YPFD YPF S.A.
Re: YPFD YPF S.A.
Y dijo algo la corte de apelaciones? todavia no encontré ninguna noticia.
Re: YPFD YPF S.A.
GNL argentino: ya hay más de 30 acuerdos confidenciales firmados para comprar producción de Southern Energy
Southern Energy ha reunido numerosos offtakers de su futura producción de GNL. Se suma a la confirmación de la Decisión Final de Inversión (FID) para el buque MKII
Los NDAs no solo representan un paso hacia compromisos comerciales de largo plazo, sino que también posicionan a la Argentina como un proveedor confiable en un mercado donde la seguridad energética es prioritaria. La magnitud de este interés global, con actores de primer nivel dispuestos a negociar bajo estrictas cláusulas de confidencialidad, subraya el potencial transformador de la fase 1 de Argentina LNG.
A ello se agrega otro dato: el contacto establecido con más de 40 potenciales off-takers, empresas internacionales que buscan asegurar el suministro de GNL argentino para satisfacer la creciente demanda en sus mercados.
Desde gigantes asiáticos hasta actores europeos y americanos, estos compradores ven en Vaca Muerta una fuente estratégica para diversificar sus proveedores en un contexto de tensiones geopolíticas, como la búsqueda de alternativas al gas ruso en Europa o la expansión energética en Asia.
https://www.ambito.com/energia/gnl-arge ... y-n6176958
Southern Energy ha reunido numerosos offtakers de su futura producción de GNL. Se suma a la confirmación de la Decisión Final de Inversión (FID) para el buque MKII
Los NDAs no solo representan un paso hacia compromisos comerciales de largo plazo, sino que también posicionan a la Argentina como un proveedor confiable en un mercado donde la seguridad energética es prioritaria. La magnitud de este interés global, con actores de primer nivel dispuestos a negociar bajo estrictas cláusulas de confidencialidad, subraya el potencial transformador de la fase 1 de Argentina LNG.
A ello se agrega otro dato: el contacto establecido con más de 40 potenciales off-takers, empresas internacionales que buscan asegurar el suministro de GNL argentino para satisfacer la creciente demanda en sus mercados.
Desde gigantes asiáticos hasta actores europeos y americanos, estos compradores ven en Vaca Muerta una fuente estratégica para diversificar sus proveedores en un contexto de tensiones geopolíticas, como la búsqueda de alternativas al gas ruso en Europa o la expansión energética en Asia.
https://www.ambito.com/energia/gnl-arge ... y-n6176958
Re: YPFD YPF S.A.
Sobre llovido, mojado :
https://tradingeconomics.com/commodity/natural-gas
https://tradingeconomics.com/commodity/brent-crude-oil
Lo del gas es una excelente noticia para empresas que lo consumen como Aluar.
No me parece que sea buena para empresas endeudadas hasta la manija como esta.
Lo del petroleo es una excelente noticia para la menor contaminación ambiental.
No me parece que sea buena para las exportaciones de petroleo de esta y Vista.
También es una buena para otras empresas , para el campo, que exportan otras cosas, ya que se acelera la suba del dolar, y tienen como insumo el Gasoil que se hace mas barato.
No es win win, sino, lost win
Que opinan?
https://tradingeconomics.com/commodity/natural-gas
https://tradingeconomics.com/commodity/brent-crude-oil
Lo del gas es una excelente noticia para empresas que lo consumen como Aluar.
No me parece que sea buena para empresas endeudadas hasta la manija como esta.
Lo del petroleo es una excelente noticia para la menor contaminación ambiental.
No me parece que sea buena para las exportaciones de petroleo de esta y Vista.
También es una buena para otras empresas , para el campo, que exportan otras cosas, ya que se acelera la suba del dolar, y tienen como insumo el Gasoil que se hace mas barato.
No es win win, sino, lost win
Que opinan?
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SoloSeQueNoSe
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Re: YPFD YPF S.A.
Soy optimista, lo veo bien, entre 19k y 29k. 
Re: YPFD YPF S.A.
Este papel no puede sostener la suba ni un dia, lo veo mal 
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GARRALAUCHA1000
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GARRALAUCHA1000
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Re: YPFD YPF S.A.
