Reservas y producciones históricas
El siguiente cuadro presenta información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas para
los años finalizados el 31 de diciembre de 1994, 1993 y 1992. Las
reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo
a la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la Securities and Exchange
Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (SEC). Todas las
reservas probadas de YPF se encuentran en territorio argentino.
| EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2) | |||
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| No desarrolladas |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2) | |||
| Desarrolladas |
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| Producción de crudo (1) (2) |
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| Producción de gas natural (1)(2) |
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Reservas y producciones dando efecto retroactivo a las cesiones de áreas efectuadas en conexión con las privatizaciones de la Sociedad del Plan - de Transformación
El siguiente cuadro presenta información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas para
los años finalizados el 31 de diciembre de 1994, 1993 y 1992. Esta
información se relaciona solamente con las participaciones en propiedades
retenidas por YPF al 1° de enero de 1995 (las Propiedades Remanentes),
y por lo tanto no incluye información relacionada con propiedades
vendidas con anterioridad a dicha fecha. La Sociedad preparó dicho
cuadro eliminando la información relativa a los yacimientos o participaciones
en yacimientos vendidos con anterioridad a la fecha mencionada. Este cuadro
fue desarrollado según datos de reservas preparadas de acuerdo a
la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC.
| EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2)(3) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2)(3) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Producción de crudo (1)(2)(3) |
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| Producción de gas natural (1) (2) (3) |
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RESULTADOS DE LAS OPERACIONES
El siguiente cuadro presenta información
financiera corno un porcentaje de las ventas netas para los períodos
indicados.
| EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE | |||
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| Costo de Ventas |
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ANALISIS POR UNIDAD ESTRATEGICA DE NEGOCIOS
Las operaciones de YPF están organizadas en la Unidad Estratégica de Negocios Upstream para las actividades de exploración y producción, y la Unidad Estratégica de Negocios Downstream para las actividades de refinación, comercialización y transporte. Las ventas de la Unidad Estratégica de Negocios Upstream a terceros incluyen ventas de gas natural y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Todo el petróleo crudo producido por YPF o adquirido a terceros bajo contratos de servicios o de riesgo se transfirió de Upstream a Downstream a un precio de transferencia que reflejaba el precio de mercado argentino. La Unidad Estratégica de Negocios Downstream realiza compras y exportaciones voluntarias de crudo en forma directa.
1994 COMPARADO CON 1993
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1994 fueron $ 4.192 millones prácticamente sin cambios respecto de los $ 4.190 millones de 1993. Las ventas netas de la unidad estratégica de negocios Exploración y Producción (Upstream) bajaron a $ 2.472 millones en 1994 (incluyendo $ 1.695 millones de petróleo transferido a la unidad estratégica de negocios Refinación y Marketing (Downstream) en comparación con $ 2.592 millones en 1993 (incluyendo $ 1.710 millones de petróleo transferido al Downstream), reflejando principalmente una baja en el precio del crudo y la disminución del volumen de gas natural vendido, compensados parcialmente por el aumento del volumen de venta de crudo. Las ventas netas del Downstream durante 1994 fueron $ 3.503 millones, superiores a los $ 3.369 millones de ventas netas durante 1993. Este incremento neto fue causado por el 36% de aumento del volumen exportado juntamente con los mayores precios obtenidos localmente para la nafta súper, parcialmente compensados por la disminución de los volúmenes de venta de otros productos refinados y por los menores precios obtenidos por el crudo exportado.
El costo de ventas en 1994 fue de $ 2.834 millones, comparado con $ 2.880 en 1993, lo cual representó una baja del 2%. Esta disminución fue causada por un descenso de los gastos de producción y por los menores volúmenes de compras a terceros tanto de crudo como de productos refinados, lo cual fue parcialmente compensado por el incremento en el nivel de amortizaciones. La reducción en los gastos de producción se basa en la disminución de los costos salariales y por las mejoras en la eficiencia operativa. La reducción en las compras de crudo y productos refinados es consecuencia de la expiración de contratos que en el pasado obligaban a la Sociedad. Las amortizaciones son mayores debido al incremento en el nivel de producción de petróleo crudo.
La utilidad operativa en 1994 fue $ 708 millones en comparación con $ 755 millones en 1993, lo que representó una disminución del 6%. Esta disminución se debe básicamente al aumento del 58% en los gastos de exploración que pasaron de $ 110 millones en 1993 a $ 174 millones en 1994. La mayor actividad exploratoria de 1994 le permitió a la Sociedad reemplazar sus reservas de crudo (considerando revisiones, extensiones y descubrimientos) a una tasa del 179% respecto de la producción. Los gastos de administración se incrementaron $ 23 millones básicamente como consecuencia de honorarios a consultores externos en relación con la instalación del nuevo sistema contable y de información gerencial.
La Sociedad obtuvo una ganancia de $ 67 millones en el segundo trimestre de 1994 por la venta del área Río Neuquén. Esta ganancia fue compensada por una previsión de $ 66 millones constituida en el mismo trimestre en relación al acuerdo alcanzado para rescindir un contrato de producción con Amoco.
La utilidad antes de resultados inusuales en 1994 fue $ 549 millones en comparación con $ 822 millones en 1993, lo que representó una disminución del 33%. La utilidad antes de resultados inusuales en 1993 está favorablemente afectada por el impacto $ 224 millones de ganancia que la renegociación del contrato con TOTAL trajo aparejada al revertirse parcialmente una previsión que en relación al mismo había sido constituida con anterioridad a 1991. La utilidad antes de resultados inusuales también está afectada en 1994, a los efectos comparativos con el año anterior, por la inclusión de $ 36 millones correspondientes a indemnizaciones por despidos dentro de otros egresos netos ya que dicho concepto fue durante 1993 considerado inusual en virtud de la transformación de la Sociedad.
La Sociedad no tuvo resultados inusuales en 1994, pero sí en 1993 cuando registró una pérdida total por dicho concepto de $ 45 millones como consecuencia de los gastos incurridos por las indemnizaciones por despidos y por la oferta pública inicial de las acciones clase D, todo lo cual fue parcialmente compensado por la ganancia neta proveniente de las ventas del oleoducto Allen - Puerto Rosales, la terminal marítima de Puerto Rosales, las refinerías San Lorenzo y Dock Sud y parte de la flota petrolera.
Como resultado de lo que antecede, la utilidad neta antes de impuestos en 1994 fue $ 549 millones (13% de las ventas netas) comparada con $ 777 millones (19% de las ventas netas) en 1993, lo que representó una disminución del 29%. La utilidad neta de 1994 fue $ 538 millones, mientras que la de 1993 fue $ 747 millones. Durante 1994, la Sociedad provisionó $ 11 millones para afrontar el impuesto a los activos, mientras que en 1993 se provisionaron $30 millones. Según la legislación vigente YPF debe pagar el mayor impuesto resultante entre el impuesto a las ganancias y el impuesto a los activos. La Sociedad no provisionó cargo alguno por impuesto a las ganancias en ninguno de los dos ejercicios debido a la existencia de quebranto impositivo que se arrastra de años anteriores.
