La empresa YPF registró en el tercer trimestre del año una ganancia neta de $23.000 millones, luego de consolidar por segundo período consecutivo un beneficio antes de impuestos e intereses (Ebitda) superior a los US$ 1.000 millones, un resultado que refleja la recuperación de la actividad.
La compañía, en una nota presentada a la Bolsa, también destacó que la producción de hidrocarburos creció 17% respecto al último trimestre de 2020 y 7% contra el trimestre previo, a partir del impulso en gas natural que alcanzó niveles históricos, como resultado de la actividad desplegada en el marco del nuevo Plan Gas.Ar.
En el tercer trimestre del año "la rentabilidad de la compañía se mantuvo sólida" con un Ebitda ajustado de US$ 1.154 millones, superando el umbral de los US$ 1.000 millones por segundo trimestre consecutivo y una ganancia neta de $23.000 millones, expandiéndose 6,5% contra el período inmediato anterior.
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"Si bien los precios locales del crudo y los combustibles no estuvieron completamente alineados con las paridades internacionales, continuamos beneficiándonos de los altos precios globales, particularmente en los productos no combustibles como los petroquímicos", señaló la empresa en la nota enviada al mercado.
La compañía, además, aceleró su plan de inversiones con foco en el crecimiento de la producción de petróleo y gas, y así durante el tercer trimestre, YPF invirtió US$ 700 millones, lo que representa un crecimiento del 20% respecto al trimestre anterior, casi triplicando los niveles del tercer trimestre de 2020.
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 496.000 barriles de petróleo equivalente por día, lo que representa un crecimiento del 17% respecto al último trimestre de 2020 y una expansión del 7% respecto del trimestre anterior, con el gas natural liderando la recuperación (14%) como resultado de la actividad desplegada a partir de los incentivos previstos en el nuevo Plan Gas.Ar.
La actividad de shale sigue siendo el foco primario, representando un tercio de la producción consolidada de la empresa, y la producción de crudo de shale promedió 52,1Kbbl/d en el 3T21 (+27,7% a/a), mientras que la producción de shale gas en las áreas operadas alcanzó un récord histórico de 10,3Mm3/d (+120,5% a/a).
"Continuamos acelerando el ritmo de inversión (+19,8% t/t), alcanzando el mayor número histórico de pozos horizontales completados en un trimestre, a la vez que mantuvimos un nivel saludable de pozos perforados pero no terminados /(Ducs)", agregó la compañía en su comunicado a la Bolsa.
Las ventas domésticas de combustibles retomaron su tendencia de recuperación luego que las restricciones a la movilidad disminuyeran con el avance de la vacunación y la disminución de casos de coronavirus, alcanzando los niveles prepandemia, lo que permitió que las ventas locales de nafta y gasoil crecieran 22,4% y 7,9%, respectivamente.
Por el lado del downstream -el segmento de la refinación y comercialización de combustibles-, las ventas domésticas de combustibles alcanzaron niveles prepandemia con una expansión del 22% en naftas y 8% en gasoil respecto al trimestre anterior.
Los gastos operativos totales del trimestre se expandieron 6,3% secuencialmente, principalmente como resultado de mayores niveles de actividad junto con una combinación negativa de variables macro como inflación, salarios y devaluación.
No obstante, a pesar de lo último, el OPEX acumulado de los primeros 9 meses del año se situó un 15,3% por debajo de los niveles prepandemia, lo que pone de manifiesto que las eficiencias de costos se mantienen.
El flujo de caja antes de tomas netas de deuda fue positivo por sexto trimestre consecutivo en US$144 millones –acumulando US$740 millones durante los 9M21–, lo que permitió continuar reduciendo la deuda neta en US$44 millones en el trimestre y US$621 millones en lo que va del año, lo que hace que los compromisos de pagos sumen en la actualidad US$6.455 millones.
Con información de Télam
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