YPF quiere volver por el bronce de ser reconocida como la empresa que, desde su creación, lidera en la Argentina el desarrollo de los hidrocarburos, y que desde 2012 marca el camino de lo que para muchos es la joya energética del país por sus recursos de clase mundial de gas y petróleo: el no convencional de Vaca Muerta. La resolución favorable del canje de un puñado de bonos que sumaban US$ 6.200 millones de deuda tuvo similar intensidad negociadora a la que el Gobierno nacional llevó adelante con los bonistas privados durante buena parte del 2020. En una pulseada en la que tallaban tenedores de títulos como los fondos de inversión Fidelity, BlackRock, Ashmore, Wellington y Amundi, varios de ellos ya conocidos por la Argentina.
Tras poco más de un mes de negociaciones y cuatro adendas a la propuesta inicial a pedido de los acreedores, YPF pudo anunciar los resultados del canje con una aceptación del 31,8% de los tenedores, incluido el 59,8% de los US$ 413 millones del vencimiento el 23 de marzo, el que más le preocupaba por su inmediatez. La operación mejoró sustancialmente su perfil de liquidez, con una reducción en los pagos de servicio de deuda en torno a los US$ 577 millones para 2021-22, pero aun así este año deberá pagar US$ 304 millones por intereses y US$ 209 millones en amortizaciones de bonos internacionales.
La operatoria fue en realidad el canje del canje, ya que el año pasado la compañía había refinanciado sus obligaciones por US$ 1.000 millones, con una adhesión del 58,4%. Pero las sucesivas modificaciones en el mercado de cambios que impuso el Banco Central desde entonces obligaron a una nueva ingeniería financiera para aliviar aún más el remanente.
El exsecretario de Recursos Hidrocarburíferos José Luis Sureda opinó que “YPF superó el canje de la deuda con un buen trabajo. Pero ese es un problema coyuntural; hay otro estructural, que es la inserción de la política en sus decisiones, lo que puede ser un freno para su management muy calificado a nivel mundial que le puede quitar eficiencia, y eso repercute en el 50% de la industria que representa”. En ese mismo sentido, afirmó que “la suerte de Vaca Muerta está atada a la suerte de YPF, pero también a las regulaciones argentinas y a la credibilidad que tenga el mercado respecto del apego del Estado a esas mismas regulaciones, al no cambio intempestivo de las reglas de juego que también afectan a la empresa”.
Para Sureda, un ingeniero en petróleo y en química que es referente del sector desde mucho antes de su paso por la gestión pública, “YPF en el corto plazo, como cualquier otra empresa, tiene que enfrentar las dificultades para financiarse a altas tasas en dólares y tiene que vivir de su cash flow sin comprometer su futuro, pero todo indica que va a tener restricciones para invertir más allá de haber podido reestructurar su deuda”.
La actual gestión de la compañía destaca que el logro alcanzado redunda en la liberación de recursos que serán destinados a inversiones productivas no solo en sus áreas concesionadas de crudo y gas en Vaca Muerta, sino también en sus operaciones convencionales del Golfo de San Jorge y en los proyectos de exploración off shore, donde el lecho submarino encierra tantas expectativas como riesgo sobre sus recursos.
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La liquidez apoyará su plan de inversión de US$ 2.700 millones para 2021, que está por encima de su plan de gastos de US$ 1.600 millones de 2020, pero muy por debajo de su desembolso de US$ 3.600 millones en 2019 y casi la mitad de los US$ 5.200 millones de 2015.
De esos US$ 2.700 millones, YPF tiene planificado invertir US$ 2.100 millones en los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo, de los cuales US$ 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas.Ar. Adicionalmente, durante la vigencia de los contratos enmarcados en ese programa de incentivo al 2024, las inversiones superarán los US$ 1.500 millones, perforando más de 250 pozos.
El CEO de la compañía, Sergio Affronti, fue explícito en marcar el nuevo camino al afirmar que “se abre una etapa similar a la que YPF encabezó en 2014 con la llamada Ley de Hidrocarburos 27.007, que aseguró la primera ola de inversiones entre YPF y los socios internacionales ?todos grandes players globales de la industria? que fueron llegando de su mano, como Chevron, Petronas, Dow, Shell, Equinor.
