SECTOR DE OIL AND GAS

En estos momentos donde la tensión global gira en torno al conflicto armado en Medio Oriente, y con el crudo Brent llegando a cotizar en la zona de 120 USD por barril, nos parece adecuado hacer un análisis del sector local, principalmente cómo les fue en el último trimestre y que se espera a futuro. 

REPERCUSIONES MACRO

Este escenario de suba del crudo es positivo para la cuenta corriente de nuestro país. El gobierno había estimado un superávit comercial energético de USD 10.000 millones para 2026 y de 15.000 millones para el 2027, con un precio de referencia de 60 USD por barril. A pesar de esto, la voladura del precio del crudo, que acumula una suba del 50% YTD, podría tener implicancias negativas en la inflación a nivel mundial siempre que el conflicto perdure en el tiempo y/o que la infraestructura de la industria se vea dañada por los ataques armados. 

Desde el inicio del conflicto, los bonos del tesoro americano, que son considerados como libres de riesgo  y sobre los cuales se forman las tasas de descuento de todos los proyectos a nivel mundial, han caído de precio, es decir, ha subido el costo de financiamiento a nivel global. Con la suba del precio del crudo, y la consecuente suba del precio de la energía, el mercado asigna mayores probabilidades a una suba de la inflación y menos chances de baja de tasas por parte de la FED, por ello el mal rendimiento de los bonos.  Esto es perjudicial para el soberano y para las empresas intensivas en capital que se financian constantemente con emisiones de crédito, predominantes en el sector de oil and gas. 

LOS PRINCIPALES JUGADORES DE LA INDUSTRIA

VISTA ENERGY: El segundo mayor operador de shale de Vaca Muerta, presentó muy buenos resultados. A pesar de la baja del precio del crudo realizado en el trimestre, el cual cayó un 12% interanual, el EBITDA ajustado creció un 62% en términos interanuales con un margen del 64%, superior al 57% del Q424. Esta baja en el precio del crudo, fue más que compensada por la eficiencia en costos y escala de la empresa. En este Q425, la producción promedio diaria de crudo fue de +59% y/y lo que, con su apropiado manejo en costos, derivó en que los costos ligados a llevar el fluido hasta la boca del pozo disminuyeran un 12% con respecto al mismo trimestre del año anterior. 

En términos financieros, la empresa presentó un resultado neto un 10% inferior al correspondiente al último trimestre del año anterior, explicado por mayores gastos financieros y mayores gastos estructurales. Algo positivo a destacar es que la empresa presentó un flujo de caja libre positivo, creciendo en términos interanuales y desde el FCF negativo relativo al trimestre anterior. La empresa tiene un perfil de deuda sano, con un ratio de deuda neta de 1.5 veces, muy bueno para la industria en la que opera. 

En el último investor day de la compañía, que fue realizado en noviembre de 2025, esta fue muy positiva con respecto a sus planes futuros. Entre las medidas que destacan podemos resaltar que la gerencia espera aumentar su producción, medida en miles de barriles de petróleo equivalente diario, en un 58% para el año fiscal 2028, mientras que espera elevar su EBITDA adj. en un 75% para el mismo año, lo que denota las buenas expectativas de su apalancamiento operativo. En línea con esto, a los ya muy eficientes costos relacionados a poner operativo un pozo de la empresa, esta espera poder seguir reduciéndolos en un 23% para el año 2028. Por último, la firma es muy resiliente a potenciales caídas en el precio del barril, lo que deriva en una generación de FCF a futuro muy favorable para los accionistas, flujos que la compañía espera utilizar para seguir invirtiendo en Vaca Muerta, reducir su deuda, recomprar acciones y/o pago de dividendos. 

YPF SA: Los balances de la empresa fueron mixtos, con el segmento de Mid & Downstream mostrando niveles de utilización y eficiencia muy interesantes. A diferencia de Vista, empresa que solo se extrae y comercializa crudo, YPF es una compañía verticalmente integrada que se hace presente a lo largo de toda la cadena de valor de la industria de Oil and Gas. En términos operativos, las métricas del segmento upstream fueron sólidas, con una producción diaria equivalente a barriles de petróleo que decreció un 6% y/y. Este decrecimiento va en línea con la estrategia de la empresa de deshacerse de sus operaciones en pozos convencionales, poniendo su foco de lleno en las operaciones shale de Vaca Muerta. Nuestro análisis va puntualmente a cómo varió la producción de shale oil, mucho más rentable que los convencionales (que decrecieron un 48%), la que creció un muy buen 42% en el trimestre año contra año, superando cómodamente sus objetivos de producción.

