Los números del balance de YPF hablan por sí solos y reflejan la magnitud del atraso en el precio de los combustibles. Luego de un gran 2022 para la petrolera, sus ingresos empezaron a caer paulatinamente durante este año y en el tercer trimestre terminaron ocasionando una pérdida de 137 millones de dólares.
Para tomar dimensión del impacto del congelamiento de naftas, cabe recordar que en el mismo trimestre del año anterior la compañía registró una ganancia de 693 millones. Es decir, un derrumbe del 120% en su resultado neto.
Por su parte, el acumulado anual marca que el 2023 todavía tiene un saldo positivo con una ganancia de 584 millones a raíz del dinamismo de los primeros meses del año, pero al compararse con el mismo periodo del 2022 representa una merma de casi 1.200 millones de dólares.
El fenómeno se explica en gran parte por la caída de ingresos trimestrales del 16%, lo que significó unos 1.000 millones de dólares menos que durante el mismo trimestre del 2022. El origen de esta pérdida se encuentra claramente en el precio de los combustibles, que disminuyeron un 21% en dólares en el caso del gasoil y un 11,6% en naftas de forma interanual.
En consecuencia, a pesar de haber alcanzado el mayor volumen trimestral de venta de combustibles en la historia de la Compañía, creciendo un 3% t/t y 2% en términos interanuales, los ingresos totales se contrajeron un 4,6% en gasoil y un 1% en nafta respecto comparado con el segundo trimestre del 2023.
El mercado de gasoil simboliza el 34,7% de los ingresos de YPF, mientras que el de naftas acapara el 18,3% de los mismos. De ahí el golpe recibido por esta vía. El resto de los ingresos de la petrolera se compone por la venta de gas a terceros y las exportaciones de crudo, jet fuel y petroquímicos, todos con resultado positivo.
En particular, los ingresos por exportaciones aumentaron un 21,6% en términos secuenciales, variación explicada principalmente por las mayores exportaciones de petróleo crudo a Chile a través del oleoducto trasandino.
La producción de hidrocarburos, por su parte, promedió los 520 Kboe/d, con un incremento del 1% con respecto al trimestre anterior, y 3% en términos interanuales, especialmente impulsada por una expansión del 5% en producción de crudo, donde el shale fue el componente más dinámico con un salto del 20%.
El gas natural tuvo un comportamiento inverso, con una caída del 2,3% interanual a partir de un declive del 10,6% del convencional que no logró ser compensado por el aumento del shale (6,5%).
Al mismo tiempo, los precios de estos hidrocarburos también jugaron en contra a raíz de la política oficial de trasladar las pérdidas al segmento upstream con la imposición de un barril criollo de 56 dólares. De este modo, el precio del crudo cayó un 9,9% interanual en dólares y el del gas lo hizo en un 2,8% por un factor estacional.
La parte positiva de la presentación de resultados fue que el nivel de inversiones aumentó un 36% y marca un crecimiento acumulado del 52% en dólares en lo que va del año. Eso sí, con menor cash flow para financiar este programa, la compañía debió recurrir a un mayor endeudamiento, el cual se incrementó un 16%.
