La petrolera estatal registró una pérdida de $ 33.379 M (US$ 500 MM)
La petrolera estatal YPF informó el balance de 2019 que muestra una pérdida de $ 33.379 M Los ingresos ordinarios del año 2019 ascendieron a Ps 678,6 MM, un 55,7% superiores a los del año 2018.
+ En el año 2019, el resultado operativo, antes del cargo por deterioro de activos, alcanzó los Ps 20,4 MM, un 50,1% inferior respecto al resultado operativo, antes del cargo por recupero de activos del año 2018.
+ El flujo de caja operativo ascendió a los Ps 217,1 MM para el año 2019, siendo este un 73,6% superior a los Ps 125,1 MM reportados para el año 2018.
+ En cuanto a las inversiones totales en propiedades, planta y equipo, se incrementaron en un 80,0%, alcanzando los Ps 171,7 MM
El resultado operativo del Upstream en 2019, antes del cargo por deterioro de activos, totalizó una pérdida de Ps 8,6 MM, en comparación con la ganancia de Ps 19,6 MM del año 2018, antes del cargo por recupero de activos. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 40,6 MM, la pérdida operativa de este segmento en el año 2019 ascendió a Ps 49,2 MM.
La producción total de hidrocarburos del año 2019 alcanzó los 514,4 Kbped, siendo 3,0% inferior a la del año 2018.
La producción de crudo alcanzó 226,1 Kbbld, disminuyendo levemente un 0,5% respecto a la producción del año anterior, estando afectada dicha comparación por el proceso de cesión de áreas marginales finalizado el 31 de diciembre de 2018 y 31 de julio de 2019, que género una disminución de 2,1 Kbbld y 0,3 Kbbld respectivamente.
El mercado de gas natural en la argentina durante 2019 se caracterizó por el exceso de oferta frente a la demanda doméstica principalmente en los primeros cuatro meses del año. Esto, sumado a modificaciones regulatorias -principalmente en el segmento usinas-, llevó a una caída de los precios en todos los segmentos de consumo.
Este exceso de oferta junto con la disminución de precios ocasionó que menguaran las inversiones necesarias para sostener los volúmenes observados a comienzos de 2019 y como consecuencia se evidenció una disminución en la oferta de gas natural durante los últimos meses del año. Por su parte, la demanda de los principales segmentos de consumo fue leventemente menor en 2019 que en 2018, especialmente en la generación.
En este orden, la producción de gas natural disminuyó un 5,5% respecto al año 2018, totalizando 39,7 Mm3d. La producción de NGL registró una reducción de 0,8% totalizando 38,5 Kbbld. Respecto de la actividad de desarrollo, durante el año 2019 se han puesto en producción un total de 388 pozos nuevos (104 son no operados), incluyendo los 123 pozos de shale (33 no operados) y 27 pozos de tight.
En el año 2019, las reservas probadas se han disminuido menos de un 1%, de 1.080 Mbpe a 1.073 Mbpe. La tasa de reemplazo de reservas alcanzó un 96%, mientras que la específica de gas fue del 53% y la de líquidos fue del 137%.
Por su parte la incorporación neta de reservas probadas de hidrocarburos alcanzó los 181 Mbpe, de los cuales 132 Mbbl a la incorporación de reservas de líquidos y 49 Mbpe corresponden a incorporación de reservas de gas natural.
En la Cuenca Neuquina se destacan las incorporaciones de reservas comprobadas por extensiones en el desarrollo No Convencional en la formación Vaca Muerta. Los yacimientos Loma La Lata Norte, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Loma Campana lograron las principales incorporaciones de reservas de líquidos y Aguada de la Arena en gas. En yacimientos convencionales se destaca en gas la incorporación por actividad y comportamiento de la producción en Loma La Lata Central.
Por su parte en la Cuenca del Golfo de San Jorge, se destaca la incorporación de reservas de líquidos debido a revisiones positivas principalmente en los yacimientos Los Perales, Manantiales Behr Norte y Cañadón Yatel.