HOY PRIVATIZAN YPF A LA FUERZA????
PRESKA KUKA
PRESKA KUKA
Re: YPFD YPF S.A.
Acumula en el ejercicio 2025 un superávit de US$ 48 millones, siendo un -96% menos que el 2024 dada la disminución del VR para los activos para la venta (campos maduros). El 2T 2024 da en particular US$ 58 millones, siendo un -89,2% inferior al 2T 2024. La moneda funcional es dólar cuyo tipo de cambio es $ 1205
Principales hitos: Se continua con el plan 4x4 mediante los pilares de: Fijarse en el negocio de Vaca Muerta con una producción proyectada en un 70% más a fines del 2025. Manejo del porfolio áreas de producción, donde se han realizado desinversiones que aumentaban los costos por barril. Plantas inteligentes para mayor fluidez en la administración de recursos y eficiencia. Acuerdos con ENI, Shell y otras para la exportación de petróleo a través de buques.
Los ingresos por ventas dan US$ 9249 millones, guarismos similares la 2024. Los costos de ventas arrojan US$ 6797 millones, un 5% superior al 2024, el costo extracción por barril promedio da US$ 12,3, siendo -24,1% menor al 2T 2024. El margen EBITDA sobre Ventas es 25,6%, en 2024 era 26,5%. Las existencias dan US$ 1482 millones, un -4,1% menor al inicio del 2025. Las compras dan US$ 2236 millones, subiendo 4%, por adquisición de materias primas
Entre los segmentos de mayor relevancia por tipo de bien o servicio: Las ventas de Gasoil (32,9%) bajan -5,6%, por menor demanda y la baja en el precio del -1,4%. Las ventas de naftas (21,2%) bajan -0,4%, bajando los precios promedio en -1,9%. Gas natural (8,1%) suben 8%, por aumento de tarifas desde Metrogas. Otras ventas suben 3,2% por mayores precios en general de fertilizantes, asfaltos, lubricantes, carbón, etc. La facturación al exterior (15,9%) sube 5,2%, debido a mayores ventas de crudo en 18,9% y granos y harinas en 94,4%. El precio de venta promedio del crudo es US$ 63,9, siendo -8,2% menor al promedio en 2024.
La producción de hidrocarburos sube 3,1%: El Shale (60%) sube 22,9%, la convencional (35,5%) baja -14,9%, y la Tight baja -30,8%. En downstream: El crudo procesado sube 3,2%, la utilización de refinerías es 91,6%, 88,8% al 2T 2024. Despacho de productos refinados suben 3,7%, las exportaciones (10,1%) disminuyen -4,1%. Petroquímicos se reducen -15,9% y las exportaciones (56,3%) bajan -11,8%. Harinas, aceites y fertilizantes suben 40,6%.
Los gastos totales reportan US$ 6006 millones, una suba del 5,2%. Donde: Preservación, reparación y mantenimiento (13,2%) suben 0,5%. Remuneraciones y cargas sociales (12,5%) sube 7,7%. Por campos maduros (Otros I/E) hay una brecha negativa de US$ -347 millones.
Los saldos financieros dan un saldo negativo de US$ -543 millones, -29,3% más deficitario que el 2024, por brecha negativa en posición monetaria neta. La deuda bruta alcanza los US$ 9844 millones una suba del 11,2% anual, donde tasa promedio en dólares es del 6,6%. La ratio Deuda neta/EBITDA sube de 1.7x a 1,9x anual. El flujo de fondos da U$S 774 millones, -25,6% inferior al 2024 y disminuyendo en el 2025 US$ -344 millones. El flujo libre de fondos da negativo de US$ -1322 millones, al 2T 2024 era de US$ -651 millones.
Se espera para fin del 2025, un ebitda en torno al US$ 5200 – 5500 billones, inversiones entre 5000-5200 millones para proyectos FLNG y VMOS. Flujo libre entre US$ -800 y -1100 millones.
La liquidez pasa de 0,93 a 0,74. La solvencia va de 0,63 a 0,70.