Unidad Estratégica de Negocios Upstream
Las ventas netas del Upstream en 1994 fueron $ 2.472 millones en comparación con $ 2.592 millones de 1993, representando una disminución del 5%. Esta leve disminución refleja una reducción de $ 56 millones en las ventas de gas natural a terceros, una reducción de las ventas de crudo intersegmentos al Downstream de $15 millones y una reducción de $ 49 millones en las ventas de otros productos y servicios a terceros y al Downstream.
Las ventas de gas natural disminuyeron a $ 643 millones en 1994 en comparación con los $699 millones de 1993 debido a una menor demanda y a la venta del área Río Neuquén. La demanda de gas natural en 1994 resultó sustancialmente menor a lo esperado por la combinación de una serie de condiciones climáticas inusuales. El invierno fue menos frío que lo habitual y en consecuencia disminuyó el consumo para calefacción. Adicionalmente, las fuertes lluvias posibilitaron que se incrementara la generación de energía hidroeléctrica, disminuyendo entonces la generación en las plantas a gas natural, profundizando entonces el descenso en la demanda del mismo. No obstante, ello fue parcialmente compensado por la evolución de los precios promedios del gas natural que fueron U$S 1,09 por millón de BTU y $ 0,97 por millón de BTU para 1994 y 1993 respectivamente.
La disminución de las ventas intersegmentos al Downstream fue ocasionada básicamente por la declinación del precio promedio de transferencia interno del crudo, en línea con la caída del precio internacional del mismo, el que en promedio fue de U$S 12,90 por barril durante 1994 y de U$S 14,51 por barril durante el año anterior. La producción de crudo en las áreas retenidas en ambos ejercicios (excluyendo la relacionada con la participación en la producción de las áreas transferidas en relación con la renegociación con Total, el acuerdo con Amoco y la correspondiente al área Río Neuquén que fue vendida en junio de 1994) aumentó a 120 millones de barriles durante 1994 comparada con los 101 millones de barriles de 1993. Este incremento fue principalmente consecuencia del aumento de la producción resultante de las perforaciones de desarrollo en las cuencas del Golfo San Jorge y Neuquina y a la mayor producción en esta última dado que se superaron las limitaciones existentes para el transporte del producto con la puesta en funcionamiento del Oleoducto Trasandino en febrero de 1994.
La utilidad operativa para el Upstream fue de $ 566 millones en 1994 en comparación con $ 746 millones en 1993, lo que representó una disminución del 24%. Esta disminución en la utilidad operativa estuvo originada tanto en la baja de los ingresos por ventas, dada la disminución en los volúmenes de gas natural y la baja en el precio del crudo, como en el incremento del costo. El costo de ventas más los demás gastos operativos se incrementaron en 1994 a $ 1.906 millones de $ 1.846 millones en 1993 fundamentalmente debido al aumento en las compras de gas natural a terceros (básicamente a los socios de TOTAL), al incremento en el nivel de amortización como consecuencia de la mayor producción obtenida, como así también por el incremento de los gastos de exploración debido al aumento en el nivel de actividad exploratoria; todo lo cual fue parcialmente compensado por la disminución de los costos de extracción.
En 1994 las ventas netas fueron $ 3.503 millones mientras que en el año anterior fueron $3.369. Este incremento refleja el aumento en las exportaciones, principalmente las de crudo, de $309 millones, parcialmente compensado por la caída de $ 175 millones en las ventas netas locales. El incremento de las exportaciones se produjo básicamente por el aumento en el volumen de crudo vendido a países limítrofes, principalmente Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay La disminución en las ventas locales se produjeron principalmente en naftas, gasoil, fuel-oil y combustible para aviación, todo lo cual fue parcialmente compensado por el incremento de los precios de venta de la nafta súper y del gasoil y también por la mayor venta de productos petroquímicos. La disminución en los volúmenes vendidos de naftas fue consecuencia de la necesaria interrupción de la atención al público en aquellas estaciones de servicio que estuvieron alcanzadas por el intenso programa de remodelación de estaciones de servicio, de la decisión empresaria de reducir la producción de productos de bajo margen, principalmente el fuel-oil, y de la finalización de compras de ciertos productos a refinerías de terceros, incluyendo las refinerías vendidas por la Sociedad en virtud del Plan de Transformación, en todos los casos debido al bajo margen de los mismos.
Las ventas locales de naftas y gasoil en 1994 disminuyeron aproximadamente $ 110 millones en comparación con el año anterior como consecuencia de los menores volúmenes colocados, lo cual fue parcialmente compensado por el aumento del precio de la nafta súper y del gasoil. Las ventas locales de fuel-oil disminuyeron debido a la decisión de la Sociedad de reducir su producción para permitir la producción de otros refinados de mayor margen y también para posibilitar el incremento de los volúmenes de crudo destinados al mercado externo.
El resultado operativo del Downstream en 1994 fue $ 279 millones en comparación con $ 145 millones del ejercicio anterior. Esta mejora fue consecuencia del mayor volumen de crudo exportado, de la disminución de $ 6 millones en el costo de ventas y del ya mencionado incremento de precio de naftas y gasoil, todo ello parcialmente compensado por los menores volúmenes de naftas, aerokerosene, gasoil y fuel-oil en el mercado local y por los menores precios obtenidos por el crudo exportado. Los gastos de comercialización se redujeron 5% básicamente por la disminución de personal. Aunque el Downstream aumentó el volumen de crudo recibido del Upstream, el 11% en 1994 en comparación con 1993, el costo de ventas fue inferior en el primero de dichos períodos respecto del segundo por la disminución del precio de transferencia (disminución que es consecuencia directa de la baja del precio internacional durante los períodos comparados. El precio promedio diario del WTI fue U$S 17,18 por barril en 1994 y U$S 18,44 por barril en 1993).
El costo de ventas de Downstream también refleja la mejoría proveniente de la disminución de $32 millones en salarios, resultado directo de la reducción de personal. Esta mejora compensó sobradamente el incremento en los costos como consecuencia de la mayor cantidad de servicios contratados con terceros.
1993 COMPARADO CON 1992
Las ventas en 1993 fueron $ 4.190 millones en comparación con $ 4.094 millones del mismo período de 1992. lo cual significó un aumento del 2%. Las ventas netas del Upstream bajaron a $ 2.592 millones en 1993 (incluyendo $ 1.710 millones de petróleo transferido al Downstream) en comparación a $ 2.773 millones en 1992 (incluyendo $ 1.996 millones de petróleo transferido al Downstream), reflejando una menor venta de crudo como consecuencia de la enajenación de ciertas áreas de producción petrolera y una disminución en los precios del crudo, compensada parcialmente por un aumento en las ventas de LPG. Las ventas netas del Downstream durante 1993 fueron $ 3.369 millones, levemente superiores a las ventas netas de $ 3.317 millones durante 1992. Este aumento se debió a un incremento en las exportaciones que fue compensado por una disminución en las ventas de Downstream al mercado local.
