"Buen balance de YPF, aunque sin sorpresas", resumieron desde Delphos sobre el balance de YPF. 

Los principales datos del informe de la consultora sobre el balance del 1° trimestre de la empresa:

La liberación del barril criollo permitió sostener el precio del crudo local respecto del 1°T de 2024, a pesar de la caída del Brent. 

Gracias a ello, los ingresos crecieron, impulsados también por un mayor volumen de producción, con un crecimiento concentrado en shale en detrimento del convencional. No obstante, los mayores costos interanuales impidieron que el EBITDA se expandiera, aunque logró mantenerse en línea con el año anterior. 

Es destacable, sin embargo, la reducción de los costos respecto al trimestre previo, producto de ahorros derivados de la desinversión en campos maduros, una provisión ambiental registrada en el 4°T de 2024 y menores costos de transporte. 

A pesar de esto, mayores provisiones, pérdidas financieras y una mayor carga impositiva derivaron en una leve pérdida neta.

Uno de los principales aspectos a destacar es la expansión sostenida en la producción shale, que sigue desplazando a la convencional y que, con el tiempo, permitirá reducir el costo de extracción consolidado y mejorar la rentabilidad por barril. 

El lifting cost promedio fue de US$ 15,3 por barril, en el cual la producción convencional representa un costo de US$ 30,3, mientras que en shale se reduce a US$ 5,2 y, en el core hub, a apenas US$ 4,6. 

Excluyendo los campos maduros, el lifting cost consolidado habría sido de US$ 9 por barril. 

En línea con esta estrategia, en abril se firmó un memorando de entendimiento con la provincia de Santa Cruz para avanzar en la transferencia de 10 bloques convencionales. De los 50 en total, 11 ya fueron transferidos, 23 están en etapa final y 16 en proceso.

La compañía también avanza con proyectos estratégicos de gran escala. En enero comenzó la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), donde YPF participa con el 27% de los cargadores iniciales (120 de 445 kbbl/d), bajo un esquema de project finance estructurado en 70% deuda y 30% capital. 

Además, a comienzos de mayo, Southern Energy (SPV de Argentina GNL 1, en la que YPF tiene una participación del 25%) aprobó la Decisión Final de Inversión (FID) para el bareboat charter del buque de licuefacción FLNG Hilli Episeyo, con una capacidad de 2,45 MTPA y habilitación comercial estimada para 2027. 

Asimismo, se firmó un segundo contrato bareboat por el buque FLNG MKII de 3,5 MTPA, sujeto a aprobación de FID para el segundo semestre de 2025. Paralelamente, YPF firmó un MoU con Eni para el desarrollo conjunto del proyecto Argentina LNG 3, con una capacidad proyectada de 12 MTPA.

En cuanto a los resultados financieros, los ingresos consolidados alcanzaron los US$ 4.608 millones, un 7% superiores a los del mismo período del año anterior. Sin embargo, los mayores costos de ventas y provisiones provocaron una contracción del resultado operativo del 71%. 

Ajustando por estos efectos, el EBITDA se mantuvo estable, aunque el margen se redujo del 29% al 27%. Excluyendo el impacto de los campos maduros, el EBITDA ajustado habría ascendido a US$ 1.351 millones, frente a los US$ 1.245 millones reportados. 

El EPS se redujo desde US$ 1,70 a un valor negativo de US$ 0,04, afectado por los mayores gastos financieros, impositivos y las provisiones mencionadas.

El flujo de caja libre fue negativo en US$ 957 millones, a pesar de que el EBITDA ajustado superó al nivel de inversión. Esta contracción se explica por US$ 230 millones asociados a campos maduros, US$ 211 millones en fusiones y adquisiciones (incluyendo la compra de Sierra Chata por US$ 102 millones), intereses por US$ 221 millones y variaciones de capital de trabajo por US$ 224 millones. 

Como resultado, y tras nuevas emisiones de deuda, la deuda neta se incrementó en US$ 902 millones, alcanzando los US$ 8.336 millones, lo que elevó el ratio de apalancamiento a 1,8x. La compañía proyecta regresar al rango de 1,5x-1,6x tras la finalización de la venta de activos maduros.

En el segmento upstream, los ingresos crecieron un 6% interanual, impulsados por un aumento del 5% en la producción, con una suba del 26% en shale y una caída del 12% en convencional. En términos de precios, el valor del crudo local se mantuvo estable, a pesar de la caída del 8% del Brent, gracias a la liberalización del mercado local. 

En el segmento downstream, los ingresos crecieron un 3,4% interanual, impulsados por un mayor volumen de crudo procesado (+6%). No obstante, los mayores costos de adquisición y un menor impacto de precio sobre inventarios comprimieron el EBITDA ajustado un 24%, con una caída del margen al 13% desde el 18% del 1°T de 2024. En la comparación trimestral, el EBITDA ajustado mostró una mejora del 50%, reflejando avances operativos en el margen.

A un precio de US$ 30 por ADR y un múltiplo de 4,3x EV/EBITDA, YPF se posiciona como una de nuestras principales recomendaciones dentro del equity argentino. 

La compañía no solo ofrece exposición directa al potencial de Vaca Muerta, sino también un reposicionamiento estratégico de la mano de un nuevo management enfocado en generar valor para el accionista, aumentar la eficiencia a lo largo de toda su cadena de valor, reducir gastos innecesarios y escalar internacionalmente a través de los proyectos de exportación de petróleo, gas y GNL. 

Según el guidance corporativo, se proyecta un EBITDA para 2027 de US$ 5.900 millones con un Brent de US$ 50, US$ 7.300 millones con un Brent de US$ 65 y US$ 8.800 millones con un Brent de US$ 80. 

De mantenerse el múltiplo actual, esto implicaría una apreciación potencial de la compañía de 27% en el escenario conservador, 58% en el base case y 89% en el optimista. 

Y si extendemos el horizonte al guidance 2029, los retornos proyectados se elevan al 76% (CAGR 24%), 121% (CAGR 35%) y 164% (CAGR 44%), sin considerar aún el valor adicional por afiliadas como YPF Luz, Profertil y MEGA, que podrían aportar entre US$ 6 y 7 por ADR.