En la Cuenca Austral se destaca la incorporación de reservas comprobadas de gas en el Área Magallanes por comportamiento de la producción. Al cierre del ejercicio 2019, las principales áreas de reservas de hidrocarburos de YPF son las siguientes: Loma La Lata Norte, Loma Campana, Loma La Lata Central, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Aguada ToledoSierra Barrosa, Estación Fernández Oro y Río Neuquén en la Cuenca Neuquina; Vizcacheras en la Cuenca Cuyana; Los Perales, Manantiales Behr, Cañadón Seco, Barranca Baya y El Trébol en la Cuenca del Golfo San Jorge y Magallanes en la Cuenca Austral.
Las inversiones en Upstream en el cuarto trimestre de 2019 alcanzaron los Ps 42,4 MM, siendo superiores en un 82,9% a las realizadas en el cuarto trimestre de 2018. En relación con las inversiones mencionadas, cabe destacar que durante el cuarto trimestre del año 2019 el 62,3% fueron destinadas a perforación y workover, el 32,6% a Instalaciones y el 5,1% restante a exploración y otras actividades Upstream.
Al igual que en el tercer trimestre del 2019, la actividad durante el cuarto trimestre estuvo principalmente enfocada en el shale oil, siendo los principales bloques el desarrollo de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. Adicionalmente, se continua la actividad del piloto Chihuido de la Sierra Negra, como así también se están evaluando los primeros resultados de la actividad en los bloques Las Manadas, y Loma la Lata-Sierra Barrosa.
En lo relativo al petróleo convencional, la actividad estuvo focalizada en proyectos de recuperación primaria como los ejecutados en los bloques Mesa Verde, Cerro Morado Este, El Trébol-Escalante, Seco León como así también en proyectos de recuperación secundaria principalmente en los bloques de Desfiladero Bayo, Manantiales Behr y Los Perales, entre otros.
A su vez, tal como se preveía, la actividad de inversión enfocada a la recuperación terciaria continúa su desarrollo, fundamentalmente en los bloques de Manantiales Behr, Los Perales y Desfiladero Bayo. La actividad de shale gas durante el cuarto trimestre 2019 estuvo focalizada en los bloques no operados de La Calera y Aguada Pichana Este, dentro de las áreas Operadas en Rincón del Mangrullo y La Ribera, se terminaron pozos iniciados en trimestres anteriores y cargos en instalaciones.
En lo relativo al tight gas, la principal actividad se concentró en el bloque Estación Fernández Oro (EFO). En lo que concierne a la actividad exploratoria, el cuarto trimestre de 2019 se concentró en la cuenca Neuquina en los bloques Loma la Lata, Las Manadas y Cerro Manrique.
El resultado operativo del Downstream durante el año 2019 totalizó Ps 40,7 MM, 420,0% superior a la del año 2018. Las ventas netas crecieron un 57,5% en relación con el año 2018, alcanzando los Ps 535,2 MM.
Las inversiones acumuladas del Downstream en 2019 totalizaron en Ps 22,5 MM, siendo un 43,6% superiores a las del año 2018. Por su parte las inversiones del 4T 2019 alcanzaron los Ps 9,7 MM, un 20,7% superiores a las del 4T 2018.
Para dar cumplimiento a las nuevas especificaciones de combustibles, se continúan los desarrollos de las Ingenierías para las nuevas unidades de hidrotratamiento de naftas y gasoil a realizarse en las tres refinerías. Esto permitirá alcanzar las especificaciones determinadas por la Resolución 576/2019 del Ministerio de Hacienda cuya entrada en vigencia es en al año 2024.
En la Refinería Luján de Cuyo continúan las obras para el Revamping de la Unidad de MTBE a ETBE, para que a partir del cuarto trimestre 2020 se pueda incorporar etanol directamente al blending de naftas. En Logística se está llevando a cabo la construcción de la nueva aeroplanta de Rosario y se está adecuando el muelle de la Terminal Barranqueras.
Estas obras tienen previstas su finalización para el segundo trimestre 2020. Se comenzó la construcción de YFP Directo Añelo, que permitirá abastecer de combustible a las empresas que operan en la zona de Vaca Muerta. En las instalaciones de refino, logísticas y de despacho de productos petrolíferos se continúa con las obras de mejoras en la infraestructura, en aspectos de seguridad y medio ambiente.