El VL es de $ 35793 por acción. La cotización es 45500. La capitalización es $ 16419 billones
La ganancia por acción es $ 112,6 (US$ 0,09). Per promediado es 12,6 años (11,1 en US$)
Principales hitos: Se continua con el plan 4x4 mediante los pilares de: Fijarse en el negocio de Vaca Muerta con una producción proyectada en un 70% más a fines del 2025. Manejo del porfolio áreas de producción, donde se han realizado desinversiones que aumentaban los costos por barril. Plantas inteligentes para mayor fluidez en la administración de recursos y eficiencia. Acuerdos con ENI, Shell y otras para la exportación de petróleo a través de buques.
Los ingresos por ventas dan US$ 9249 millones, guarismos similares la 2024. Los costos de ventas arrojan US$ 6797 millones, un 5% superior al 2024, el costo extracción por barril promedio da US$ 12,3, siendo -24,1% menor al 2T 2024. El margen EBITDA sobre Ventas es 25,6%, en 2024 era 26,5%. Las existencias dan US$ 1482 millones, un -4,1% menor al inicio del 2025. Las compras dan US$ 2236 millones, subiendo 4%, por adquisición de materias primas
Entre los segmentos de mayor relevancia por tipo de bien o servicio: Las ventas de Gasoil (32,9%) bajan -5,6%, por menor demanda y la baja en el precio del -1,4%. Las ventas de naftas (21,2%) bajan -0,4%, bajando los precios promedio en -1,9%. Gas natural (8,1%) suben 8%, por aumento de tarifas desde Metrogas. Otras ventas suben 3,2% por mayores precios en general de fertilizantes, asfaltos, lubricantes, carbón, etc. La facturación al exterior (15,9%) sube 5,2%, debido a mayores ventas de crudo en 18,9% y granos y harinas en 94,4%. El precio de venta promedio del crudo es US$ 63,9, siendo -8,2% menor al promedio en 2024.
La producción de hidrocarburos sube 3,1%: El Shale (60%) sube 22,9%, la convencional (35,5%) baja -14,9%, y la Tight baja -30,8%. En downstream: El crudo procesado sube 3,2%, la utilización de refinerías es 91,6%, 88,8% al 2T 2024. Despacho de productos refinados suben 3,7%, las exportaciones (10,1%) disminuyen -4,1%. Petroquímicos se reducen -15,9% y las exportaciones (56,3%) bajan -11,8%. Harinas, aceites y fertilizantes suben 40,6%.
Los gastos totales reportan US$ 6006 millones, una suba del 5,2%. Donde: Preservación, reparación y mantenimiento (13,2%) suben 0,5%. Remuneraciones y cargas sociales (12,5%) sube 7,7%. Por campos maduros (Otros I/E) hay una brecha negativa de US$ -347 millones.
Los saldos financieros dan un saldo negativo de US$ -543 millones, -29,3% más deficitario que el 2024, por brecha negativa en posición monetaria neta. La deuda bruta alcanza los US$ 9844 millones una suba del 11,2% anual, donde tasa promedio en dólares es del 6,6%. La ratio Deuda neta/EBITDA sube de 1.7x a 1,9x anual. El flujo de fondos da U$S 774 millones, -25,6% inferior al 2024 y disminuyendo en el 2025 US$ -344 millones. El flujo libre de fondos da negativo de US$ -1322 millones, al 2T 2024 era de US$ -651 millones.
Se espera para fin del 2025, un ebitda en torno al US$ 5200 – 5500 billones, inversiones entre 5000-5200 millones para proyectos FLNG y VMOS. Flujo libre entre US$ -800 y -1100 millones.
La liquidez pasa de 0,93 a 0,74. La solvencia va de 0,63 a 0,70.
El VL es de $ 35793 por acción. La cotización es 45500. La capitalización es $ 16419 billones
La ganancia por acción es $ 112,6 (US$ 0,09). Per promediado es 12,6 años (11,1 en US$)
Re: YPFD YPF S.A.