El costo de ventas durante 1993 fue de $ 2.880 millones, en comparación con $ 3.014 millones durante 1992, lo que representó una disminución del 4%. La disminución refleja una reducción de los costos salariales y los esfuerzos de la Sociedad para mejorar la eficiencia operativa.
La utilidad operativa durante 1993 fue $ 755 millones en comparación con $ 554 millones en 1992, lo que representó un aumento del 37%. Los gastos de comercialización aumentaron $ 122 millones entre los dos períodos, al incorporar la Sociedad personal de venta, aumentar los salarios y los gastos de publicidad. Los gastos de exploración aumentaron $ 37 millones debido especialmente a mayor cantidad de actividades de exploración. Los gastos de administración disminuyeron $ 130 millones básicamente como resultado de un cambio en la política de asignación de gastos según la cual gastos por $ 79 millones, previamente reflejados como gastos administrativos, en 1993 comenzaron a incluirse en el costo de ventas y gastos de comercialización para las unidades de Upstream y Downstream y en otros egresos, netos.
La utilidad antes de resultados inusuales y extraordinarios de 1993 fue de $ 822 millones comparado con $ 433 millones en 1992, lo cual representó un incremento de 90%. La utilidad antes de resultados inusuales y extraordinarios en 1993 se vio favorablemente afectada por la renegociación del Contrato TOTAL; en virtud del cual existía una previsión para futuras pérdidas, constituida con anterioridad a 1991, y que renegociado a fin de 1993, permitió revertir parcialmente dicha previsión, generando una utilidad de $ 224 millones. La Sociedad mantuvo una previsión adecuada para cubrir la pérdida futura originada en la cláusula de indemnidad del impuesto a las ganancias establecida en la renegociación del Contrato TOTAL.
Las pérdidas inusuales y extraordinarias fueron de $ 45 millones para 1993, en comparación con una pérdida de $ 162 millones en 1992. Las pérdidas en 1993 reflejaron los gastos incurridos en relación con las reducciones de personal y los gastos vinculados con la oferta pública inicial de las Acciones Clase D de YPF y las transacciones relacionadas con ésta, compensadas con la enajenación del oleoducto Allen - Puerto Rosales, las terminales marítimas en Puerto Rosales, las refinerías de San Lorenzo y Dock Sud y parte de la flota de tanques de YPF.
Como resultado de lo que antecede, la utilidad neta antes de impuestos a las ganancias y a los activos en 1993 fue de $ 777 millones (18,6% de las ventas netas) comparada con $ 271 millones (6,6% de las ventas netas) en 1992, lo que representó un aumento del 186%. La utilidad neta en 1993 fue de $ 747 millones, comparados con $ 271 millones en 1992. Durante el tercer y cuarto trimestre de 1993, la Sociedad provisionó $ 30 millones para impuesto a los activos. No se registró pérdida alguna por dicho impuesto durante 1992. Según la legislación vigente, YPF debe pagar el mayor impuesto resultante entre el impuesto a las ganancias y el impuesto a los activos. La Sociedad no provisionó cargo alguno por impuesto a las ganancias en 1993 debido a la existencia de quebranto impositivo acumulado Ver Impuestos y Nota 3. g. a los estados contables.
Unidad Estratégica de Negocios Upstream
Las ventas netas del Upstream durante 1993 fueron de $ 2.592 millones en comparación con $ 2.773 millones en 1992, lo cual representó una disminución del 7%. La disminución refleja una caída de $ 286 millones en el crudo transferido a Downstream, parcialmente compensada por un aumento de $ 100 en ventas de LPG y otros productos y servicios a terceros y a Downstream. Dicha caída en la transferencia de crudo a Downstream se debió básicamente a una declinación significativa en el precio promedio de transferencia interno del crudo, en línea con la caída del precio internacional del mismo, y la pérdida de producción de áreas petroleras de importancia en la cuenca Noroeste, vendidas a fines de 1992. La mayor producción de petróleo en propiedades retenidas durante ambos períodos (incluyendo la producción relativa a las participaciones en las propiedades transferidas a los Socios TOTAL en virtud de la renegociación del Contrato TOTAL) aumentó a 109 millones de barriles (17,3 millones de metros cúbicos) en 1993 en comparación con 98 millones de barriles (16 millones de metros cúbicos) en 1992.
Las ventas de gas natural fueron esencialmente las mismas en 1993 ($ 699 millones) y en 1992 ($ 697 millones). Sin embargo, la producción de gas de las propiedades retenidas durante ambos períodos (incluyendo la producción relativa a las participaciones en las propiedades transferidas a los Socios TOTAL en virtud de la renegociación del Contrato TOTAL.) disminuyó unos 14.000 millones de pies cúbicos debido, primero, a que las condiciones climáticas fueron altamente favorables para la generación de energía hidroeléctrica durante el cuarto trimestre de 1993, lo cual redujo significativamente la venta de gas para generación de energía eléctrica y, segundo, en 1992 el gas natural y el gas líquido se vendían a Gas del Estado, mientras que tras la privatización de Gas del Estado a fines de 1992, YPF pudo separar estos líquidos del flujo de gas y vender el gas natural líquido por su propia cuenta (a través de Loma de la Lata, planta de su propiedad, y acuerdos de peaje con la Planta de General Cerri). Separando los líquidos se reduce el volumen del líquido del gas. Las ventas de la Sociedad en 1993 incluyeron aproximadamente 70.000 millones de pies cúbicos de gas que la Sociedad adquirió a terceros a precios de compra promedio menores que los precios de gas regulados y vigentes durante 1993.
La utilidad operativa fue de $ 746 millones en 1993 en comparación con $ 914 millones en 1992, lo que representó una disminución del 18%. Esta disminución de la utilidad operativa estuvo originada en la baja de los ingresos por ventas y fue parcialmente compensada por una disminución en los costos. Los costos disminuyeron durante 1993 de $ 1.786 millones a $ 1.736 millones debido principalmente a la reducción de las amortizaciones, menores costos salariales resultantes de las reducciones del número de empleados y menores regalías, compensando en parte por may9res gastos de exploración debidos a un importante aumento de esta actividad, por mayores compras de gas a terceros, y por el pago de ciertos montos vinculados con el tratamiento, almacenamiento y transporte de petróleo por medio de trenes y camiones, así corno un incremento en ciertos costos adjudicados a Upstream en 1993, que previamente habían sido reflejados como gastos administrativos de la Sociedad.
