Los ingresos cayeron 29,7% a/a por la menor demanda y precios en dólares
La mejora en los ingresos, con costos bajo control, impulsó una recuperación significativa en el EBITDA Ajustado durante el 3T20, totalizando US$392 millones, pero los efectos del aislamiento todavía se muestran en la contracción del 59,9% en término interanuales.
Los ingresos del 3T20 se ubicaron en US$2.327 millones, disminuyendo 29,7% a/a por la menor demanda y precios en dólares. La demanda se vió afectada por las medidas de aislamiento obligatorio implementadas a fines de marzo para evitar la circulación y propagación del COVID-19. Además, los precios medidos en dólares de nuestros principales productos no estuvieron a la par de la devaluación del peso. A pesar de esto, y a medida que las restricciones se fueron flexibilizando, permitiendo una recuperación de la demanda, los ingresos aumentaron 19,5% t/t.
Los ingresos de gasoil –36% de las ventas totales del trimestre –disminuyeron 27,3% a/a debido a menores precios (-23,5%) y volúmenes vendidos (-4,8%). Las ventas de nafta – 15% de los ingresos totales – siguieron la misma tendencia y se contrajeron 47,6% a/a por los menores precios (-19,8%) y volúmenes vendidos (-37,1%).
Los ingresos de gas natural como productores – 13% de las ventas totales –disminuyeron 39,3% a/a debido a los menores precios (-31,5%) y volúmenes (-11,4%). Esta disminución de los volúmenes se explica principalmente por el declino natural de los campos ante la reducción de la actividad por la pandemia. Por otro lado, la baja de precios se debe principalmente a la prórroga de contratos con las empresas distribuidoras, que se llevó a cabo el pasado mes de marzo y no incluyó actualización de su precio, y a los menores precios resultantes de las subastas mensuales de las centrales eléctricas.
Otras ventas domésticas en el 3T20 se contrajeron 10,5% a/a debido a menores ventas de jet fuel, crudo, lubricantes, asfaltos, GLP y harinas y granos, que no lograron ser compensadas por las mayores ventas de fuel oil y fertilizantes.
Los ingresos por exportaciones en el 3T20 disminuyeron 23,1% a/a debido a que los mayores volúmenes de crudo y mejores volúmenes y precios de harinas y granos no fueron suficiente para compensar las menores exportaciones de jet fuel, gas natural y nafta virgen.
Los costos totales fueron US$2.180 millones, 20,5% menores con respecto al 3T19, ya que tanto los costos de producción como las compras disminuyeron. Las reducciones en los costos de extracción (-41,6% a/a), las regalías (-31,6% a/a) y los costos de transporte (-49,5% a/a) – incluido en la categoría Otros dentro de Costos de producción – fueron consecuencia del ajuste en el nivel de producción, además de los protocolos de seguridad establecidos en cada operación.
Las depreciaciones disminuyeron 12,8% con respecto al 3T19, debido principalmente a una reducción en la base de activos relacionada con los deterioros de PP&E y el bajo nivel de actividad. En cuanto a las compras, la caída del 31,2% a/a se debió principalmente a:
+ Menores importaciones de combustibles debido a menores valores importados de gasoil (-75,0%) y jet fuel (-95,9%).
+ La reducción en las compras de crudo a terceros debido a que los volúmenes y precios disminuyeron 57,2% y 15,1% respectivamente.
+ Mayores compras de gas natural a otros productores para reventa en el segmento de distribución minorista (clientes residenciales y pequeñas empresas) y a grandes clientes (centrales eléctricas e industrias) principalmente por mayores precios en 24,5%.
Durante el 3T20, se registró una variación de existencias negativa de US$61 millones, principalmente como consecuencia del consumo de inventarios. Por otro lado, durante el 3T19 se había registrado una variación de existencias positiva de US$15 millones, debido principalmente a una acumulación de inventarios.
Los gastos de comercialización y administración aumentaron 3,4% a/a principalmente por mayores gastos de personal, cargos por depreciación de activos fijos y provisiones que contrarrestaron los menores costos de servicios subcontratados, publicidad institucional y cargos por transporte de productos (menores tarifas pagadas por transporte interno de combustibles medidos en dólares).