“Tenemos la intención de generar una segunda etapa de inversiones, que dispare un boom de producción de petróleo y gas junto con la promoción de proyectos industriales de integración que generen importantes volúmenes de exportación, valor agregado y aumenten significativamente las divisas para el país, clave para su desarrollo”, acaba de asegurar ante los inversores la mayor referencia que tiene YPF tras la salida del canje.
LA LIQUIDEZ GENERADA POR EL CANJE DE DEUDA DE YPF APOYARÁ EL PLAN DE INVERSIÓN DE US$ 2.700 MILLONES EN LOS NEGOCIOS DE UPSTREM Y GAS NATURAL.
Martina Gallardo Barreyro, Vice President - Senior Analyst de Moody's, destacó que el cierre del canje le permitió liberar a la compañía, para 2021 y 2022, unos US$ 577 millones que podrá redireccionar a inversiones. “Pero esa operación no lo es todo -aseveró-, y la meta de invertir este año unos US$ 2.700 millones deberá cubrirse en parte del cash flow fortalecido por las reducciones de costos bastante significativas que pudo hacer durante 2020, y por otro lado la mejora en la demanda y en los precios de productos refinados, que son en definitiva la parte más importante de sus ingresos”.
Para la directiva de la calificadora de riesgo crediticio, el escenario de nuevo financiamiento en los próximos 18 meses para YPF “va a tener que venir pura y exclusivamente del mercado local, ya que, si bien la disponibilidad de fondos a nivel internacional es mucho mayor, se encuentra virtualmente cerrado para las empresas argentinas. Pero una alternativa que tendrá disponible será la venta de activos no estratégicos que podrían contribuir a anclar las inversiones y revertir la tendencia declinante de su producción”.
Y, en ese sentido, las calificadoras pronostican de manera casi coincidente un escenario estable a mediano plazo para YPF basado en la recuperación de los precios internacionales de petróleo, la reducción de intereses de los próximos dos años y la flexibilidad de la compañía para administrar su plan de inversiones.
"EL FINANCIAMIENTO INMEDIATO VA A TENER QUE VENIR DEL MERCADO LOCAL, YA QUE EL INTERNACIONAL ESTÁ VIRTUALMENTE CERRADO PARA LAS EMPRESAS ARGENTINAS”.
Como toda batalla, las filas ypefianas tuvieron su mayor baja con la salida del presidente Guillermo Nielsen, el economista y exfuncionario de Néstor Kirchner que, con la experiencia de dos canjes de deuda a cuestas, llegaba a resolver la crisis financiera heredada por la petrolera. La otra secuela visible es simbólica, y es el cartel de venta que cuelga de la Torre Pelli, donde YPF tiene sus oficinas corporativas de Puerto Madero, signo de las necesidades de caja que aún afronta la petrolera.
Con la llegada del santacruceño Pablo González como número uno, la compañía renueva objetivos que permitan consolidar su rol como el mayor productor de petróleo y gas en Argentina, con una participación del 42% y 33% respectivamente, y con una sólida posición competitiva en downstream, con más de 1.600 estaciones de servicio que le permiten un control del 56% del mercado de combustibles y más de la mitad de la capacidad de refinación del país con 319.500 barriles por día.
Así, las renovadas perspectivas para 2021 permiten proyectar que la rentabilidad se recuperará a medida que la demanda se normalice aún más tras el desplome por la pandemia, y los niveles de eficiencia alcanzados en el costo de las operaciones se consoliden. Sin dudas, un aporte inestimable también resulta el incremento sostenido del precio internacional del crudo Brent, que desde fines de diciembre remontó una escalada hasta superar holgadamente los US$ 65 el barril, y la recomposición de los valores en los surtidores -el corazón del negocio de YPF y la mayor fuente de ingresos-, con aumentos mensuales desde agosto que se acumulan en torno al 35%.
El punto de partida es cuesta arriba, como mostró en sus resultados de 2020, los que arrojaron una pérdida de US$ 1.098 millones, con una producción total de hidrocarburos que alcanzó los 467.000 barriles de petróleo equivalentes por día, un 9% inferior respecto de 2019, afectada especialmente por el freno en la actividad de la pandemia. En términos de costos, la compañía continuó con sus esfuerzos por ganar eficiencia llevando a una reducción cercana al 30% en 2020 en comparación con el año anterior.