Unidad Estratégica de Negocios Downstream
En 1993 las ventas netas fueron $ 3.369 millones en comparación con $ 3.317 en 1992. El leve aumento refleja un incremento en las exportaciones de aproximadamente $ 120 millones, compensado en gran parte por una merma de aproximadamente $ 68 millones en las ventas netas locales, debido principalmente a las menores ventas de gasoil y fuel-oil, cuya producción YPF redujo en atención a su bajo margen. La menor producción de estos productos permitió la elaboración de mayor cantidad de productos de mayor margen y un aumento en los volúmenes de crudo disponibles para exportación. El incremento de las exportaciones se debió principalmente a la venta de mayores volúmenes de crudo y en menor medida, LPG y nafta virgen especialmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile y Paraguay
En 1993, las ventas locales de naftas aumentaron unos $ 72 millones en comparación con 1992 debido al aumento del precio promedio ponderado de 10,5% para sus tres categorías de naftas, los volúmenes de venta local de nafta fueron prácticamente los mismos en 1993 y en 1992, a pesar de un incremento en el precio y el efecto negativo en las ventas causado por la interrupción de los servicios debido al amplio programa de la Sociedad de remodelación de las estaciones de servicio.
Las ventas de LPG de Downstream en 1993 se incrementaron en aproximadamente $ 53 millones, respecto a 1992. El aumento se debió mayormente a la desregulación del mercado de LPG y a la privatización de Gas del Estado a fines de 1992. YPF actualmente puede vender directamente a terceros todo el LPG producido en sus plantas de recuperación además del LPG producido y almacenado en refinerías. Por otra a parte, en noviembre de 1993, la Sociedad compró Agip Argentina S.A., actualmente YPF Gas S.A., por un precio de compra de U$S 60 millones sujeto a ciertos ajustes posteriores a la celebración del contrato. YPF Gas S.A. tiene una amplia red de ventas minoristas de LPG, la cual ha sido utilizada por la Sociedad para integrar la producción, distribución y comercialización de LPG. Dado que la compra tuvo lugar a fines del año, la inclusión de esta red de ventas minoristas no tuvo efecto significativo en los resultados operativos de Downstream para 1993.
La utilidad operativa en 1993 fue de $ 145 millones en comparación con una pérdida de $ 106 millones en 1992. Esta mejora se debió a una reducción de $ 324 millones en el costo de ventas y a un incremento de $ 52 en las ventas, compensado en parte por un incremento de $ 122 millones en gastos de comercialización. El incremento de los gastos de comercialización se debió principalmente a un aumento de la fuerza de venta, mayor publicidad y gastos de promoción, mayores costos de transporte y la adjudicación de otros gastos de venta a Downstream en 1993 que hablan sido previamente reflejados como gastos administrativos de la Sociedad. La baja en el costo de ventas se debió principalmente a una disminución de aproximadamente 10% del costo de insumos de crudo. Esta baja, que refleja una disminución del 10% de los precios de transferencia internos promedio para el crudo suministrado por Upstream, se originó fundamentalmente como consecuencia de la disminución de los precios internacionales del petróleo durante los períodos comparados. El precio diario promedio para el WTI durante 1993 fue de U$S 18,44 en comparación con U$S 20,55 en 1992. Durante el cuarto trimestre de 1993, el precio promedio diario para el WTI fue aproximadamente U$S 16,40.
El costo de ventas de Downstream también se benefició con una disminución de $ 37 millones en salarios, resultado directo de la reducción de personal y una disminución de $ 20 millones en gastos de amortización como resultado de la enajenación de buques, tres refinerías y algunos otros bienes. Estas mejoras en los costos de ventas compensaron ampliamente los $ 50 millones en gastos de contratos vinculados con el aumento por parte de la Sociedad del uso de contratistas en sus operaciones de Downstream.
Producción y Reservas de Petróleo y Gas 1995
El siguiente cuadro presenta la información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre
de 1995, 1994 y 1993. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro
fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación
S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica
(SEC).
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2) | |||
| Desarrolladas |
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| Total |
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| Producción de petróleo (1) (2) |
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| Producción de gas natural (1) (2) |
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(1) Ver Nota 16 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas "(Información no cubierta por el Informe del Auditor). Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2. g. a los estados contables. Las regalías en Maxus son deducidas para determinar las ventas netas.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y el SFAS 69 y dichos montos pueden ser inferiores a las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
(3) Incluye las reservas de Maxus al 31 de diciembre de 1995 y su producción por el período abril-diciembre de 1995.
Reservas y producciones en Argentina dando efecto retroactivo a las cesiones de áreas efectuadas en conexión con la privatización de la Sociedad y del Plan de Transformación.
El siguiente cuadro presenta información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
Argentina para los años finalizados el 31 de diciembre de 1995,
1994 y 1993. Esta información se relaciona solamente con las participaciones
en propiedades retenidas por YPF al 10 de enero de 1995 y por lo tanto
no incluye información relacionada con propiedades vendidas con
anterioridad a dicha fecha. La Sociedad preparó dicho cuadro eliminando
la información relativa a los yacimientos o participaciones en yacimientos
vendidos con anterioridad a la fecha mencionada. Este cuadro fue desarrollado
según datos de reservas preparadas de acuerdo con la Norma 4-10
de la Regulación S-X de la Securities and Exchange Commission.
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2) (3) | |||
| Desarrolladas |
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| Total |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2) (3) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Producción de petróleo (1) (2) (3) |
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| Producción de gas natural (1) (2) (3) |
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(1) Ver Nota 16 a los estados contables" Exposiciones sobre Petróleo y Gas " (Información no cubierta por el Informe del Auditor). Las reservas de petróleo (Incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2. g. a los estados contables.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y el SFAS 69 y dichos montos pueden ser inferiores a las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
(3) No incluye las reservas ni la producción de ningún período atribuible a las siguientes propiedades i) las propiedades transferidas en conexión con la Renegociación con TOTAL en febrero de 1994, ii) el yacimiento Río Neuquén que fue transferido en agosto de 1994 y iii) las propiedades cubiertas por el Acuerdo con Amoco que fueron transferidas efectivamente el 1° de enero de 1995. Estos activos fueron transferidos a terceros en conexión con la privatización de la Sociedad y el Plan de Transformación. YPF no transfirió o vendió ningún área en 1995.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información
financiera como un porcentaje de las ventas netas para los períodos
indicados.
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Ventas netas |
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| Costo de ventas |
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| Gastos de exploración |
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Análisis por unidad estratégica de negocios
Las operaciones de YPF están organizadas en la Unidad Estratégica de Negocios Upstream para las actividades de exploración y producción en Argentina, y la Unidad Estratégica de Negocios Downstream para las actividades de refinación y marketing (incluyendo transporte y petroquímicos). Las ventas del Upstream en Argentina a terceros incluyen ventas de gas natural, gas licuado de petróleo (GLP) y tarifas por servicio (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Todo el petróleo crudo producido por YPF o adquirido a terceros bajo contratos de servicio o de riesgo es transferido del Upstream en Argentina al Downstream a un precio de transferencia que refleja el precio de mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad Estratégica de Negocios Downstream realiza compras y exportaciones de crudo en forma directa.