 Hoy a YPF le sigue pesando su estructura en sus pozos convencionales, de los cuales se está deshaciendo lógicamente de forma gradual. Decimos que le “pesa” ya que tiene costos de producción más altos que sus pares, la empresa presenta costos de extracción de USD 9.6 por barril, más del doble de los que presenta Vista de USD 4.1 por barril. Incluso si comparamos las operaciones shale de cada uno, Vista sigue siendo más eficiente que YPF, ya que presenta costos de extracción menores a los de YPF por barril que fueron de USD 4.2 por barril en el último trimestre de 2025. 

El que sorprendió con buenos resultados fue el segmento de mid and downstream, que se encarga del transporte, almacenamiento, refinación y comercialización de los hidrocarburos. Este segmento presentó ingresos un 3% inferiores en términos y/y. Dicha baja en las ventas, fue más que compensada por la baja de los precios del crudo que la empresa debe comprar al intersegmento de upstream. Dicha baja en los precios de compra y la resiliencia de los precios del surtidor, derivó en que el crudo procesado en las refinerías creciera un 10% año contra año, llevando a la capacidad utilizada en las refinerías al nivel de 99%, frente al 90% de un año atrás. Esto derivó en que el EBITDA adj de este segmento creciera un 58% y/y, marcando un diferencial positivo en este trimestre para la estructura integrada de YPF. 

Al 6/3, el rendimiento acumulado de YPF en el año es del 2%, muy por debajo del rendimiento que ha mostrado Vista, que es de 28%, mucho más alineada con la suba del crudo brent del 50%. El atraso que exhibe YPF vs el precio de Vista, entre otros motivos, radica en la naturaleza del negocio de cada una. Además de qué Vista es mucho más eficiente en sus operaciones, dado que tiene prácticamente toda su participación en activos shale, el mejor rendimiento relativo de esta con respecto a YPF, se debe a que la segunda exporta solo un 15% de su producción al mercado internacional, mientras que la primera exporta casi un 65% de la propia. Recordemos que los precios del surtidor no se mueven al compás de los precios internacionales, sino que de forma más lenta dada la importancia del componente energético en la medición de la inflación.  

POR QUÉ VACA MUERTA (Y SUS PRINCIPALES JUGADORES) SON TAN ESPECIALES

Los pozos no convencionales de Vaca Muerta son especiales, y por ende sus desarrolladores, expliquemos que los hace importantes. Esta es una de las formaciones geológicas no convencionales más grandes del mundo, siendo la segunda reserva no convencional más grande de gas natural y la cuarta de petróleo.

Según la presentación de YPF en su investor day de 2025, de los pozos de oil and gas de Vaca Muerta se estima que pueden extraerse volúmenes mucho más importantes que de las zonas más productivas a nivel global de shale. Por otro lado, el tiempo de declive de los pozos de Vaca Muerta son más benignos que los de las demás cuencas a nivel global. Por último, los costos de equilibrio para desarrollar el pozo son menores que los de las cuencas shale a nivel global. Es decir, estamos frente a la formación shale donde, en promedio, se puede extraer mayor cantidad de crudo y gas, al menor costo de equilibrio de todas las cuencas.

En conclusión, Argentina tiene una de las formaciones de hidrocarburos más competitivas del mundo (por no decir la más), y el principal desafío a resolver es proveer de estabilidad económica y jurídica que permita que los desarrolladores de la industria puedan llevar a cabo sus planes con la mayor previsibilidad macro posible. Recordemos que en toda valuación de proyectos necesitamos un flujo de fondos proyectado a futuro, el cual, en este caso particular, tiene un gran potencial dada la competitividad de la región. Por otro lado, este flujo de fondos se “descuenta” a una tasa que refleja el riesgo de la operación y he aquí, dadas las condiciones macro de nuestro país, el principal obstáculo a resolver. Para que los proyectos necesarios de la región (principalmente los relacionados a la evacuación) puedan concretarse brindando la mayor rentabilidad posible, resulta necesario la compresión del riesgo del proyecto, que deriva del riesgo país.

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