YPF presenta otro RIGI por u$s400 millones para producir biocombustibles para aviones en Santa Fe
YPF se unió al grupo ESSENTIAL ENERGY para producir SAF (Sustainable Aviation Fuel) y HVO (Aceite Vegetal Hidrotratado).
https://www.ambito.com/energia/ypf-pres ... e-n6176781
YPF se unió al grupo ESSENTIAL ENERGY para producir SAF (Sustainable Aviation Fuel) y HVO (Aceite Vegetal Hidrotratado).
https://www.ambito.com/energia/ypf-pres ... e-n6176781
Re: YPFD YPF S.A.
Los 15 puntos destacados de la call de Horacio Marín con inversores en la presentación de resultados de YPF
Marin repasó el efecto que tuvo en la compañía la baja de los precios de crudo, la pérdida de rentabilidad que aún representa la operación en campos maduros y el aporte para mejorar ese desempeño con los procesos de mejora de eficiencia y reducción de costos en marcha. También puso al día los avances en los grandes proyectos de inversión, los planes de expansión y de producción, y la estrategia en la gestión de precios en el downstream.
1*Crecimiento en petróleo. El primer pilar es enfocarnos en nuestro negocio más rentable: la inversión en petróleo. Hemos continuado expandiendo nuestra operación shale y logrado avances significativos en proyectos de infraestructura mixta para impulsar el crecimiento futuro. En noviembre de 2013, la producción de petróleo de esquisto de YPF era de 110.000 barriles por día, para el mes pasado aumentó a 155.000 barriles por día. Pero proyectamos un mayor crecimiento, con el objetivo de cerrar el año en torno a los 190.000 barriles diarios. Esto representaría un notable aumento orgánico de la producción de más del 70% en tan solo 25 meses.
2*Hito en Exportaciones. En los últimos 18 meses, nuestros ingresos por exportaciones de petróleo alcanzaron los 1.500 millones de dólares. En términos de volumen, este trimestre exportamos cerca de 44.000 barriles diarios. En cuanto a la expansión desde el primer día estuvimos convencidos de que VMOS representaba la clave y la mejor infraestructura para aumentar la producción de YPF a partir de 2026, así como para toda la industria. Este nuevo oleoducto consolida por completo el plan de crecimiento para alcanzar aproximadamente 250.000 barriles diarios para finales de 2026, lo que permitirá alcanzar medio millón de barriles diarios para 2030.
3*Proyecto VMOS. Con el respaldo de una sólida estructura de contratistas, el proyecto obtuvo recientemente un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares para financiar la construcción de VMOS. Esta transacción reabre el mercado internacional de financiación de proyectos para Argentina y se trata del mayor préstamo comercial para proyectos de infraestructura en el país. También se encuentra entre las cinco mayores financiaciones en el sector de petróleo y gas de Latinoamérica hasta la fecha. El avance general de la construcción alcanza el 23 % en julio, con trabajos de soldadura completados en aproximadamente 120 kilómetros.
4*Volatilidad de precios. Durante este trimestre, el mercado internacional experimentó una volatilidad significativa con precios bajos. Como resultado, nuestro precio de realización del petróleo disminuyó un 12% secuencialmente. Nuestra producción de petróleo de esquisto se mantuvo prácticamente sin cambios incluso después de vender la participación del 49% en Aguada del Chañar, lo que disminuyó la contribución en 6.000 barriles por día. Además, durante julio, acabamos de alcanzar una producción récord de aproximadamente 165.000 barriles por día. De hecho, el martes, la producción diaria fue de 163.800 barriles por día.
5*El Plan Andes. En los últimos 15 meses, tras recibir la aprobación inicial de nuestro directorio, completamos la transferencia de 28 de los bloques maduros identificados en el plan inicial, denominado Andes. Además, revertimos con éxito 11 bloques maduros a provincias, uno en Chubut y otro en Santa Cruz, los bloques más complejos. Durante los últimos 18 meses, los bloques maduros que ya dejamos produjeron 61.000 barriles de petróleo por día y 3,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Sin embargo, eran muy maduros y conllevaban altos costos de extracción, de aproximadamente 42 dólares por barril. Como resultado, durante estos 18 meses, el impacto negativo total en nuestro flujo de caja libre fue de aproximadamente 840 millones de dólares. Este monto incluye el flujo de caja operativo y el flujo de caja básico.