El cargo no recurrente por deterioro de activos intangibles durante el trimestre alcanzó los US$19 millones principalmente por la cancelación de los derechos de exploración en Meseta Buena Esperanza, ubicada en la provincia de Neuquén, ya que en el corto plazo no se espera desarrollar actividad en el bloque y por nuestra perspectiva de menores precios del gas. Esta cifra se compara con los deterioros en PP&E de US$821 millones en el 3T19 – CGU Gas Cuenca Neuquina – y US$850 millones durante el 2T20 – CGU Gas de las Cuencas Neuquina y Austral.
Además, se incluyó un cargo de US$85 millones en relación con el Programa de Retiro Voluntario implementado por la Compañía durante el trimestre.
Los resultados financieros, netos, del 3T20 representaron una pérdida de US$98 millones, en comparación con la ganancia de US$549 millones del 3T19 principalmente debido a una menor diferencia de cambio positiva relacionada con el impacto que la devaluación del peso tiene en nuestros pasivos netos que fue de US$645 millones menor (US$100 millones en el 3T20 contra US$745 millones en el 3T19). Adicionalmente, el gasto financiero neto se ubicó en US$230 millones durante el trimestre, mejorando 13,2% a/a, como resultado de una menor deuda promedio en comparación con el mismo período de 2019.
En conjunto, la utilidad neta del trimestre fue una pérdida de US$482 millonescomparada con la pérdida de US$252 millones en el mismo período del año pasado.
Los ingresos disminuyeron 29,1% a/a, alcanzando los US$1.078 millones, pero obteniendo una expansión de 34,6% t/t. La razón detrás del comportamiento a/a fue una contracción en las ventas de petróleo y gas natural. Los ingresos por petróleo disminuyeron 21,9% ya que el precio disminuyó 17,4% y los volúmenes siguieron la tendencia a la baja, contrayéndose 10,9%. Para el gas natural, las ventas disminuyeron a/a debido a que los precios y la producción bajaron 31,9% y 19,4%, respectivamente. Por el contrario, la expansión de las ventas de Upstream t/t estuvo respaldada principalmente por la estabilización de la producción y la recuperación de los precios del petróleo – las ventas de crudo se expandieron 45,3% t/t.
El costo operativo del período también se contrajo a/a principalmente debido a:
+ Los costos de extracción disminuyeron 41,6% a/a principalmente por la disminución de la actividad, y por los consiguientes ajustes en el nivel de producción, además de los protocolos de seguridad establecidos en cada operación.
+ Las regalías disminuyeron un 31,6% a/a, principalmente debido a la menor producción. Las regalías relacionadas con el crudo se contrajeron un 29,1%, mientras que el cargo relacionado con el gas natural se redujo un 37,4%.
+ Los costos de transporte (incluidos en la categoría Otros) de US$29 millones se contrajeron 42,1% principalmente por menor actividad.
Los gastos relacionados con paradas de equipos y servicios (stand-by) se ubicaron en US$65 millones durante el trimestre, que se compara con los US$12 millones del 3T19 y US$83 millones durante el 2T20. Esto se debe principalmente al freno en la ejecución de proyectos para garantizar la seguridad del personal, prevenir la propagación del virus COVID-19 y ajustar el nivel de producción acorde a las necesidades del mercado.
Los gastos de exploración aumentaron 59,3% con respecto al 3T19 principalmente debido a mayores resultados negativos de perforaciones exploratorias improductivas en el trimestre.
Considerando los costos unitarios, nuestro cash cost de US$15.0/boe disminuyó a/a (-17,6%) y t/t (-3,2%) a pesar de que se reanudó la actividad. En comparación al año pasado, la reducción tanto en los costos de extracción como en las regalías se relaciona principalmente con el menor nivel de actividad. Secuencialmente, una mayor reducción en el costo de extracción, principalmente debido a partidas extraordinarias que tuvieron lugar durante el 2T20 y al incremento gradual en la actividad – compensó las mayores regalías a medida que aumentaron las ventas.
La producción total de hidrocarburos para el 3T20 disminuyó 11,6% a/a, alcanzando los 468,5 Kbped debido a que la actividad se vio afectada por las medidas de aislamiento obligatorias. Ajustamos la actividad para garantizar la seguridad del personal involucrado en las operaciones y tener un nivel de producción acorde a las necesidades del mercado. Como resultado, la producción de petróleo disminuyó un 10,9%, lo que resultó en 202,4 Kbbld, principalmente por pérdidas provocadas por el confinamiento. El gas natural disminuyó 19,4%, hasta los 35,2 Mm3d, impulsado por el declive natural de los campos por la caída de la actividad que se vio agravada por el contexto de exceso de oferta. A su vez, la producción de NGL aumentó un 57,1% dado que durante 2019 un incendio en la planta de Etileno de DOW limitó el uso de la capacidad instalada de MEGA para producir Etano.
