YPF presentó ayer sus resultados financieros del segundo trimestre, marcados por el impacto de una caída del 12% en el precio internacional del petróleo. La compañía registró un flujo de caja libre (free cash flow) negativo de US$365 millones, aunque mejoró frente al rojo de US$957 millones del primer trimestre.
Entre abril y junio, YPF produjo en promedio 248.000 barriles diarios de petróleo: 103.000 provenientes de yacimientos convencionales y 145.000 de Vaca Muerta, lo que representa el 58% del total. Para fin de año, la petrolera prevé superar los 165.000 barriles diarios de producción no convencional.
Las exportaciones de crudo también crecieron: alcanzaron 44.000 barriles por día frente a los 36.000 del trimestre anterior. Sin embargo, la baja del precio promedio del barril, de US$67,9 a US$59,5, golpeó los ingresos. En el mercado local, los combustibles medidos en dólares cayeron un 8% respecto del trimestre anterior y un 10% interanual. YPF conserva el 55% de participación en la venta de nafta y gasoil.
En su tradicional conferencia con inversores, el presidente y CEO, Horacio Marín, explicó que el flujo de caja negativo se debió en gran parte a la venta de yacimientos maduros, operación que tuvo un costo de US$189 millones. Aunque parezca paradójico, vender estos activos no es gratis, sino costoso. El ejecutivo explicó que es una inversión para bajar los costos de operación, lo que se logrará una vez que la compañía sea 100% no convencional, enfocada íntegramente en Vaca Muerta.
Desde el inicio del plan “Andes” para desprenderse de áreas maduras, YPF transfirió 28 de las 30 previstas y devolvió 11 bloques a Chubut y Santa Cruz. Ahora prepara la venta de otros 16 bloques convencionales. “Abriremos estos activos a la desinversión para seguir optimizando el portafolio y hacer a YPF más rentable y resistente a precios bajos del crudo”, dijo Marín.
De hecho, el costo total de extracción promedió US$12,30 por barril equivalente, un 19% menos que antes de la desinversión. Sin los campos maduros, el costo habría sido de US$7,50, según informó YPF.
Desde 2024, la venta de estas áreas implicó una reducción de producción de 61.000 barriles diarios de petróleo y 3,2 millones de metros cúbicos de gas por día. “Sin embargo, vale la pena señalar que eran muy maduros y conllevaban altos costos de extracción, alrededor de US$42 por pozo. Como resultado, durante estos 18 meses, el impacto negativo general en nuestro flujo de caja libre fue de alrededor de US$840 millones. Esta cantidad incluye el flujo de caja operacional y el flujo de caja de salida”, explicó Marín.
YPF también concretó la venta de sus filiales en Brasil y Chile, y cerró plantas químicas deficitarias. “Todas estas medidas fueron claves para nuestro Plan 4×4, porque simplificaron el portafolio y nos permitieron concentrar recursos en Vaca Muerta, nuestro activo más rentable”, dijo Marín. Esto contribuyó a una reducción interanual del 24% en los costos de extracción, según remarcó.
En paralelo, la compañía cerró la compra por US$500 millones de bloques petroleros de la francesa TotalEnergies, ubicados en el norte de Vaca Muerta y ricos en petróleo y gas.
Deuda y perspectivas
YPF cerró el segundo trimestre con una deuda neta de US$8800 millones, equivalente a un ratio de apalancamiento neto de 1,9 veces. Este año enfrenta vencimientos por US$413 millones en el tercer trimestre y US$280 millones en el cuarto, aunque la principal preocupación de los inversores se concentra en 2026, cuando vencen obligaciones por US$2266 millones.
Según el director financiero (CFO), Federico Barroetaveña, “en la segunda mitad del año, el aumento del Ebitda, impulsado por más producción y por la venta de campos maduros, junto con nuevas desinversiones, reducirá el ratio de apalancamiento neto a 1,8 veces hacia fin de año”.
Marín ratificó que YPF invertirá más de US$5000 millones en 2025, pese a la baja del crudo. En el primer semestre, la inversión acumulada fue de US$2374 millones.