6*Otra etapa de desinversión. Confío en que, con el mismo espíritu, alcanzaremos un acuerdo en la negociación en curso con Tierra del Fuego durante el tercer trimestre. Como resultado de estos esfuerzos, hoy podemos reportar una notable reducción en los costos de extracción del 24% anual. Con la decisión de convertir a YPF en una empresa altamente rentable, hemos decidido ampliar el alcance de los activos a desembolsar para que el próximo año se convierta en una empresa pura no convencional e identificamos otros 16 bloques que abriremos al mercado para continuar mejorando nuestra cartera y hacer que YPF sea mucho más resiliente a los bajos precios del crudo.
7*Acuerdo con TotalEnergies. Alineados con la misma lógica de cartera de asegurar valor de largo plazo para la compañía, esta semana firmamos un acuerdo de licitación para adquirir áreas de primer nivel de Total por US$500 millones sujeto a ciertas condiciones. En este caso, los bloques La Escalonada – Rincón de La Ceniza se ubican en la zona más prometedora de la ventana de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta, cerca de los bloques Bajo del Choique-La Invernada que Pluspetrol adquirió recientemente de Exxon. Esperamos asumir el rol operativo de estos dos bloques, con una participación del 45%, en asociación con Shell y Gas y Petróleo con un inventario de más de 500 pozos activos cuyos primeros perforados muestran niveles de productividad muy prometedores.
8*La era de los RTIC. Desde nuestra última llamada en mayo, hemos inaugurado tres centros de inteligencia en tiempo real. Dos de ellos se encuentran en La Plata y en la refinería, respectivamente. El tercero se encuentra en nuestra sede central para respaldar nuestra oferta de comercialización downstream. Este último ha sido clave para la implementación del microprecio y el proyecto de venta de combustible con un sistema único en Latinoamérica. Podemos monitorear la demanda paro cada estación las 24 horas, y además de nuestras tiendas de conveniencia. Estamos cambiando la forma de distribuir combustible y productos en el país. Es un cambio de marketing realmente disruptivo y tenemos una imagen positiva implícita en las encuestas.
9*Mircropricing. Este proyecto, totalmente impulsado por la tecnología se lanzó el mes pasado para buscar una estrategia beneficiosa para todos. El microprecio permite a nuestros clientes acceder a un precio de combustible diferente desde la medianoche hasta las seis de la mañana y un mayor ahorro si el pago se realiza a través de la aplicación de YPF, lo que la hace pionera en este método en Argentina. El objetivo es reducir nuestros costos, aumentar las ventas nocturnas y generar más ganancias para YPF. En el primer mes nuestro volumen de ventas aumentó un 3% en comparación con el segundo trimestre de este año.
10*Toyota Well. Logramos reducir el ciclo de pozo en aproximadamente de ochenta días a veintitrés con la misma metodología y el mismo enfoque en la implementación de un Real Time Intelligence Center para fracturación y finalización que está dando resultados. Como récord, una de las mayores empresas de servicios, la semana pasada, fue la primera vez que realizó trabajo de forma remota en todo el mundo. Este logro refleja nuestro enfoque integrado, trabajando en estrecha colaboración con nuestros proveedores estratégicos en cada etapa del proceso de producción de pozos.
11*Avances en GNL. En mayo, firmamos el preacuerdo con ENI por 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la expectativa de que la decisión final de inversión se apruebe en el primer trimestre de 2026. En la misma dirección, trabajamos con Shell para la segunda fase del acuerdo para acelerar la FID y obtener sinergias entre ambos proyectos. Asimismo, esta semana, nuestra socia obtuvo la aprobación de la FID para el contrato de flete a veinte años de su segundo buque flotante de GNL MarkII con capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales y se espera que esté operativo en 2028. Este buque permite la construcción de un ducto cien por ciento dedicado.
12*Los ingresos. Los ingresos se mantienen estables secuencialmente por más de US$ 4.600 millones. Registramos altas ventas estacionales de gas natural y combustibles y un mayor volumen de importación de petróleo crudo y productos agrícolas. Sin embargo, la volatilidad del precio internacional impacta negativamente los precios de nuestros productos refinados, especialmente los combustibles locales. A pesar de la caída del 20% en Brent, los ingresos solo disminuyeron un 6%, y esa caída se vio mitigada por la eficiencia operativa, el aumento de la exportación de crudo y una recuperación en la demanda local de combustible.