Como resultado de la adquisición de Maxus durante el segundo trimestre de 1995, la Sociedad ha organizado una Unidad Estratégica de Negocios Internacionales para sus operaciones de exploración y producción internacional a partir del 10 de Enero de 1996.
1995 Comparado con 1994
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1995 fueron $ 4.954 millones que, comparados con los $ 4.394 millones de 1994, representó un incremento del 13%. Las ventas netas del Upstream en Argentina crecieron a $ 2.873 millones en 1995 (incluyendo $ 2.113 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $ 2 590 millones en 1994 (incluyendo $ 1.856 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando mejores precios para el petróleo crudo y el gas natural y un mayor número de barriles de crudo vendidos. Las ventas netas del Downstream en 1995 fueron $ 3.747 (incluyendo $ 17 millones transferidos al Upstream en Argentina), superiores a las ventas netas de 1994 de $ 3.673 (incluyendo $ 13 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento fue causado por el aumento del volumen de crudo exportado y los mayores precios obtenidos por el crudo y productos refinados exportados, parcialmente compensado por una disminución en los volúmenes de productos refinados vendidos en ambos mercados, local e internacional. Las ventas de la Sociedad en 1995 también incluyen $ 464 millones de ventas de la nueva subsidiaria de YPF. Maxus, que fue adquirida durante el segundo trimestre de 1995. Las ventas netas del Downstream incluyen $ 66 millones de ventas netas de las sociedades subsidiarias operadoras de estaciones de servicios en Chile y de Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
El costo de ventas en 1995 fue $ 3.225 millones comparados con los $ 2.970 millones en 1994. Corno porcentaje de las ventas netas, el costo de ventas en 1995 disminuyó 2,5% en comparación con 1994. Como resultado, el margen bruto de la compañía se incrementó un 21,4 %, de $ 1.424 millones en 1994 a $ 1.729 millones en 1995. El costo de ventas como porcentaje de las ventas netas se benefició por la reducción en las compras de crudo, gas natural (en Argentina) y productos refinados a terceros (como consecuencia de la expiración de contratos obligatorios de compra), los menores costos de mantenimiento y los menores gastos de transporte de crudo. Las amortizaciones se incrementaron por el aumento en la producción local de crudo y por la inclusión en 1995 de la amortización de los bienes de uso de Maxus.
La ganancia operativa de 1995 fue de $ 961 millones comparada con los $ 743 millones de 1994, lo que representó un incremento del 29%. Este aumento se obtuvo a través del incremento del marger bruto, parcialmente compensado por la inclusión de los gastos de exploración de Maxus y el aumento de los gastos de administración como consecuencia de la inclusión de las nuevas subsidiarias de YPF, principalmente Maxus.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias y sobre los activos y de dividendos al capital preferido de sociedades controladas en 1995 fue de $ 883 millones comparados con los $ 575 millones en 1994, lo que representó un incremento del 53%. La ganancia neta antes de impuestos y de dividendos a1 capital preferido de sociedades controladas se benefició por el cambio en otros ingresos (egresos) netos que pasaron de una pérdida de $ 149 millones en 1994 a una ganancia de $ 14 millones en 1995, principalmente como resultado de los $ 123 millones de ganancia en este último ejercicio producto de la diferencia entre el valor nominal y el valor de mercado de los Bonos de Consolidación utilizados para la cancelación anticipada de saldos pendientes de moratorias impositivas. Los resultados financieros y por tenencia de 1995 muestran una mayor pérdida de $ 73 millones básicamente como resultado de un incremento en los intereses generados por pasivos de $ 146 millones parcialmente compensado por un incremento de intereses generados por activos de $ 27 millones. El incremento de los intereses generados por pasivos se debe básicamente a la inclusión en 1995 de $ 78 millones de intereses relacionados con la deuda existente de Maxus al momento de su adquisición y de $ 45 millones de intereses por la deuda adquirida para financiar la compra de Maxus. Los resultados financieros y por tenencia de 1995 incluyen también $ 53 millones (de los cuales $ 22 millones están incluidos en los resultados de Maxus) de ganancia por exposición a la inflación de la posición monetaria pasiva neta y por tenencia de inventarios, neto de la pérdida por traslación de $ 8 millones debido al efecto de la inflación sobre la inversión inicial de YPF en Maxus.
La utilidad neta de 1995 fue $ 793 millones en comparación con los $ 564 millones de 1994, lo que representó un incremento del 41%. La utilidad de 1995 se vio reducida en $ 29 millones por el pago de dividendos al capital preferido de sociedades controladas. Durante 1994, la Sociedad provisionó $ 10 millones para el pago del impuesto sobre los activos, el cual fue derogado el 31 de diciembre de 1994. Hasta su derogación, YPF debía pagar el mayor impuesto resultante entre el impuesto a las ganancias y el impuesto sobre los activos. YPF no provisionó cargo alguno por el impuesto a las ganancias en ninguno de los dos años debido a la existencia de quebranto impositivo originado en años anteriores. Las sociedades controladas provisionaron durante 1995 un total de $ 61 millones para el pago del impuesto a las ganancias, en comparación con los $ 2 millones provisionados durante 1994. De los $ 61 millones de impuesto a las ganancias registrados en 1995, $ 58 millones corresponden al cargo de Maxus.
Exploración y Producción en Argentina (Upstream - excluyendo Maxus)
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1995 fueron de $ 2.873 millones comparadas con los $ 2.590 millones de 1994, lo que representó un incremento del 11%. Este incremento se debió principalmente a un aumento de $ 257 millones en las ventas intersegmentos de crudo y OLP al Downstream. El incremento en las ventas de crudo intersegmentos se debió básicamente al aumento del precio promedio de transferencia del crudo, reflejando mayores precios internacionales, y a un cambio durante 1995 de la fórmula de cálculo del precio de transferencia del crudo intersegmentos para reflejar más fielmente los precios de mercado, de U$S 14.63 por barril durante 1995 en comparación con los U$S 12,90 por barril durante 1994.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas creció un 8%, alcanzando los 136 millones de barriles en 1995 comparados con los 126 millones de barriles en 1994. Sin embargo, la producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de las propiedades retenidas por YPF a lo largo de ambos períodos (es decir, excluyendo la producción relacionada con la participación en propiedades transferidas por la renegociación del contrato TOTAL, la producción del área Río Neuquén, que fue vendida en junio de 1994 y la producción relacionada con las propiedades transferidas a Amoco en relación a la renegociación del contrato Amoco) creció un 13% en comparación con los 120 millones de barriles en 1994. El incremento se produjo como consecuencia de un agresivo programa de perforación de desarrollo de reservas en la Cuenca del Golfo San Jorge. En 1995, YPF completó 1.213 pozos de desarrollo de reservas, en comparación con los 785 pozos de desarrollo de reservas perforados en 1994.