En el mes de agosto comenzó la reactivación de equipos de torre y servicios, lo que permitió estabilizar la producción de forma secuencial (+0,4%).
La producción de shale alcanzó los 103,1 Kbped, manteniéndose estable a/a (+ 0,1%) y recuperándose un 4,0% durante el último trimestre. Esto se debió a un aumento en nuestra producción de petróleo, que se expandió un (+10,9% a/a y un +13,8% t/t), superando la contracción en la producción de gas, impulsada por la reapertura de pozos en Loma Campana, mientras que durante el trimestre no se conectaron nuevos pozos no convencionales.
El precio promedio de realización del crudo durante el 3T20 disminuyó un 17,4% a US$40,1/bbl. Sin embargo, hubo dos tendencias de precios diferentes. Durante julio y agosto se implementó el Decreto N°488/2020, que estableció un precio de referencia para el crudo de calidad Medanito en US$45/bbl. Este Decreto se canceló automáticamente el 28 de agosto una vez que el Brent se negoció por encima de los US$45/bbl durante diez días consecutivos. Desde entonces, el crudo local tiene un precio de paridad internacional, lo que significa un precio más bajo para Medanito, pero un precio más alto para Escalante, por lo que nuestro precio promedio se mantiene similar.
El precio promedio de realización del gas natural para el trimestre fue de US$2,7/MMBTU, incluyendo US$0,12 de subsidios. La contracción a/a fue consecuencia del exceso de oferta de gas natural en el mercado.
En el 3T20, el capex totalizó US$161 millones, 77,7% por debajo del 3T19 aún afectado por el menor nivel de actividad. Sin embargo, las inversiones se expandieron 54,6% t/t ya que hemos ido retomando gradualmente la actividad en las provincias donde llegamos a acuerdos con los sindicatos y proveedores.
En agosto, se reanudó la actividad de perforación convencional en la cuenca del Golfo San Jorge con 1 torre de perforación y se agregaron 2 torres más en septiembre, mientras que la actividad no convencional se reanudó en septiembre con 3 torres de perforación y 1 set de fractura en la cuenca Neuquina. Al final del trimestre, la cantidad de pozos perforados, pero no terminados (“DUC”) se mantuvo sin cambios, totalizando 71 para shale oil y 10 para shale gas.
En cuanto a la actividad exploratoria, no se perforaron pozos durante el trimestre y aún no se ha reanudado la sísmica 2D que fue suspendida por COVID-19. Por otro lado, adquirimos 3.000 km de sísmica 2D en el bloque CAN_102 (offshore) y actualmente lo estamos procesando.
Los ingresos disminuyeron 30,7% con respecto al 3T19, alcanzando US$1.823 millones impulsados principalmente por menores precios y volúmenes, los cuales se vieron afectados por las medidas de aislamiento vigentes desde marzo.
Los ingresos de gasoil en el 3T20 – que representaron el 46% de las ventas del segmento – se contrajeron un 27,3% a/a debido a menores precios en dólares para la mezcla de gasoil de 25,3% y menores volúmenes de 4,8%. En la misma tendencia, los ingresos de nafta – que representaron el 20% de las ventas de Downstream – disminuyeron 47,6% a/a debido a menores precios (-19,8%) y menores volúmenes (-37,1%). Otras ventas en el mercado local disminuyeron 18,7% respecto al 3T19 debido a menores ventas de crudo, jet fuel, harinas y granos, GLP, lubricantes y asfaltos, más que compensaron las mayores ventas de fuel oil y fertilizantes.
Las ventas locales mejoraron t/t impulsadas principalmente por aumentos en los ingresos de gasoil y nafta, que crecieron 15,9% y 36,2%, respectivamente, debido a la recuperación de los volúmenes por mayores flexibilizaciones del aislamiento.
Los ingresos por exportaciones se contrajeron 23,9% a/a impulsados por menores ventas de jet fuel, nafta virgen y petroquímicos, que contrarrestaron las mayores exportaciones de crudo, harinas y granos. Secuencialmente, los ingresos por exportaciones se contrajeron un 5,9% impulsados por menores exportaciones de crudo.
