Shale como motor del crecimiento
En el cuarto trimestre, la producción de crudo alcanzó los 269,8 mil barriles por día (kbbl/d) (+5% QoQ, +6% YoY), con un fuerte impulso del shale, que representó el 51% del total tras expandirse un 26% interanual a 138,1 kbbl/d. La exportación de crudo a Chile promedió los 40,8 kbbl/d, duplicando los niveles del año previo.
El lifting cost del segmento no convencional bajó a US$ 5,2 por boe, mientras que en el core hub alcanzó los US$ 4,2, evidenciando mejoras operativas. En contraste, el lifting cost total (incluyendo convencional) subió a US$ 17,3 por boe.
En gas natural, la producción fue de 34,3 Mm3/d, sin variación anual pero con un retroceso del 15% QoQ. En tanto, la producción de NGL cayó 29% QoQ y 11% YoY por la parada de mantenimiento en la planta Mega.
Reservas y pozos
Al cierre del año, las reservas probadas (P1) de shale se incrementaron 13% YoY a 854 Mboe, representando el 78% del total. El índice de reemplazo de reservas fue de 1,9x, con una vida útil de 8,3 años.
Durante 2024 se perforaron 207 pozos, un 14% más que el año anterior. En Palermo Aike, YPF concluyó el primer pozo horizontal con buenos resultados iniciales pese a su alto corte de agua (85%), reforzando el interés en esta formación como potencial segundo polo no convencional.
Proyecto Andes
La compañía avanzó con su plan de desinversión en activos convencionales, que representaban 60% del crudo convencional y 40% del gas convencional, pero aportaban menos del 1% del EBITDA. Ya se firmaron acuerdos por 25 áreas y se sumaron 7 bloques adicionales en Tierra del Fuego. El CEO anticipó que YPF buscará abandonar completamente la operación convencional para 2026.
Esta estrategia permitiría reducir el lifting cost total a la mitad en 2025, hasta US$ 8 por barril, y llevaría al shale a representar 80% de la producción total.
Nuevas concesiones y offshore
Durante el primer trimestre de 2025, YPF obtuvo cuatro nuevas concesiones no convencionales en Neuquén, comprometiéndose a invertir en infraestructura vial y un gasoducto de 16 km en Añelo.
En el frente offshore, continúa la exploración en siete bloques, incluyendo el CAN-100, donde el pozo perforado bajo el proyecto Argerich fue clasificado como seco. A pesar de ello, la Cuenca Argentina Norte sigue siendo considerada de alto potencial.
Movimientos estratégicos
En enero de 2025, YPF adquirió Mobil Argentina S.A. por US$ 327 millones, incorporando el 54,45% de Sierra Chata, un bloque de gas shale con una producción de 4,8 MMm3/d, operado por Pampa Energía.
Por otro lado, la malaya Petronas evalúa la venta de su participación en La Amarga Chica, un bloque altamente productivo operado por YPF, lo que podría redefinir el mapa de socios en Vaca Muerta.
Perspectivas y valuación
De cara al futuro, se destaca el inicio de operaciones del oleoducto Oldelval ampliado en abril de 2025 y la expectativa por el oleoducto Vaca Muerta Sur, que impulsaría las exportaciones a partir del segundo semestre de 2026.
La petrolera ajustó sus supuestos de precios a la baja, previendo un Brent promedio de US$ 70, lo que implica un impacto negativo del 5% en el EBITDA proyectado.
En este contexto, un precio objetivo de US$ 62 por ADR y de AR$ 80.600 por acción parece razonable, dado que representa un múltiplo de 4,5x FV/EBITDA 2026E.
La recomendación pareciera ser Comprar. La recomendación pareciera ser Comprar.
"La compañía bajó su valor en 4 meses de US$ 22.500 millones a US$ 17.500 millones"
Tal como informó Urgente24 en: "La compañía bajó su valor en 4 meses de US$ 22.500 millones a US$ 17.500 millones"
lEl ingeniero químico a cargo de la compañía petrolera agregó en LN+: “tuvimos en YPF algún momento los mismos valores históricos que la compañía había logrado con Repsol”.
Se trata de una compañía privada pero el Estado tiene la mayoría de las acciones. Su CEO fue brutalmente honesto al explicar el incremento en los combustibles que padecen los automovilistas de Argentina”.
"La devaluación mensual, el crawling peg, y la suba de impuestos hicieron que el litro de nafta aumentara en las estaciones de servicio. Argentina no está acostumbrada al libre mercado y hoy pagamos por cada tanque un valor similar al internacional" sostuvo el CEO.
Lo que ocurre es que Argentina tiene autoabastecimiento y por ello podría pagar menos como ocurre en las naciones que son productoras.
“Vamos a ver en vivo cada surtidor del país. Será como un minuto a minuto de la TV. Eso nos va a permitir saber al instante còmo se encuentra el mercado”.
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