Las ventas de gas natural a terceros se incrementaron levemente a $ 684 millones en 1995 de $ 682 millones en 1994, debido básicamente a mayores precios compensados parcialmente por menores volúmenes de venta debido a una disminución en la actividad industrial como consecuencia de la desaceleración en el nivel de actividad de la economía argentina. Los precios del gas natural se incrementaron de un promedio de $ 1,14 por mpc en 1994 a un promedio de $ 1,24 por mpc en 1995. A pesar de que los volúmenes vendidos decrecieron en 1995, la producción se incrementó como contrapartida de los menores volúmenes comprados a terceros. La producción de gas natural creció a 1.061 millones de pies cúbicos por día ("Mpcd") en 1995 con respecto a los 1.039 Mpcd de 1994 a pesar de la venta del área gasífera Río Neuquén y la transferencia de propiedades productoras de gas a TOTAL, las que combinadas produjeron 38 Mpcd en 1994. La producción de gas natural de las propiedades retenidas por YPF durante ambos períodos (es decir, excluyendo la producción relacionada con las participaciones en propiedades transferidas a TOTAL por la renegociación del contrato de servicio y la producción relacionada con el área de Río Neuquén vendida en junio de 1994) se incrementó 6% comparada con los 1.000 mmpcd producidos en 1994. Como resultado de la renegociación del contrato de servicio con TOTAL, se estima que el gas comprado a terceros en 1996 se incrementará como consecuencia de la obligación asumida por YPF de comprar aproximadamente 124 mmpcd de gas proveniente del área Aguada Pichana localizada en la Cuenca Neuquina por un período de 10 años comenzando en 1996. Mientras que se espera que la producción disminuya en 1996 como resultado de este requerimiento contractual de mayores compras, se estima que las ventas de este producto permanecerán en los mismos niveles de 1995.
La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $ 777 millones en 1995 comparada con $ 593 millones obtenidos en 1994, lo que representó un incremento del 31%. El incremento en la ganancia operativa se explica por el aumento de los ingresos debido a mayores volúmenes y precios del crudo y mayores precios del gas natural, los cuales absorbieron las mayores amortizaciones (causadas por la mayor producción), el aumento de las regalías provinciales (las cuales dependen del valor a boca de pozo de los hidrocarburos producidos) y los menores volúmenes de gas natural. Además, el total de gastos operativos como porcentaje de ventas disminuyó de 77% en 1994 a 73 % en 1995. La ganancia operativa se incrementó por el mejoramiento de la eficiencia operativa, lo cual derivó en una disminución del costo de extracción por barril equivalente de petróleo y en menores compras de gas de terceros.
Exploración y Producción Internacional (Maxus)
Como resultado de la compra de Maxus Energy Corporation durante el segundo trimestre de 1995, los resultados de las operaciones de la Sociedad de 1995 incluyen los resultados de Maxus por el período de nueve meses terminado el 31 de diciembre de 1995.
Las ventas netas de Maxus ascendieron a $ 464 millones en los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995. La ganancia operativa de Maxus de los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 fue de $ 43 millones, la cual incluye $ 32 millones de mayores amortizaciones con respecto a este concepto antes de ser adquirida por YPF, reflejando el impacto de la distribución del precio de compra en el valor de libros del activo fijo.
Durante los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 Maxus vendió 65 miles de barriles por día (mbd) de crudo, 20 mbd de gas licuado y 233 mmpcd de gas natural.
Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y los dividendos al capital preferidos, Maxus registró en los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 una pérdida neta de $ 116 millones. Esta pérdida neta incluye $ 22 millones de ganancia por exposición a la inflación de los pasivos monetarios netos de Maxus. Los resultados de los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 de Maxus también se vieron afectados por un incremento de $ 27 millones de intereses pagados en relación con la financiación de la compra.
Refinación y Marketing (Downstream)
Las ventas netas en 1995 fueron de $ 3.747 millones comparadas con los $ 3.673 millones de 1994. Este incremento fue producido básicamente por un incremento de las exportaciones de $ 202 millones y la inclusión de $ 66 millones de otras ventas en el exterior, parcialmente compensado por una disminución de $ 194 millones en las ventas locales. Las exportaciones se incrementaron principalmente por la venta de mayores volúmenes de crudo a mayores precios, especialmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay. Las otras ventas en el exterior corresponden a las ventas hechas por las estaciones de servicios adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995 y a la tarifa de transporte realizado por el oleoducto transandino en Chile, la que en otros períodos se incluía como ventas locales. La caída en las ventas locales se explica básicamente por los menores volúmenes vendidos de productos refinados, parcialmente compensados por la contribución a las ventas de las nuevas sociedades controladas adquiridas. La caída de los volúmenes vendidos de productos refinados en el mercado local se debió en parte a una mayor competencia de refinerías que fueron vendidas de acuerdo al Plan de Transformación, de los competidores preexistentes y al ingreso de importaciones de productos refinados al mercado argentino. La desaceleración de la economía argentina también contribuyó a la disminución de los volúmenes vendidos de productos refinados, principalmente en el segundo y tercer trimestre de 1995.
Las ventas de naftas en el mercado local decrecieron comparadas a las de 1994, principalmente por los menores volúmenes vendidos. Las ventas de gasoil cayeron en comparación con 1994 debido al incremento de la competencia en el mercado argentino de productos refinados, incluyendo la importación, lo que impulsó hacia abajo los precios. Las ventas locales de petroquímicos se incrementaron en comparación con 1994 debido a la adquisición del 50% del capital de Petroken Petroquímica Ensenada S.A. en junio de 1994. Las ventas de gas licuado (LPG) fueron menores a las de 1994 debido a la disminución del volumen.
La puesta en marcha de las nuevas plantas de alquilación e isomerización en la dos principales refinerías de la Sociedad está proyectada para mediados de 1996. Ambas plantas incrementarán sustancialmente la capacidad de YPF para producir naftas y gasoil de alto octanaje.
La ganancia operativa del Downstream en 1995 fue de $ 278 millones comparados con la ganancia operativa de $ 293 millones en 1994, lo que representó una disminución del 5%. El costo de ventas como porcentaje de las ventas netas permaneció en un nivel similar al de 1994. El costo de ventas se benefició por una reducción de $ 45 millones en los gastos de mantenimiento en 1995 debido a la culminación de proyectos que resultaron en un mejor mantenimiento de planta en la refinería La Plata. El costo de ventas también se benefició con la reducción de $ 116 millones de compras a ciertas refinerías, incluyendo refinerías vendidas por YPF en relación con el Plan de Transformación, luego de la extinción de los contratos existentes. Estos beneficios fueron parcialmente compensados por un incremento en el costo interno de transferencia de crudo recibido por el Downstream del Upstream (reflejando un incremento del precio diario promedio del WTI que pasó de U$S 17,18 por barril en 1994 a U$S 18,44 por barril en 1995, y a un cambio producido en la fórmula de cálculo del precio de transferencia de Upstream a Downstream para aproximar mejor estos precios a los de mercado). El cambio en la fórmula de cálculo de precios intersegmentos disminuyó la ganancia operativa del Downstream en $ 38 millones durante 1995. La ganancia operativa estuvo negativamente afectada por el incremento de $ 14 millones en los gastos de comercialización principalmente gastos en personal, honorarios profesionales y amortizaciones parcialmente compensados por menores gastos de mantenimiento y publicidad.