Los costos operativos disminuyeron a/a fundamentalmente por:
+ Los costos de refinación disminuyeron 21,5% debido principalmente a los menores niveles de crudo procesado en nuestras refinerías.
+ Las compras de crudo se contrajeron un 29,7% impulsadas por una caída de precios del 16,9% y menores volúmenes transferidos del segmento Upstream (-5,5%) y comprados a terceros (-57,2%)
+ Las importaciones de combustibles cayeron 80,5% por menores valores importados de gasoil (- 75,0%) y jet fuel (-95,9%).
+ Las compras de biocombustibles (biodiesel y bioetanol) disminuyeron 71,1% debido a menores volúmenes de biodiesel (-89,3%) y bioetanol (-43,9%); y menores precios del bioetanol (-11,6%), parcialmente compensados por mayores precios del biodiesel (2,7%).
+ Los costos de transporte (incluidos en la categoría Otros) de US$39 millones se contrajeron 35,9% principalmente por menor actividad.
El crudo procesado durante el trimestre fue de 232,1 Kbbld, un 19,2% menor a/a, con una utilización de la refinería que alcanzó el 73% en comparación con el 90% del 3T19, dado que ajustamos nuestros niveles de procesamiento en línea con la menor demanda de nuestros productos refinados debido al impacto del aislamiento obligatorio. Estos menores niveles de procesamiento resultaron en una menor producción de Gasoil (-4,2%) y Nafta (-34,6%). Además, la producción de otros productos refinados como GLP, carbón de petróleo, asfaltos y petroquímicos disminuyó, mientras que la producción de fuel oil aumentó con respecto al 3T19.
Al comparar los resultados contra el 2T20, el crudo procesado aumentó 21,1%, impulsado por el incremento de la demanda. Dentro del 3T20, la utilización fluctuó a medida que ejecutamos trabajos de mantenimiento en nuestra refinería de La Plata en septiembre. Así, en julio y agosto la utilización promedio fue del 80%, mientras que en septiembre cayó al 60%.
Los volúmenes de venta de productos refinados cayeron un 15,6% a/a , impulsados por menores ventas tanto en el mercado interno (-13,6%) como externo (-35,3%). Los volúmenes de gasoil cayeron sólo un 4,8% impulsados por una venta mayor a la habitual a CAMMESA para entregas a plantas de generación térmica, mientras que los volúmenes de nafta disminuyeron un 37,1%. Esto se compara con una disminución en el mercado local de gasoil y nafta de 7,2% y 33,3%, respectivamente.
Los precios promedios en el mercado local del gasoil y nafta medidos en dólares cayeron 25,3%y 19,8% a/a, respectivamente, a causa principalmente de la devaluación. En pesos, hubo un incremento interanual de 10,9% para la mezcla de gasoil y 19,4% para la mezcla de nafta, ya que aumentamos los precios dos veces durante el trimestre – 4,5% en agosto y 3,5% en septiembre. Los precios del gasoil y nafta se contrajeron un 4,9% y un 3,5% t/t, respectivamente.
El Capex de Downstream totalizó US$72 millones, aumentando 13,2% a/a y 95,2% t/t. Durante el 3T20, continuamos realizando trabajos de ingeniería y compras de equipos para las nuevas unidades de hidrotratamiento de gasoil y naftas en nuestras tres refinerías para cumplir con las nuevas especificaciones de combustibles bajo la Resolución N°576/2019 del Ministerio de Economia que entrará en vigencia en 2024.
Además, en septiembre iniciamos los trabajos de mantenimiento en la refinería de La Plata – topping C, unidad de destilación al vacío B y en antorcha III – aprovechando la baja en la demanda. Además, en la refinería Luján de Cuyo, se continuaron las obras para modernizar la Unidad MTBE a ETBE, para que a partir del segundo semestre de 2021 se pueda incorporar etanol directamente a la mezcla de naftas.
A pesar de la situación global, seguimos invirtiendo para mantener condiciones de seguridad para todo nuestro personal y el medio ambiente en las instalaciones de refinación, logística y despacho de productos petrolíferos, tomando todas las precauciones necesarias para minimizar el riesgo de propagación del COVID-19.
