Los desembolsos serán destinados principalmente a proyectos relacionados con compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas
La petrolera argentina YPF , controlada por el Estado registró una ganancia neta de US$ 539 millones en el cuarto trimestre del 2020, revirtiendo la tendencia de fuertes pérdidas que tuvo el resto del año pasado por la pandemia de coronavirus.
En el tercer trimestre, la empresa -que controla gran parte de la formación no convencional Vaca Muerta- tuvo una pérdida neta de US$ 482 millones de dólares. YPF cerró 2020 con una pérdida total de 1.098 millones de dólares.
Planea invertir US$ 2.700 millones durante 2021 y del tota,l US$ 2.100 millones se destinarán a los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo.
US$ 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas.
“Durante la vigencia de los contratos enmarcados en el nuevo Plan Gas (2021- 2024), las inversiones superarán los USD 1.500 millones, perforando más de 250 pozos, incluyendo áreas operadas y no operadas”, destacó la compañía.
El año fiscal 2020 estuvo marcado por los efectos del inesperado brote del COVID-19 y la caída en los precios del crudo.
Fue un año extremadamente desafiante para la industria del petróleo y gas a nivel mundial, e YPF no fue la excepción. Afectó sus operaciones y estrategia.
YPF reaccionó rápido y decisivamente ajustando la actividad y la producción, mientras se buscaban eficiencias de costos, para preservar la sostenibilidad financiera de largo plazo de la compañía.
+ Se creó el Comité Semanal de COVID-19, quien continúa monitoreando que los servicios y operaciones críticas se ejecuten con el mayor cuidado para nuestros empleados, proveedores y clientes. Más del 90% de las personas cuyas posiciones no requieren interacciones cara a cara siguen trabajando de manera remota. A pesar de los desafíos que presenta la pandemia, se ejecutaron grandes obras de mantenimiento en la Refinería La Plata y se retomaron las actividades de construcción en nuestra filial YPF Luz – nuestro pilar en la transición energética – que logró la puesta en marcha de varios proyectos de generación eléctrica por un total de 411MW, tanto de energía térmica como renovable.
+ Durante 2020 mantuvimos nuestro enfoque en la sustentabilidad, lo que se reflejó en la mejora significativa en nuestra posición en el ranking de referencia dentro del sector de petróleo y gas al décimo lugar, basado en la participación voluntaria en la Evaluación de Sustentabilidad Corporativa designada para el Índice de Sostenibilidad Dow Jones.
+Se incluyó a YPF en el "Anuario de sustentabilidad" de S&P, que incluye empresas con prácticas de sustentabilidad y ESG de primer nivel, ubicándose en el 15% superior entre las empresas de petróleo y gas.
+ Los ingresos disminuyeron un 31,8% a/a debido principalmente a una disminución en las ventas de combustibles durante el año. La demanda de productos refinados se redujo significativamente, impulsada por una disminución del 29,9% en el volumen de naftas y del 11,1% en gasoil (o -15,2% excluyendo ventas a CAMMESA). El peor récord mensual fue en el mes de abril, cuando los volúmenes de nafta y gasoil se contrajeron alrededor de un 70% a/a y un 35% a/a respectivamente, debido al impacto de las estrictas medidas de aislamiento establecidas a fines de marzo de 2020. Desde entonces, la demanda ha mejorado de forma gradual pero constante, con cifras en diciembre que muestran una contracción de 7% a/a y 5% a/a para la nafta y el gasoil, respectivamente.
+ La tendencia a la baja de los precios de realización en dólares de nuestros principales productos también contribuyó a la contracción. Sin embargo, una vez que la demanda mostró signos de recuperación, logramos comenzar desde agosto con ajustes periódicos en el surtidor, lo que nos permitió estabilizar nuestros precios netos en dólares. Sin embargo, incluso después de estos aumentos acumulados, nuestros precios netos medidos en dólares aún se ubicaron alrededor de un 15% por debajo de los niveles de 2019 y aproximadamente un 30% por debajo del promedio de los últimos 10 años.