1994 Comparado con 1993
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1994 fueron $ 4.394 millones, prácticamente sin cambios respecto de los $ 4.392 millones de 1993. Las ventas netas del Upstream bajaron a $ 2.590 millones en 1994 (incluyendo $ 1.856 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo) en comparación con $ 2.717 millones en 1993 (incluyendo $ 1.856 transferidos al Downstream, principalmente petróleo), reflejando fundamentalmente una baja en el precio del crudo y la disminución del volumen de gas natural vendido, compensados parcialmente por el aumento del volumen de venta de crudo. Las ventas netas del Downstream durante 1994 fueron $ 3.673 millones, superiores a los $ 3.531 millones de ventas netas durante 1993. Este incremento neto fue causado por el 36 % de aumento del volumen de crudo exportado juntamente con los mayores precios obtenidos localmente para la nafta súper, parcialmente compensados por la disminución de los volúmenes de venta de otros productos refinados y por los menores precios obtenidos por el crudo exportado.
El costo de ventas en 1994 fue de $ 2.970 millones, comparado con $ 3.019 millones en 1993, lo cual representó una baja del 2%. Esta disminución fue causada por el descenso de los gastos de producción y por los menores volúmenes de compras a terceros tanto de crudo como de productos refinados, lo cual fue parcialmente compensado por el incremento en el nivel de amortizaciones. La reducción en los gastos de producción se basa en la disminución de los costos salariales y por las mejoras en la eficiencia operativa. La reducción en las compras de crudo y productos refinados es consecuencia de la expiración de contratos que en el pasado obligaban a la Sociedad. Las amortizaciones son mayores debido al incremento en el nivel de producción de petróleo crudo.
La utilidad operativa en 1994 fue $ 743 millones en comparación con $ 791 millones en 1993, lo que representó una disminución del 6% Esta disminución se debió básicamente al aumento del 58 % en los gastos de exploración que pasaron de $ 115 millones en 1992 a $ 182 millones en 1994. La mayor actividad exploratoria de 1994 le permitió a la Sociedad reemplazar sus reservas de crudo (considerando revisiones, extensiones y descubrimientos) a una tasa del 179% respecto de la producción. Los gastos de administración se incrementaron $ 24 millones básicamente como consecuencia de honorarios a consultores externos en relación con la instalación del nuevo sistema contable y de información gerencial.
La Sociedad obtuvo una ganancia de $ 71 millones en el segundo trimestre de 1994 por la venta del área Río Neuquén. Esta ganancia fue compensada por una previsión de $ 70 millones constituida en el mismo trimestre en relación al acuerdo alcanzado para rescindir un contrato de producción con Amoco.
La utilidad antes de resultados inusuales en 1994 fue $ 576 millones en comparación con $ 861 millones en 1993, lo que representó una disminución del 33%. La utilidad antes de resultados inusuales en 1993 está favorablemente afectada por el impacto de $ 235 millones de ganancia que la renegociación del contrato con TOTAL trajo aparejada al revertirse parcialmente una previsión que en relación al mismo había sido constituida con anterioridad a 1991. La utilidad antes de resultados inusuales también estuvo afectada en 1994, a los efectos comparativos con el año anterior, por la inclusión de $38 millones correspondientes a indemnizaciones por despidos dentro de otros egresos netos, ya que dicho concepto fue durante 1993 considerado inusual en virtud de la transformación de la Sociedad.
La Sociedad no tuvo resultados inusuales en 1994, pero sí en 1993 cuando registró una pérdida total por dicho concepto de $ 47 millones como consecuencia de gastos incurridos por las indemnizaciones por despidos y por la oferta pública inicial de las acciones clase D, todo lo cual fue parcialmente compensado por la ganancia neta proveniente de las ventas del oleoducto Allen - Puerto Rosales, la terminal marítima de Puerto Rosales, las refinerías San Lorenzo Dock Sud y parte de la flota petrolera.
Como resultado de lo que antecede, la utilidad neta antes de impuestos en 1994 fue $ 576 millones (13% de las ventas netas) comparada con $ 814 millones (19% de las ventas netas) en 1993, lo que representó una disminución del 29%. La utilidad neta de 1994 fue $ 564 millones, mientras que la de 1993 fue $ 783 millones. Durante 1994, la Sociedad provisionó $ 12 millones para afrontar el impuesto a las ganancias y a los activos, mientras que en 1993 se provisionaron $ 31 millones. Según la legislación vigente hasta 1994, YPF debía pagar el mayor impuesto resultante entre el impuesto a las ganancias y el impuesto a los activos. YPF no provisionó cargo alguno por impuesto a las ganancias en ninguno de los dos ejercicios debido a la existencia de quebranto impositivo que se arrastra de años anteriores. Sin embargo, Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., una subsidiaria de la Sociedad, provisionó $ 2 millones por impuesto a las ganancias por 1994.
Exploración y Producción en Argentina (Upstream)
Las ventas netas del Upstream en 1994 fueron $ 2.590 millones en comparación con $ 2.717 millones de 1993, representando una disminución del 5 %. Esta leve disminución refleja una reducción de $ 59 millones en las ventas de gas natural a terceros, una reducción de las ventas de crudo intersegmentos al Downstream de $ 16 millones y una reducción de $ 51 millones en las ventas de otros productos y servicios a terceros y a. Downstream.
Las ventas de gas natural disminuyeron a $ 674 millones en 1994 en comparación con los $ 733 millones de 1993 debido a una menor demanda y a la venta del área Río Neuquén. La demanda de gas natural en 1994 resultó sustancialmente menor a lo esperado por la combinación de una serie de condiciones climáticas inusuales. El invierno fue menos frío que lo habitual y en consecuencia disminuyó el consumo para calefacción. Adicionalmente, las fuertes lluvias posibilitaron que se incrementará la generación de energía hidroeléctrica, disminuyendo entonces la generación en las plantas a gas natural profundizando entonces el descenso en la demanda del mismo. No obstante, ello fue parcialmente compensado por la evolución de los precios promedios del gas natural que fueron U$S 1,09 por millón de BTU y U$S 0,97 por millón de BTU para 1994 y 1993 respectivamente
La disminución de las ventas intersegmentos al Downstream fue ocasionada básicamente por la declinación del precio promedio de transferencia interno del crudo, en línea con la caída del precio internacional del mismo, el que en promedio fue de U$S 12,90 por barril durante 1994 y de U$S 14,51 por barril durante el año anterior. La producción de crudo en las áreas retenidas en ambos ejercicios (excluyendo la relacionada con la participación en la producción de las áreas transferidas en relación con la renegociación con TOTAL, el acuerdo con Amoco y la correspondiente al área Río Neuquén que fue vendida en junio de 1994) aumentó a 120 millones de barriles durante 1994 comparada con los 101 millones de barriles de 1993. Este incremento fue principalmente consecuencia del aumento de la producción resultante de las perforaciones de desarrollo en las cuencas del Golfo San Jorge y Neuquina y a la mayor producción en esta última dado que se superaron las limitaciones existentes para el transporte del producto con la puesta en funcionamiento del Oleoducto Trasandino en febrero de 1994.
