YPF inicia un repliegue táctico en campos maduros para cuidar su flujo de caja

YPF inició en los últimos 30 días una readecuación quirúrgica de su operación en yacimientos de todo el país como resultado de la incertidumbre y deterioro de la economía argentina. La petrolera bajo control estatal bajó al menos cuatro equipos de perforación en Mendoza, Neuquén y Chubut, según la base a relevamiento entre empresas de servicios. También salieron de operación algunas unidades de workover que se utilizan en la terminación de nuevos pozos. No se trata de un ajuste de gran escala, sino más bien un repliegue táctico que probablemente incluya un recorte en el opex (gastos en operación), pero no del Capex (inversiones) previsto para 2019.

“YPF tiene la misma cantidad equipos que a principios de año a pesar de la reducción en los desarrollos de gas como consecuencia de la sobreoferta. Puede pasar que una campaña de perforación termine antes que empiece otra y que temporalmente haya algún equipo menos pero la tendencia es que la cantidad de equipos operados siga en crecimiento en los próximos 12 meses”, respondieron desde la compañía ante la consulta de este medio.

Lo cierto es que la operadora —la mayor productora de hidrocarburos del país— dio de baja el último mes dos equipos contratados con la firma San Antonio, uno con Nabors y otro de Quintana cuyo contrato expiró a fines de abril y no fue renovado.

“En total, se cesantearon unos 8 o 9 equipos torre (incluyendo también los workover) a nivel nacional”, indicaron desde una contratista. Son equipos que estaban emplazados en campos convencionales de petróleo y también de gas.

Cuidar la caja

¿Qué busca YPF con estas decisiones? Bajar al máximo su estructura de costos. El obetivo es cuidar la caja. Daniel González, CEO de la empresa, sabe que enfrentará una segunda mitad del año compleja, signada por la incertidumbre y volatilidad de las variables clave de la economía.

  •  El 60% del cash flow proviene de la venta de combustibles. Cuando la campaña electoral ingrese en la recta final, a partir de agosto, ¿podrá seguir aumentando los precios de las naftas en línea con la evolución de la inflación y el tipo de cambio? Por la devalución y la performance del precio internacional del barril, directivos de la petrolera advierten que el atraso en surtidores supera, en algunos productos, el 15% para converger con la paridad de importación. Es difícil que la política de YPF de aplicar pequeñas subas mensuales para ir limando ese margen se mantenga durante todo el segundo semestre.
  • ¿Qué pasará con los precios del gas, que bajaron sensiblemente en los últimos seis meses afectando la rentabilidad del negocio? YPF produjo en el primer trimestre del año un 20,6% menos que en el mismo período de 2018. No fue un problema por malos resultados en el Upstream. La baja obedece a la falta de mercado. La participación de YPF en ese negocio se vio afectado fundamentalmente por el ingreso de Tecpetrol, que apalancado por las compensaciones previstas por la resolución 46, logró quitarle a la petrolera bajo control estatal una porción importante de su market share. La caída en el mercado de gas es la principal causa que explica el tropiezo en el balance del primer trimestre de YPF, que cerró con un resultado neto negativo de $ 8153 millones (unos US$ 200 millones).

¿Qué puede hacer la petrolera frente a esta situación, acentuada además por la falta de financiamiento externo por la suba del riesgo país? Lo que está haciendo. Repasar en detalle su estructura de costos para ver qué gastos puede suprimir a fin de priorizar los proyectos más rentables dentro del porfolio de la compañía, fundamentalmente los ubicados en Vaca Muerta. Desde esa óptica se entiende que se levante un equipo de perforación en los campos maduros del Golfo San Jorge o que se corten los trabajos en yacimientos convencionales de petróleo en el norte de Neuquén y Mendoza.

El foco está hoy en mantener y aumentar las inversiones en yacimientos no convencioles en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. La petrolera quiere dinamizar aún más la producción de shale oil en áreas como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. El desarrollo de esos campos de crudo liviano está blindado porque apuntan al mercado de exportación.

Por Nicolas Gandini
Econojournal

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