+ Aprovechamos la pandemia como una oportunidad para embarcarnos en un plan de reducción de costos para toda la compañía, logrando una reducción en los costos estructurales del 20% aproximadamente.
El plan se basó principalmente en: 1) un Programa de Retiro Voluntario que resultó en una reducción del 13% en la plantilla de trabajadores fuera de convenio, con un costo total de alrededor de US$125 millones con un período de repago cercano a los 2 años; 2) un diálogo constructivo con los líderes de los diferentes sindicatos para llegar a acuerdos para flexibilizar las condiciones laborales e introducir compensaciones atadas a indicadores de desempeño que deberían generar ahorros significativos en las actividades de perforación, terminación, workover y pulling; 3) revisión de todos los contratos con proveedores (ya hemos renegociado alrededor del 90%) y revisamos buena parte de nuestros procesos operativos internos, logrando importantes ahorros en actividades claves.
+ El EBITDA Ajustado del año se ubicó en US$1.454 millones, contrayéndose 59,7% a/a, ya que las eficiencias de costos alcanzadas este año no fueron suficientes para compensar la caída en las ventas. Cabe destacar que esta cifra se vio severamente influenciada por cargos no recurrentes que afectaron este año principalmente relacionados con costos extraordinariamente altos de paradas de equipos y servicios (stand-by), el costo de nuestro Programa de Retiro Voluntario, la revocación del Decreto N°1053/2018 y el cargo relacionado con la terminación del contrato de FLNG con Exmar. Al ajustar por estos cargos no recurrentes, el EBITDA normalizado habría alcanzado los US$2.029 millones, o un 39,6% más que la cifra ajustada.
+ El Capex se redujo significativamente para mantener la prudencia financiera y priorizar poder seguir honrando nuestros compromisos. El Capex total del año alcanzó los US$1.554 millones, contrayéndose un 56% a/a. Esta drástica reducción en las inversiones tuvo un impacto muy significativo en nuestra producción de crudo y gas, que disminuyó un 9,2% a/a, acelerando la tendencia de declino de la producción de los últimos 5 años.
+ La producción total de hidrocarburos alcanzó los 467,0 Kboed. Inicialmente, detuvimos los trabajos de perforación y terminación para garantizar la seguridad del personal involucrado y adaptarnos al nivel de producción necesario para satisfacer la demanda. Posteriormente, la actividad se mantuvo en niveles muy bajos para priorizar la liquidez. Sin embargo, a medida que se flexibilizó de aislamiento y la 5 Clasificación YPF: No Confidencial Clasificación YPF: No Confidencial demanda comenzó a recuperarse, reanudamos gradualmente la actividad en los pozos. A fin de año, teníamos más de 80 torres en operación, incluyendo torres de perforación, workover y pulling.
+ También hemos continuado con nuestros esfuerzos para mitigar el declino natural de los campos convencionales con resultados alentadores en la recuperación secundaria y terciaria. Como ejemplo, Manantiales Behr, un bloque en operación desde aproximadamente 90 años, cerró el 2020 con la mayor producción histórica, aumentando 7,9% a/a. En enero de 2021, una vez más, se estableció un nuevo récord en Manantiales Behr con una producción que alcanzó los 24,1 Kbepd (+14,2% a/a), gracias a la innovación y la tecnología EOR que nos permite mejorar el factor de recuperación de petróleo.
+ Si bien nuestras reservas probadas de hidrocarburos totales se han mantenido relativamente estables durante la última década, con un promedio cercano a los mil millones de BOEs, lo que demuestra nuestra profunda base de recursos, esta cifra se contrajo a 922 millones en 2020 (o -14,1% a/a) dado el impacto negativo de los menores precios en nuestra certificación y la reducción en la actividad de inversión, que excedieron las adiciones relacionadas con la reducción de costos. A pesar de esto, las reservas se han visto afectadas positivamente por un aumento del 5,3% a/a en las reservas netas de shale, que crecieron hasta representar el 39% del total de reservas probadas, frente al 31% en 2019.
