En lo que va del año, YPF ha realizado inversiones superiores a los US$ 4.200 millones, marcando un incremento del 50% en dólares en comparación con el mismo período de 2022. La empresa reafirmó su compromiso de completar su plan de inversiones anuales, proyectando que superará los US$ 5.000 millones.
En cuanto a la producción de hidrocarburos, el tercer trimestre registró un total de 520.000 barriles equivalentes por día. La producción de petróleo experimentó un crecimiento del 5%, alcanzando un promedio de 237.000 barriles diarios. La producción de gas aumentó un 3% con respecto al trimestre anterior, alcanzando los 37,5 millones de metros cúbicos por día.
Durante el tercer trimestre de 2023, YPF presentó sus resultados financieros, destacando una reducción del 8% en el EBITDA ajustado en comparación con el trimestre anterior, es decir, $65 mil millones.
Un hito significativo fue el continuo aumento de las exportaciones de petróleo neuquino a Chile a través del oleoducto Trasandino, que inició operaciones en el trimestre anterior. La producción no convencional, especialmente en Vaca Muerta, continuó siendo el principal impulsor del crecimiento de YPF, representando más del 45% de la producción total de la empresa durante el tercer trimestre.
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La eficiencia operativa en Vaca Muerta se tradujo en nuevos récords en los tiempos de perforación y fractura de pozos, con un promedio de 297 metros por día en perforación y 217 etapas por set por mes en fractura.
En el ámbito de la industrialización y comercialización, YPF informó que los volúmenes vendidos de combustibles en el mercado local alcanzaron un nuevo máximo histórico en el tercer trimestre, con un crecimiento del 3% en comparación con el trimestre anterior.
En el sector de refinación, los niveles de procesamiento aumentaron un 5% en los primeros nueve meses del año en comparación con el año anterior, a pesar de paradas programadas en las refinerías Luján de Cuyo y La Plata durante el tercer trimestre.
A nivel financiero, YPF informó una pérdida neta de aproximadamente $65.000 millones, atribuida a menores resultados operativos y una provisión por desvalorización de activos de gas. El flujo de caja libre fue negativo en casi US$ 380 millones, resultante del flujo de inversiones que no pudo ser completamente compensado por las actividades operativas, llevando la deuda neta de la empresa a US$ 6.675 millones y un ratio de endeudamiento neto de 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado