YPF (BYMA: YPFD | NYSE: YPF') publicó los resultados del 1T 2024. Durante los primeros tres meses del año, el EBITDA ajustado alcanzó los US$ 1.245 millones, un 15% superior al trimestre anterior. Interanualmente, el aumento fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

La producción de petróleo en 1T24 se mantuvo elevado en 255 kbbl/d, gracias al crecimiento del shale (+3% t/t), que compensó la caída de la producción convencional. Además, el 9% de la producción convencional fue producción terciaria, que creció un 34% interanual y minimizó el declino natural de campos maduros.

Mientras que la producción de gas natural aumentó 6% t/t, debido a que 4T23 estuvo afectada por contracción en la demanda. La producción de NGL también creció un 6% t/t, normalizándose luego de los eventos climáticos que afectaron a los clientes de la subsidiaria Mega en la Ciudad de Bahía Blanca.

En cuanto a la estrategia de exploración, hace días se inició la perforación del primer pozo offshore de aguas ultra profundas en el bloque CAN-100, a 315 km del puerto de Mar del Plata en la provincia de Buenos Aires. Además, se terminó de perforar el primer pozo horizontal en el bloque El Cerrito, en la formación Palermo Aike, el segundo recurso no convencional más grande de Argentina después de Vaca Muerta.

Además, las inversiones totalizaron los US$ 1.252 millones, un 4% menores a las del mismo período del año anterior. Más del 50% del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la empresa.

Por otra parte, flujo de caja libre fue negativo por US$ 394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los US$ 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

Las actividades de perforación y workover mostraron una tendencia positiva, completándose 67 nuevos pozos en los bloques operados: 29 horizontales shale (todos petrolíferos) y 38 convencionales.

En términos de eficiencia en las operaciones shale, en el 1T24 continuó estableciendo nuevos récords en perforación y fractura, promediando 290 metros/día en perforación y 219 etapas por set mensual en fractura, subiendo 9% y 11%, respectivamente, vs. 4T23.

Además, durante febrero se alcanzó la mayor velocidad de perforación en un pozo del bloque Aguada del Chañar, alcanzando 475 metros por día para un pozo de casi 4.000 metros de longitud horizontal, perforado en su totalidad en 15 días.

Por otra parte, respecto a la demanda local de combustibles, disminuyó un 11% t/t, debido a la contracción en demanda minorista y a demanda estacional de gasoil, resultando en menores importaciones de combustibles (-80% t/t y -66% a/a), representando solo el 4% de las ventas locales de combustibles en 1T24.

Los niveles de procesamiento en las refinerías promediaron los 301 kbbl/d, alcanzando un nivel de utilización de la refinería del 92%. Las inversiones totalizaron US$ 1.252 millones (-15% t/t y 4% a/a), principalmente afectadas por la devaluación de diciembre. Más del 50% del total fue concentrado en operaciones shale, en línea con la estrategia de crecimiento de corto plazo de YPF.

El costo de extracción se situó en US$12,9/BOE (-16% t/t), principalmente debido a menor presión de costos en moneda local, como consecuencia de la fuerte devaluación de finales de 2023, así como al aumento de la producción shale y a las ya mencionadas eficiencias de costos.

Los bloques convencionales promediaron US$21,5/BOE (-16% t/t), mientras que las actividades no convencionales alcanzaron US$ 4,6/BOE (-8% t/t). En términos brutos (con una participación del 100%), el costo de extracción de los bloques shale core-hub también descendió a US$3,4/BOE (-15% t/t), muy por debajo de los niveles ya competitivos de alrededor de US$ 4/BOE registrados durante 2023.

Las inversiones ascendieron a US$ 1.000 millones (-7% t/t pero similar al 1T23), siendo: 65% actividades de perforación y workover, 30% nuevas instalaciones o ampliación de las existentes; y 5% exploración y otras actividades de Upstream. El 73% de las inversiones totales se destinaron a áreas no convencionales.