Con todo, el valor bursátil de la petrolera estatal cayó al mínimo histórico por tercera vez en los últimos siete días y quebró por primera vez el piso de u$s 3000 millones, cuando su acción en la New York Stock Exchange (NYSE), ubicada en la icónica calle Wall Street, descendió hasta los u$s 7,58, antes del cierre de las operaciones y de un gran rebote en los minutos finales
El Estado pagó en 2014 unos u$s 5000 millones a Repsol por la expropiación del 51% de las acciones y que ahora el valor total de la compañía argentina, que supo ser en su momento la más grande del país, es menor que lo abonado a los españoles, recordó Santiago Spaltro en El Cronista.
YPF tuvo el año pasado pérdidas en los cuatro trimestres. El primer impacto económico fue producto de la sobreoferta de gas que generó el subsidio a la producción de la resolución 46. Este beneficio -que consiguió en su mayoría Tecpetrol (el brazo petrolero de Techint) por ser la primera empresa en presentar un plan de inversión para el programa de incentivos- generó un incremento exponencial en la producción, que deprimió el valor del gas un 18,3% en relación al promedio de 2018 (cayó a US$3,67 el millón de BTU, medida que se utiliza en el sector). YPF tuvo que cerrar pozos, bajó 5,5% la producción y 4,7% los volúmenes comercializados, revaluó sus activos de gas a los nuevos valores más bajos y no pudo amortizar las inversiones como tenía proyectado.
"El mercado de gas natural en la argentina durante 2019 se caracterizó por el exceso de oferta frente a la demanda doméstica principalmente en los primeros cuatro meses del año. Esto, sumado a modificaciones regulatorias -principalmente en el segmento usinas-, llevó a una caída de los precios en todos los segmentos de consumo. Este exceso de oferta, junto con la disminución de precios, ocasionó que menguaran las inversiones necesarias para sostener los volúmenes observados a comienzos de 2019 y como consecuencia se evidenció una disminución en la oferta de gas natural durante los últimos meses del año", dijo la compañía en su presentación a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Ámbito
YPF había anunciado la semana pasada que haría una nueva salida al mercado doméstico para buscar financiamiento a través de la emisión de Obligaciones Negociables con la intención de obtener hasta u$s30 millones. Una vez más quedó a la vista el atractivo que tiene la petrolera estatal para los inversores, que le acercaron ofertas por el equivalente a u$s63 millones.
En sendas comunicaciones a la Comisión Nacional de Valores, la compañía presidida por Guillermo Nielsen informó los resultados de la licitación tras haber finalizado el período de subasta y proceder ayer mismo a la emisión y liquidación de los instrumentos en pesos y en dólares.
Los resultados de la emisión de las ON adicionales clase VI denominadas en pesos incluyeron 235 órdenes recibidas por un valor nominal de 2.995,9 millones de pesos. El tipo de cambio informado para el cálculo de conversión fue de 62,14 pesos por dólar. La petrolera resolvió aceptar un poco menos y emitir por el equivalente a u$s45 millones. Esta ON es a tasa variable, vence en julio de 2021 y el precio de emisión fue de $104,60 por cada $100 del valor nominal.
En cuanto a las ON Clase VIII, en dólares a tasa fija con vencimiento en marzo de 2021, la petrolera informó que recibió 1.003 órdenes de compra por un total de u$s9,86 millones. Y decidió hacer una emisión por u$s8,94 millones a una tasa del 5% nominal anual.
Por las Obligaciones Negociables Clase IX también en dólares, pero a un plazo de 20 meses (vencen en noviembre de 2021) recibió 343 órdenes por u$s4,79 millones. YPF tomó u$s3,92 millones que fueron emitidos y liquidados ayer a una tasa del 6% nominal anual.
El lanzamiento de estos instrumentos se había anunciado el 27 de febrero pasado en el marco del “plan financiero para 2020”, según indicó YPF a través de un comunicado. “Se licitarán tres instrumentos por un monto equivalente de hasta u$s30 millones, que podría ampliarse a u$s150 millones”, agregó entonces la compañía. En enero último, ya había conseguido u$s150 millones en lo que significó su regreso al mercado después del cambio de Gobierno.
