La producción total de hidrocarburos de la petrolera bajo control estatal trepó en el primer trimestre a 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes, con fuertes subas en el shale y retrocesos en el segmento convencional donde la empresa ha estado desinvirtiendo.

La producción total de hidrocarburos de YPF trepó en el primer trimestre a 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes, con fuertes subas en el shale y retrocesos en el segmento convencional donde la empresa ha estado desinvirtiendo. La compañía invirtió en el período US$ 1214 millones, un 4% más que un año antes y el 75% de esos fondos fueron destinados a la expansión de la producción no convencional.

En materia financiera, el EBITDA ajustado, los ingresos antes del pago de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, fue de US$ 1.245 millones, un 48% superior al del cuarto trimestre de 2024 y en línea con el resultado del primer trimestre del año anterior. Sin tomar en cuenta el impacto de los campos maduros, el EBITDA hubiera ascendido a los 1.351 millones de dólares.

Producción

La producción total en el primer trimestre fue de 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes. En shale sumó 320.900 barriles equivalentes diarios, un 25,5% más, y en no convencional 206.000, un 11,9% menos. A su vez, el tight aportó 25.200 barriles equivalentes, un 31,1% menos.

La producción de petróleo crudo fue de 269.900 barriles por día en el primer trimestre, un 5,6% más que en mismo período de 2024. En el segmento no convencional sumó 147.300 barriles diarios, el 54,5% del total. La suba interanual en este caso fue del 31,2%, lo que permitió más que compensar la caída en el segmento convencional donde se produjeron 121.200 barriles diarios, un 14% menos que hace un año.

La producción de gas fue de 37,3 millones de m3 diarios, un 2,7% más que en igual período de 2024. En shale llegó a 22,2 millones, un 23,3% interanual y en el convencional 11,4 millones, un 12,6 % menos que hace un año.

Control de costos

Los costos de perforación y completación de pozos disminuyeron a US$ 15,3 por barril equivalente de petróleo, un 12% menos que en el trimestre anterior, cuando se ubicaron por encima de los US$ 17 por barril equivalente, principalmente por una menor exposición a campos maduros y una buena productividad en el bloque de petróleo La Angostura Sur (Hub-Sur).

El costo en el segmento convencional fue de US$ 30,3 por barril equivalente (-7% en la comparación trimestral) y en el no convencional de US$ 5,2 por barril equivalente (-5%). Si se excluyen los campos maduros, el costo total de extracción hubiera sido inferior a US$ 9 por barril equivalente.

Por su parte, el costo de extracción en los bloques shale core hub, donde la empresa tiene 100% de participación, fue de US$ 4,6 por barril equivalente. Esa cifra representó un aumento del 11% principalmente por mayores costos y menor producción del bloque La Amarga Chica, que se espera que retorne a niveles normales en los meses siguientes.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$ 6,6 por barril equivalente, un 2 % en la comparación trimestral, debido principalmente a menores precios de gas natural, parcialmente compensados por mayor producción de gas y mayores precios de petróleo.

Para seguir leyendo haga click aquí

Fuente: EconoJournal