compañía del país habrían escalado menos, hasta los $8963 millones. Ambos números son positivos en comparación con los $28.379 millones en rojo que anotó en 2016.

Los números negativos vinieron por el lado de la producción de hidrocarburos y las reservas, dos piezas clave del denominado upstream petrolero. En el caso del crudo, el tropezón fue del 7%, mientras que en el gas la disminución fue del 1,1 por ciento. Fuentes de la empresa consideran que esa tendencia se revertirá en el futuro.

En 2017, las reservas probadas de la compañía se desmoronaron 16,5%, desde los 1113 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) hasta los 929 Mbpe. Eso se debió a la caída en los precios locales del crudo. Sucede que el concepto de reserva probada está relacionado con la viabilidad económica de la extracción del recurso, que se calcula en base al precio promedio de los últimos 12 meses. De manera que un incremento en los precios, o eventualmente una reducción sustancial de los costos de producción, podrían cambiar la cifra.

Fuentes de la empresa consultadas por LA NACION sostuvieron que la caída de las reservas no les preocupa en especial, debido a que la compañía tiene un ingente nivel de recursos.