13*El Ebitda. Fue de US$1.124 millones en el segundo trimestre, disminuyendo un 10% secuencialmente. Esto se explicó por el impacto de la baja del Brent en los precios de los productos refinados, la salida de los campos maduros y el valor de los inventarios. Este efecto negativo se aminoró con menores costos de extracción debido a una menor exposición al convencional. Internamente, el Ebitda anual disminuyó un 7%, reflejando también la volatilidad del petróleo Brent, pero se vio parcialmente mitigado por el significativo aumento de la producción de petróleo de esquisto y la mejora de los costos de extracción convencionales.
14*Las ganancias. El beneficio neto del segundo trimestre fue de US$58 millones, en comparación con una pérdida de US$10 millones en el trimestre anterior. Esta recuperación se debió principalmente a una salida de los campos maduros en el primer trimestre. Interanualmente, el beneficio neto disminuyó drásticamente, debido a una mayor depreciación derivada de la expansión de la actividad de shale y a menores ganancias por valores financieros en 2024. Este trimestre incluyó un mayor cargo por impuesto a las ganancias mientras que en el segundo trimestre de 2024 fue lo contrario. La producción convencional también impactó y sin incluirlo, el resultado neto habría sido de US$254 millones
15*Inversiones. En el segundo trimestre invertimos US$1.160 millones, manteniéndose similar secuencialmente e interanualmente. El 71% del total se asignó directamente a activos no convencionales. En el segundo trimestre, registramos un flujo de caja libre negativo de US$355 millones que se vio afectado principalmente por un impacto negativo de US$315 millones provenientes del convencional. Además, tuvimos un capital de trabajo negativo debido al pico de ventas de gas natural durante el invierno y al pago de impuestos sobre la renta. Como resultado, nuestra deuda neta ascendió a US$8.800 millones con un ratio de apalancamiento neto de 1,9 veces.
https://econojournal.com.ar/2025/08/los ... nversores/
Marin repasó el efecto que tuvo en la compañía la baja de los precios de crudo, la pérdida de rentabilidad que aún representa la operación en campos maduros y el aporte para mejorar ese desempeño con los procesos de mejora de eficiencia y reducción de costos en marcha. También puso al día los avances en los grandes proyectos de inversión, los planes de expansión y de producción, y la estrategia en la gestión de precios en el downstream.
1*Crecimiento en petróleo. El primer pilar es enfocarnos en nuestro negocio más rentable: la inversión en petróleo. Hemos continuado expandiendo nuestra operación shale y logrado avances significativos en proyectos de infraestructura mixta para impulsar el crecimiento futuro. En noviembre de 2013, la producción de petróleo de esquisto de YPF era de 110.000 barriles por día, para el mes pasado aumentó a 155.000 barriles por día. Pero proyectamos un mayor crecimiento, con el objetivo de cerrar el año en torno a los 190.000 barriles diarios. Esto representaría un notable aumento orgánico de la producción de más del 70% en tan solo 25 meses.
2*Hito en Exportaciones. En los últimos 18 meses, nuestros ingresos por exportaciones de petróleo alcanzaron los 1.500 millones de dólares. En términos de volumen, este trimestre exportamos cerca de 44.000 barriles diarios. En cuanto a la expansión desde el primer día estuvimos convencidos de que VMOS representaba la clave y la mejor infraestructura para aumentar la producción de YPF a partir de 2026, así como para toda la industria. Este nuevo oleoducto consolida por completo el plan de crecimiento para alcanzar aproximadamente 250.000 barriles diarios para finales de 2026, lo que permitirá alcanzar medio millón de barriles diarios para 2030.
