Buenos Aires (EP), 8 de agosto ‘25. La petrolera estatal redujo sus costos de extracción y avanzó en la expansión de su producción no convencional, especialmente en Vaca Muerta La petrolera YPF reportó ganancias por 58 millones de dólares en el segundo trimestre, a pesar de la caída en el precio internacional del petróleo, según los resultados financieros difundidos por la compañía. La empresa estatal enfrentó un contexto complejo en los últimos meses, marcado por una reducción en el precio del Brent, que impactó sobre los ingresos por la venta de combustibles y otros productos refinados, así como sobre el valor de inventarios. El EBITDA ajustado alcanzó los 1.124 millones de dólares, mostrando una caída del 10% respecto al trimestre anterior. “Esta contracción se atribuye principalmente a la baja en los precios internacionales del crudo, aunque fue parcialmente compensada por una reducción en los costos unitarios de adquisición de petróleo de terceros y menores costos de extracción, derivado de una menor exposición a campos maduros”, informó la empresa en su reporte trimestral. En términos interanuales, el EBITDA ajustado cayó un 7%, motivado también por menores precios de combustibles y las condiciones climáticas adversas registradas en la región patagónica durante el segundo trimestre. Sin embargo, “el crecimiento en la producción de shale oil y la mejora en los costos de extracción convencional ayudaron a mitigar esta baja”, agregaron desde YPF. En un análisis que excluye los campos maduros, el EBITDA ajustado del trimestre habría sido de aproximadamente 1.250 millones de dólares. Esta cifra refleja la estrategia de la empresa de concentrar sus esfuerzos en la producción no convencional, principalmente en el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta. Producción, exportaciones e inversiones En cuanto a la inversión, YPF destinó 1.160 millones de dólares durante el trimestre, cifra que representa una caída del 5% respecto al trimestre anterior y del 3% en comparación interanual. “El 71% del capital invertido estuvo dirigido a proyectos no convencionales, principalmente shale, reafirmando el foco de la compañía en la expansión de Vaca Muerta”, señaló la petrolera. La producción de petróleo shale alcanzó un promedio de 145.000 barriles diarios, con una caída del 1% respecto al trimestre anterior pero un crecimiento del 28% frente al mismo período del año previo. Este tipo de producción representó el 59% del total de petróleo extraído en el trimestre, en comparación con el 55% registrado en el primer trimestre y el 46% en el segundo trimestre de 2024. A pesar de la reducción en la participación de YPF en el bloque Aguada del Chañar, la producción se mantuvo estable gracias al crecimiento en el área de La Angostura Sur I. Durante el segundo trimestre, las exportaciones de petróleo aumentaron un 20% respecto al trimestre anterior, impulsadas en parte por envíos extraordinarios de petróleo pesado Escalante debido a un mantenimiento programado en la refinería La Plata. En comparación interanual, las exportaciones crecieron un 43%, apoyadas por la expansión de la producción de shale. Los proyectos de la compañía YPF avanzó en diferentes proyectos estratégicos, entre los que destaca el programa de salida de campos maduros. En la fase I del programa Andes, la compañía transfirió 24 bloques y tiene cuatro más en etapa final, distribuidos en las regiones de Mendoza Sur, Neuquén Norte y Neuquén Sur. En paralelo, se realizaron acciones de reversión en 11 bloques del Clúster Santa Cruz y Restinga Alí, dentro del programa de reversión de campos maduros. Además, se lanzó la fase II del programa Andes, incorporando 16 nuevos bloques convencionales en provincias como Salta, Mendoza, Río Negro y Chubut. “Estos proyectos buscan optimizar la producción terciaria en regiones con potencial de extracción, como Manantiales Behr y Chachahuen”, señalaron desde YPF. En materia de infraestructura, la construcción del oleoducto VMOS, con capacidad estimada para transportar 550.000 barriles diarios a partir del primer semestre de 2027, sigue en marcha. Hasta julio de 2025, se completaron trabajos de soldadura en aproximadamente 120 kilómetros entre Allen y la primera estación de bombeo. Para financiar esta obra, el vehículo de propósito específico (SPV) asociado firmó un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares. En el sector de gas natural licuado, Argentina LNG avanza en su fase 3, con una capacidad proyectada de 12 millones de toneladas por año. En junio se firmó un acuerdo con Eni, socio estratégico de la empresa, y en agosto la SPV SESA recibió la aprobación para la inversión final en el segundo buque FLNG MK II, con habilitación estimada para 2028. Sumando ambos buques, la capacidad total llegará a casi 6 millones de toneladas anuales. Gentileza https://www.infobae.com/ Fotografía El Periódico de la Energía
