YPF anunció ayer que perdió USD 1861 millones durante el cuarto trimestre de 2023 y USD 1277 millones en todo 2023. La empresa en la presentación de los resultados financieros atribuyó el descenso de los beneficios a la revaluación de yacimientos convencionales en diversas provincias, a un declive en la venta de gas, al impacto de la devaluación; ambos “parcialmente compensados por mayores precios locales de combustibles medidos en dólares y demanda récord de nafta”, según explica en su informe de resultados consolidados la petrolera de bandera.
Registró ingresos por USD 17.311 millones en todo 2023, cayeron un 8% respecto a 2022 (USD 18.757 millones). El EBITDA ajustado, una medida que permite analizar la rentabilidad operativa de una empresa al ponderar las ganancias sin los gastos financieros y no operativos, arroja resultados negativos similares.
Durante el cuarto trimestre de 2023 la empresa conducida por Horacio Marín registró una EBITDA ajustado de USD 1.082 millones. Un 17% por encima del tercer trimestre (USD 926 millones) y un 16& por encima al cuarto trimestre de 2022 (USD 4.058 millones). Sin embargo, tuvo una caída general de 18% en todo 2023 (USD 4.058 millones) respecto a 2022 (USD 4.947 millones).
La empresa justificó en su informe financiero la caída del EBIDTA en los “menores precios locales de combustibles medidos en dólares, una tendencia bajista en los precios de otros productos refinados y mayores costos operativos, parcialmente compensados por una expansión en niveles totales de producción y procesamiento y el nuevo régimen cambiario para exportadores”.
Campos maduros
La empresa decidió días atrás efectuar un ajuste contable de USD 1800 millones en la valuación de cincuenta y cinco campos maduros cuyas concesiones serán devueltas a las provincias o vendidas. Ello implica un impacto de pérdida a nivel operativo porque concretamente el valor de esos campos decrece.
YPF al reconsiderar la operación de campos maduros convencionales en distintas provincias pretende dirigir su atención a áreas con mayor rendimiento financiero por inversión. Y aquellas cuyos rendimientos entran en una curva descendente venderlas o revertirlas a sus concesionarias, las provincias.
Producción de crudo y gas
La producción de crudo de la empresa creció en el último trimestre de 2023 un 8%, pasó de 236,9 a 255,1 miles barriles por día. Respecto a 2022 el incremento de lo extraído en 2023 fue de un 7%: pasó de 226 miles de barriles por día a 242,9.
La extracción de gas generó 34,4 millones de metros cúbicos diarios durante el cuarto trimestre de 2023. Un 8% menos que el tercer trimestre cuando había extraído 37,5 millones de metros cúbicos. En todo 2023 la producción de gas cayó un 3% respecto a 2022: pasó de 37,5 millones de metros cúbicos diarios en 2022 a 36,2, en 2023.
El 46% de la producción total de 2023 fue shale. La producción de crudo shale continuó registrando una elevada tasa de crecimiento de 27% en 2023, alcanzando 109 miles barriles por día en el cuarto trimestre de 2023. Mientras que las exportaciones de crudo medanito a Chile se estabilizaron en 19 miles barriles por día.
Las inversiones de la empresa fueron de USD 5.684 millones en 2023, un 36% más que en 2022; sin embargo cayeron en el cuarto trimestre (USD 1.466 millones) un 5% respecto al tercero (USD 1.546 millones).