3*Proyecto VMOS. Con el respaldo de una sólida estructura de contratistas, el proyecto obtuvo recientemente un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares para financiar la construcción de VMOS. Esta transacción reabre el mercado internacional de financiación de proyectos para Argentina y se trata del mayor préstamo comercial para proyectos de infraestructura en el país. También se encuentra entre las cinco mayores financiaciones en el sector de petróleo y gas de Latinoamérica hasta la fecha. El avance general de la construcción alcanza el 23 % en julio, con trabajos de soldadura completados en aproximadamente 120 kilómetros.
4*Volatilidad de precios. Durante este trimestre, el mercado internacional experimentó una volatilidad significativa con precios bajos. Como resultado, nuestro precio de realización del petróleo disminuyó un 12% secuencialmente. Nuestra producción de petróleo de esquisto se mantuvo prácticamente sin cambios incluso después de vender la participación del 49% en Aguada del Chañar, lo que disminuyó la contribución en 6.000 barriles por día. Además, durante julio, acabamos de alcanzar una producción récord de aproximadamente 165.000 barriles por día. De hecho, el martes, la producción diaria fue de 163.800 barriles por día.
5*El Plan Andes. En los últimos 15 meses, tras recibir la aprobación inicial de nuestro directorio, completamos la transferencia de 28 de los bloques maduros identificados en el plan inicial, denominado Andes. Además, revertimos con éxito 11 bloques maduros a provincias, uno en Chubut y otro en Santa Cruz, los bloques más complejos. Durante los últimos 18 meses, los bloques maduros que ya dejamos produjeron 61.000 barriles de petróleo por día y 3,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Sin embargo, eran muy maduros y conllevaban altos costos de extracción, de aproximadamente 42 dólares por barril. Como resultado, durante estos 18 meses, el impacto negativo total en nuestro flujo de caja libre fue de aproximadamente 840 millones de dólares. Este monto incluye el flujo de caja operativo y el flujo de caja básico.
6*Otra etapa de desinversión. Confío en que, con el mismo espíritu, alcanzaremos un acuerdo en la negociación en curso con Tierra del Fuego durante el tercer trimestre. Como resultado de estos esfuerzos, hoy podemos reportar una notable reducción en los costos de extracción del 24% anual. Con la decisión de convertir a YPF en una empresa altamente rentable, hemos decidido ampliar el alcance de los activos a desembolsar para que el próximo año se convierta en una empresa pura no convencional e identificamos otros 16 bloques que abriremos al mercado para continuar mejorando nuestra cartera y hacer que YPF sea mucho más resiliente a los bajos precios del crudo.
7*Acuerdo con TotalEnergies. Alineados con la misma lógica de cartera de asegurar valor de largo plazo para la compañía, esta semana firmamos un acuerdo de licitación para adquirir áreas de primer nivel de Total por US$500 millones sujeto a ciertas condiciones. En este caso, los bloques La Escalonada – Rincón de La Ceniza se ubican en la zona más prometedora de la ventana de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta, cerca de los bloques Bajo del Choique-La Invernada que Pluspetrol adquirió recientemente de Exxon. Esperamos asumir el rol operativo de estos dos bloques, con una participación del 45%, en asociación con Shell y Gas y Petróleo con un inventario de más de 500 pozos activos cuyos primeros perforados muestran niveles de productividad muy prometedores.
8*La era de los RTIC. Desde nuestra última llamada en mayo, hemos inaugurado tres centros de inteligencia en tiempo real. Dos de ellos se encuentran en La Plata y en la refinería, respectivamente. El tercero se encuentra en nuestra sede central para respaldar nuestra oferta de comercialización downstream. Este último ha sido clave para la implementación del microprecio y el proyecto de venta de combustible con un sistema único en Latinoamérica. Podemos monitorear la demanda paro cada estación las 24 horas, y además de nuestras tiendas de conveniencia. Estamos cambiando la forma de distribuir combustible y productos en el país. Es un cambio de marketing realmente disruptivo y tenemos una imagen positiva implícita en las encuestas.
9*Mircropricing. Este proyecto, totalmente impulsado por la tecnología se lanzó el mes pasado para buscar una estrategia beneficiosa para todos. El microprecio permite a nuestros clientes acceder a un precio de combustible diferente desde la medianoche hasta las seis de la mañana y un mayor ahorro si el pago se realiza a través de la aplicación de YPF, lo que la hace pionera en este método en Argentina. El objetivo es reducir nuestros costos, aumentar las ventas nocturnas y generar más ganancias para YPF. En el primer mes nuestro volumen de ventas aumentó un 3% en comparación con el segundo trimestre de este año.
