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¿Cuanto invertira YPF en la cuenca San Jorge?

De los 2.700 M de dólares que YPF planea invertir durante este año, tras el proceso de canje de deuda, alrededor de 2.100 corresponden específicamente a la producción y exploración de petróleo y gas, lo que significa un fuerte incremento en relación a lo invertido durante el año 2020. De ese total de desembolsos destinados a los campos petroleros, la cuenca San Jorge representa el 15%, con u$s 320 M, pero se eleva al 40 % al considerar solamente lo planificado para áreas convencionales de todo el país.
El plan de inversiones difundido por la petrolera YPF tiene dos componentes principales: ‘Upstream’ (denominación para lo referente a la producción y búsqueda de petróleo y gas), con u$s 2.100 M; ‘Downstream’ (segmento que involucra a combustibles y lubricantes), con u$s 400 M; un tercer rubro, con 200 M de dólares, involucra otros componentes colaterales a la inversión específica del negocio.
Así, en lo vinculado al ‘Upstream’, lo proyectado este año es un 90 por ciento superior a los desembolsos efectivamente realizados el año pasado, cuando apenas llegó a los u$s 1.100 M. Vale recordar que ese monto fue muy inferior al promedio de los años anteriores, confirmando una tendencia descendente. Sin embargo, después del impacto del coronavirus el año pasado, la crisis de precios del crudo y la caída de venta de combustibles por la cuarentena en el país, el panorama 2021 apunta a iniciar un camino de recupero, según se ponderó desde la compañía.
En ese marco, se anunció que 600 M se destinarán específicamente a la producción de gas natural, a partir de proyectos vinculados con el nuevo Plan Gas Ar.
El rol de la cuenca San Jorge y el récord de Manantiales Behr
La mayor parte de los recursos se destinarán las áreas no convencionales, según el plan de inversiones presentado por la petrolera ante la Bolsa de Buenos Aires, con u$s 1.300 M.
De los 800 M de dólares restantes, para la producción de hidrocarburos en áreas convencionales, la cuenca San Jorge concentrará 320 M de dólares (190 a Santa Cruz y 130 a Chubut, de acuerdo con lo expresado por Sergio Affronti, CEO de la compañía, el 13 de diciembre último en Comodoro Rivadavia.
De ese modo, la inversión en San Jorge representa un 15% sobre el total de lo destinado al ‘Upstream’, pero se eleva al 40% si se considera exclusivamente lo vinculado a los campos convencionales.
En ese marco, la compañía destacó recientemente los resultados positivos en materia de recuperación secundaria y terciaria, citando como ejemplo el área de Manantiales Behr, “bloque en operación desde hace más de 90 años, cerró 2020 con la mayor producción de su historia, aumentando 7,9% respecto al año anterior”, según expresó la compañía en un comunicado oficial.
Recupero de ventas de combustibles y canje de deuda
El programa de trabajo fue confirmado por la compañía tras los resultados obtenidos en su canje de deuda, en el que logró postergar la mayor parte de los vencimientos que debía afrontar en el mes de marzo, por más de u$s 400 M.
“Luego del resultado exitoso del canje de deuda –se aseguró recientemente desde la operadora-, el perfil financiero de la compañía mejoró sensiblemente que se complementó con una exitosa colocación de bonos locales por un total superior a u$s 120 M equivalentes en el mes de febrero 2021. Adicionalmente, la agencia Standard & Poor recientemente elevó en 2 escalas la calificación crediticia que tenía YPF antes del canje de su deuda a CCC+. De esta forma se comenzó a sentar las bases financieras para alcanzar el objetivo de inversión para el año 2021, que permitirá comenzar a revertir la tendencia de declino de producción de los últimos años”.
En cuanto a los resultados financieros, comunicó que año 2020 arrojó “una pérdida neta de u$s 1.098 M equivalentes, recortando en más de u$s 540 en el cuarto trimestre la pérdida acumulada durante los 9 meses al 30 de septiembre”.
En parte, las pérdidas se explican por la abrupta caída en la venta de combustibles, que a diciembre de 2020, seguían entre 7 y 6%, para nafta y gasoil, por debajo de igual mes del año anterior. Sin embargo, esos valores reflejan una mejora en relación al mes de abril, cuando las caídas fueron del 70 y 35 % para ambos combustibles.
De ese modo, el año pudo concluir con una mayor actividad en las áreas petroleras, ya que tras caer a sólo 20 equipos en el segundo trimestre, en el último se elevó a 80 torres en operación. (ADN Sur, Chubut)

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