+ A mediados de noviembre, el Gobierno lanzó el Nuevo Plan Gas que debería brindar visibilidad a mediano plazo y mejorar la perspectiva del sector de gas en Argentina. El 15 de diciembre nos adjudicaron un contrato a 4 años por 20,9 Mm3/d de la cuenca Neuquina, que representa alrededor del 60% de nuestra producción total consolidada, a un precio promedio de US$3,66/MMBTU. El 40% restante de nuestra producción seguirá los precios del mercado. Esta estabilidad de precios y volúmenes ha incentivado nuestra reanudación de la actividad en este segmento. Las inversiones totales en 2021 ascenderán a US$500 millones, lo que representa más del 80% del Capex total destinado al gas natural. Durante la vigencia del plan (2021-2024), las inversiones superarán los US$1.500 millones, perforando más de 250 pozos, incluyendo bloques operados y no operados. Los principales proyectos que proporcionarán nueva producción en el futuro inmediato son principalmente aquellos en los que tenemos un 100% de participación y son operados por nosotros, como Rincón del Mangrullo y Aguada de la Arena. Otros proyectos como La Calera y Río Neuquén, donde tenemos JV, también contribuirán en 2021, pero tendrán una contribución más significativa en los próximos años.
+ Desde que retomamos la actividad, hemos visto una mejora significativa en la velocidad de fractura (medida en etapas por día), mejorando un 34% a/a en 2020. Además, en enero hemos alcanzado nuestro récord histórico en términos de etapas por mes con 412 fracturas, superando las 385 de septiembre de 2019. También hemos perforado nuestro pozo horizontal más largo en Vaca Muerta en Bandurria Sur, el LCav-45h, que alcanzó una longitud lateral de 3.800 metros y un IP de 2.200 bbl/d. En cuanto a la actividad convencional, hemos logrado una reducción anual promedio del 16% en el tiempo de intervención de pulling (o 26% cuando sólo se mira el 4T20).
+ Durante este año particular, hemos priorizado nuestra sostenibilidad financiera. La deuda neta ascendió a US$7.076 millones a fines de 2020, una disminución de US$488 millones a/a, ya que la decisión temprana de reducir el Capex logró compensar la reducción del flujo de efectivo de las operaciones.
Además, y dadas las preocupaciones del mercado sobre el vencimiento de nuestra deuda de US$1.000 millones de marzo de 2021, logramos llevar a cabo con éxito una oferta de canje voluntaria en julio de 2020 que alcanzó un nivel de aceptación del 58,7%, aliviando significativamente nuestras necesidades de refinanciamiento de corto plazo.
Política Online
La calificadora internacional Standard & Poor mejoró la nota de las obligaciones negociables internacionales de YPF luego de que la petrolera completara el canje de su deuda.
La agencia mejoró de "CCC-" a "CCC+" la calificación de la deuda, lo que representa una mejora de dos escalas respecto de la nota que tenía YPF antes de lanzar el jefe.
El reporte de S&P destaca la capacidad que tuvo la compañía para completar el canje de una parte importante de su deuda, reduciendo significativamente el pago de capital e intereses de los próximos dos años y extendiendo la madurez de su deuda, lo que le va a permitir incrementar sus niveles de inversión y revertir el declino de la producción de crudo y gas.
También destaca la sólida posición de YPF en el mercado de deuda y su excelente relación con los bancos que logró gracias a que cumplió históricamente con todas sus obligaciones financieras.
Por último, el reporte pronostica un escenario estable a mediano plazo para YPF basado en la recuperación de los precios internacionales de petróleo, la reducción de intereses de los próximos 2 años y la flexibilidad de la compañía para administrar su plan de inversiones.
