La producción shale de YPF rompió todos las previsiones y creció más del 40% en Vaca Muerta

Con el foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias permanentes y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar sólidos resultados operativos y financieros durante el tercer trimestre del año en un contexto de alta volatilidad.

Al presentar al mercado, la petrolera informó que la producción de crudo shale alcanzó 170 mil barriles día, lo que representa un crecimiento del 43% interanual, incluso luego de deducir la venta de la participación del 49% en Aguada del Chañar.

En octubre, la producción shale continuó en aumento hasta llegar a los 190 mil barriles día, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.

Actualmente, el shale oil representa el 70% de la producción total de petróleo de la compañía. Esta estrategia, que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros, permitió mejorar los costos en aproximadamente u$s1.300 millones anuales respecto de hace dos años.

Como dato operativo, completó el pozo más largo de la historia en Vaca Muerta con una longitud de 8.200 metros y a principios de octubre logró perforar un pozo shale de casi 6.000 metros en un tiempo récord de 11 días, una marca que refleja también el incremento de eficiencias operativas mediante al adopción de modalidades de trabajo factoría. 

Los resultados de YPF en alza

Por el lado del downstream, es decir, el segmento de refinación y comercialización, las ventas de combustibles se incrementaron un 3% respecto al trimestre anterior y las refinerías alcanzaron el nivel de procesamiento más alto de los últimos 15 años.

En el plano financiero, el EBITDA ajustado ascendió a u$s1.357 millones, un 21% más que en el trimestre anterior, gracias al crecimiento de la producción de petróleo shale y la significativa reducción - de casi 30% - del costo de extracción debido a una menor exposición a campos maduros.

Las inversiones totalizaron los u$s1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó a los desarrollos no convencionales, donde YPF continúa batiendo récords operativos. Si bien la inversión fue menor entre trimestres, se explica por menores costos y eficiencias logradas.

Finalmente, la compañía obtuvo financiamiento por u$s1.200 millones a través de un préstamo financiero sindicado con 10 bancos internacionales por 700 millones de dólares y la reapertura de un bono internacional a 2031 por u$d500 millones a una tasa del 8.25%, la más baja de los últimos 8 años.

Los proyectos en marcha

YPF también repasó los avances de sus principales proyectos estratégicos, en particular las obras del Vaca Muerto Oil Sur (VMOS) que registra un avance del 35%. En los primeros días de noviembre, se completaron los trabajos de soldadura del oleoducto, que posee una longitud de alrededor 440 kilómetros.

VMOS es un proyecto que demanda una inversión de u$s3.000 millones, para lo cual el consorcio de empresas locales que participan lograron un financiamento de u$s2.000 millones por parte de un consorcio de bancos internacionales. La obra permitirá la exportación de unos 550.000 barriles de crudo diarios para 2027, lo que significarán ingresos por unos u$s15.000 millones al año.

En cuanto a Argentina LNG, a comienzos de octubre, YPF y Eni firmaron el Technical FID (Decisión Final Técnica de Inversión) para el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA ampliable a 18 MTPA si se decide la incorporación de Shell.

La semana pasada, YPF y ENI firmaron un acuerdo preliminar con la firma XRG, el brazo internacional de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi) para avanzar en su incorporación al proyecto.

En este caso, el financiamiento es largamente muy superior, ya que se estima que requerirá solo en infraestructura una inversión de al menos u$s17.000 millones y otros u$s13.000 millones en la producción de pozos en Vaca Muerta. El proyecto contempla otro ducto de 437 kilómetros exclusivo, y fundamentalmente dos unidades flotantes de licuefacción del gas que empezaran a producir en 2029 y 2030.