10*Toyota Well. Logramos reducir el ciclo de pozo en aproximadamente de ochenta días a veintitrés con la misma metodología y el mismo enfoque en la implementación de un Real Time Intelligence Center para fracturación y finalización que está dando resultados. Como récord, una de las mayores empresas de servicios, la semana pasada, fue la primera vez que realizó trabajo de forma remota en todo el mundo. Este logro refleja nuestro enfoque integrado, trabajando en estrecha colaboración con nuestros proveedores estratégicos en cada etapa del proceso de producción de pozos.
11*Avances en GNL. En mayo, firmamos el preacuerdo con ENI por 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la expectativa de que la decisión final de inversión se apruebe en el primer trimestre de 2026. En la misma dirección, trabajamos con Shell para la segunda fase del acuerdo para acelerar la FID y obtener sinergias entre ambos proyectos. Asimismo, esta semana, nuestra socia obtuvo la aprobación de la FID para el contrato de flete a veinte años de su segundo buque flotante de GNL MarkII con capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales y se espera que esté operativo en 2028. Este buque permite la construcción de un ducto cien por ciento dedicado.
12*Los ingresos. Los ingresos se mantienen estables secuencialmente por más de US$ 4.600 millones. Registramos altas ventas estacionales de gas natural y combustibles y un mayor volumen de importación de petróleo crudo y productos agrícolas. Sin embargo, la volatilidad del precio internacional impacta negativamente los precios de nuestros productos refinados, especialmente los combustibles locales. A pesar de la caída del 20% en Brent, los ingresos solo disminuyeron un 6%, y esa caída se vio mitigada por la eficiencia operativa, el aumento de la exportación de crudo y una recuperación en la demanda local de combustible.
13*El Ebitda. Fue de US$1.124 millones en el segundo trimestre, disminuyendo un 10% secuencialmente. Esto se explicó por el impacto de la baja del Brent en los precios de los productos refinados, la salida de los campos maduros y el valor de los inventarios. Este efecto negativo se aminoró con menores costos de extracción debido a una menor exposición al convencional. Internamente, el Ebitda anual disminuyó un 7%, reflejando también la volatilidad del petróleo Brent, pero se vio parcialmente mitigado por el significativo aumento de la producción de petróleo de esquisto y la mejora de los costos de extracción convencionales.
14*Las ganancias. El beneficio neto del segundo trimestre fue de US$58 millones, en comparación con una pérdida de US$10 millones en el trimestre anterior. Esta recuperación se debió principalmente a una salida de los campos maduros en el primer trimestre. Interanualmente, el beneficio neto disminuyó drásticamente, debido a una mayor depreciación derivada de la expansión de la actividad de shale y a menores ganancias por valores financieros en 2024. Este trimestre incluyó un mayor cargo por impuesto a las ganancias mientras que en el segundo trimestre de 2024 fue lo contrario. La producción convencional también impactó y sin incluirlo, el resultado neto habría sido de US$254 millones
15*Inversiones. En el segundo trimestre invertimos US$1.160 millones, manteniéndose similar secuencialmente e interanualmente. El 71% del total se asignó directamente a activos no convencionales. En el segundo trimestre, registramos un flujo de caja libre negativo de US$355 millones que se vio afectado principalmente por un impacto negativo de US$315 millones provenientes del convencional. Además, tuvimos un capital de trabajo negativo debido al pico de ventas de gas natural durante el invierno y al pago de impuestos sobre la renta. Como resultado, nuestra deuda neta ascendió a US$8.800 millones con un ratio de apalancamiento neto de 1,9 veces.
https://econojournal.com.ar/2025/08/los ... nversores/
Re: YPFD YPF S.A.
El barco comenzo a hundirse y no se ven salvavidas para los accionistas, ni siquiera un informe pago de JPM o MS con precio objetivo de 150 USD en el corto plazo
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