Los ingresos del segmento cayeron 27,0% a/a totalizando US$520 millones, atribuible principalmente a una contracción de 42,0% en las ventas de gas natural como productores en el mercado interno y externo – representando 61% de las ventas del segmento – debido a menores precios y volúmenes. La disminución de los volúmenes se explica principalmente por el declive natural de los campos dada la reducción de la actividad por la pandemia. En cuanto a la baja de precios, se debe principalmente a la prórroga de contratos con las empresas distribuidoras, que se llevó a cabo el pasado mes de marzo y no incluyó actualización de su precio, y a los precios más bajos resultantes de las subastas mensuales de centrales eléctricas.
Los costos operativos totales se contrajeron a/a, debido primariamente a menores compras de gas natural de 43,6% a/a por menores precios (-32,9%) y volúmenes (-15,9%) – los volúmenes transferidos del segmento Upstream disminuyeron un 16,7%, mientras que las compras a terceros aumentaron un 275,1%.
Adicionalmente, en el 3T20 se registró un cargo por deterioro del crédito en relación con el Decreto N°1053/2018 – diferencias cambiarias diarias acumuladas con empresas distribuidoras – que ascendió a US$6 millones. Comparado a la provisión de US$118 millones registrada en el 2T20.
El flujo neto de efectivo de las actividades operativas ascendió a US$666 millones en el 3T20, un 44,3% menor a/a fundamentalmente porla caída en el EBITDA Ajustado, parcialmente compensado por una disminución en el capital de trabajo que incluye, entre otros, el cobro de tres cuotas del “Plan Gas”. El flujo de caja operativo se expandió 33,7% t/t principalmente por mejora en la rentabilidad.
El flujo neto de efectivo de las actividades de inversión fue de US$279 millones negativos, disminuyendo 65,0% a/a dado que ajustamos nuestras inversiones para preservar la liquidez. Las inversiones totales en efectivo durante el período se redujeron significativamente, un 76,2% a/a, a US$191 millones, incluyendo las compras de materiales y pagos correspondientes a períodos anteriores. Adicionalmente, durante el trimestre, la posición de activos financieros aumentópor un monto neto de US$88 millones.
El flujo neto de efectivo de las actividades de financiamiento ascendió a US$730 millones negativos, debido principalmente a un endeudamiento neto negativo de US$403 millones (-3,6% a/a) y pagos de intereses por US$251 millones (+3,2% a/a). Durante el trimestre logramos refinanciar con éxito el 58,7% de nuestro bono 2021 (Clase XLVII) luego de concluir la oferta de canje el 31 de julio de 2020. Como resultado de la operación, retiramos un total de US$587,3 millones y emitimos un nuevo bono amortizable con vencimiento final en 2025 (Clase XIII) por US$ 542,8 millones. Adicionalmente, pagamos vencimientos de deuda incluyendo amortizaciones de bonos locales por US$105 millones y bonos globales por US$159 millones.
La generación de efectivo descripta anteriormente, junto con la inversión de la Compañía en bonos soberanos argentinos y letras del tesoro (US$220 millones a valor de mercado), resultó en una posición de efectivo y equivalentes de efectivo de US$1.004 millones al 30 de septiembre de 2020.
Al 30 de septiembre de 2020, la deuda neta consolidada de YPF totalizó US$7.203 millones, una disminución de US$184 millones t/t impulsada por una mejora en la rentabilidad. Durante el trimestre decidimos reducir voluntariamente nuestra posición de caja en US$298 millones dado el alto costo de mantener la mayor parte de nuestra liquidez en pesos. La porción en pesos de nuestro efectivo y equivalentes de efectivo aumentó a 61%, contra 51% en el 2T20 y 22% en el 3T19, a raíz de la comunicación “A” 7030 del Banco Central de la República Argentina que restringe a las corporaciones de mantener activos líquidos en el exterior si desean acceder al mercado cambiario oficial.
Usamos este monto y el exceso de efectivo generado por la mejora en la rentabilidad para reducir nuestros niveles de deuda. En consecuencia, a fines de septiembre, nuestra deuda total se contrajo un 5,6% t/t a US$8.207 millones.
A pesar de la mejora en la rentabilidad t/t, nuestra deuda neta sobre el EBITDA Ajustado de los últimos doce meses fue de 3,7x, ratio superior a los 2,9x reportados en el 2T20 debido al deterioro de nuestro EBITDA en los últimos trimestres.