La utilidad operativa para el Upstream fue de $ 593 millones en 1994 en comparación con $ 782 millones en 1993, lo que representó una disminución del 24 %. Esta disminución en la utilidad operativa estuvo originada tanto en la baja de los ingresos por ventas, dada la disminución en los volúmenes de gas natural y la baja en el precio del crudo, como en el incremento del costo. El costo de ventas más los demás gastos operativos se incrementaron en 1994 a $ 1.997 millones de $ 1.935 millones en 1993, principalmente debido al aumento en las compras de gas natural a terceros (básicamente a los socios de TOTAL), al incremento en el nivel de amortización como consecuencia de la mayor producción obtenida, como así también por el incremento de los gastos de explotación debido al aumento en el nivel de actividad exploratoria, todo lo cual fue parcialmente compensado por la disminución de los costos de extracción.
Refinación y Marketing (Downstream)
En 1994 las ventas netas fueran $ 3.673 millones mientras que en el año anterior fueron $ 3.531 millones. Este incremento refleja el aumento en las exportaciones, principalmente las de crudo de $ 324 millones, parcialmente compensado por la caída de $ 182 millones en las ventas netas locales. El incremento de las exportaciones se produjo básicamente por el aumento en el volumen de crudo vendido a países limítrofes, principalmente Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay. La disminución en las ventas locales se produjo principalmente en naftas, gasoil, fuel-oil y combustible para aviación, todo lo cual fue parcialmente compensado por el incremento de los precios de venta de la nafta súper y del gasoil y también por la mayor venta de productos petroquímicos. La disminución en los volúmenes vendidos de naftas fue consecuencia de la necesaria interrupción de la atención al público en aquellas estaciones de servicios que estuvieron alcanzadas por el intenso programa de remodelación de estaciones de servicios, de la decisión empresaria de reducir la producción de productos de bajo margen, principalmente el fuel-oil, y de la finalización de compras de ciertos productos a refinerías de terceros, incluyendo las refinerías vendidas por la Sociedad en virtud del Plan de Transformación, en todos los casos debido al bajo margen de los mismos.
Las ventas locales de naftas y gasoil en 1994 disminuyeron aproximadamente $ 115 millones en comparación con el año anterior como consecuencia de los menores volúmenes colocados, lo cual fue parcialmente compensado por el aumento del precio de la nafta súper y del gasoil. Las ventas locales de fuel-oil disminuyeron debido a la decisión de la Sociedad de reducir su producción para permitir la producción de otros refinados de mayor margen y también para posibilitar el incremento de los volúmenes de crudo destinados al mercado externo.
El resultado operativo del Downstream en 1994 fue $ 293 millones en comparación con $ 152 millones del ejercicio anterior. Esta mejora fue consecuencia del mayor volumen de crudo exportado y del ya mencionado incremento de precio de naftas y gasoil, todo ello parcialmente compensado por los menores volúmenes de naftas, aerokerosene, gasoil y fuel-oil en el mercado local y por los menores precios obtenidos por el crudo exportado. Los gastos de comercialización se redujeron 5 % básicamente por la disminución de personal. Aunque el Downstream aumentó el volumen de crudo recibido del Upstream el 11% en 1994 en comparación con 1993, el costo de ventas fue inferior en el primero de dichos períodos respecto del segundo por la disminución del precio de transferencia (disminución que es consecuencia directa de la baja del precio internacional durante los períodos comparados). El precio promedio diario del crudo West Texas Intermediate (WTI) fue U$S 17,18 por barril en 1994 y U$S 18,44 por barril en 1993.
El costo de ventas del Downstream también refleja la mejoría proveniente de la disminución de $ 34 millones en salarios, resultado directo de la reducción de personal. Esta mejora compensó sobradamente el incremento en los costos como consecuencia de la mayor cantidad de servicios contratados con terceros.
Producción y Reservas de Petróleo y Gas 1996
El siguiente cuadro presenta la información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre
de 1996, 1995 y 1994. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro
fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación
S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Producción de petróleo (1) (2) |
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| Producción de gas natural (1) (2) |
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(1) Ver Nota 15 a los estados contables" Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.g. a los estados contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden ser inferiores a las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
(3) Incluye las reservas de Maxus al 31 de diciembre de 1995 y su producción por el período abril-diciembre de 1995.
Reservas y producciones en Argentina dando efecto retroactivo a las cesiones de áreas efectuadas en conexión con la privatización de la Sociedad y del Plan de Transformación.
El siguiente cuadro presenta información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
Argentina para los años finalizados el 31 de diciembre de 1996,
1995 y 1994. Esta información se relaciona solamente con las participaciones
en propiedades retenidas por YPF al 1° de enero de 1995 y por lo tanto
no incluye información relacionada con propiedades vendidas con
anterioridad a dicha fecha. La Sociedad preparó dicho cuadro eliminando
la información relativa a los yacimientos o participaciones en yacimientos
vendidos con anterioridad a la fecha mencionada. Este cuadro fue desarrollado
según datos de reservas preparadas de acuerdo con la Norma 4-10
de la Regulación S-X de la SEC.
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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1995 | 1994 | |
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2) (3) | |||
| Desarrolladas.. |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2) (3) | |||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Producción de petróleo (1) (2) (3) |
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136 | 120 |
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| Producción de gas natural (1) (2) (3) |
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(1) Ver Nota 15 a los estados contables Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2. g. a los estados contables.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-lo de la Regulación S-X de la Commission y del SFAS 69 y dichos montos pueden ser inferiores a las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
(3) No incluye las reservas ni la producción de ningún período atribuible a las siguientes propiedades: i) las propiedades transferidas en conexión con la Renegociación con TOTAL en febrero de 1994. ii) el yacimiento Río Neuquén que fue transferido en agosto de 1994 y iii) las propiedades cubiertas por el Acuerdo con Amoco que fueron transferidas efectivamente el 1° de enero de 1995. Estos activos fueron transferidos a terceros en conexión con la privatización de la Sociedad y el Plan de Transformación. YPF no ha transferido o vendido a terceras partes ningún área en 1996.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información
financiera como un porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
| Ejercicios el 31 de Diciembre de | |||
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| Gastos de exploración |
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| Utilidad operativa |
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Análisis por unidad estratégica de negocios
Las operaciones de YPF están organizadas en la Unidad Estratégica de Negocios Upstream para las actividades de exploración y producción en Argentina, la Unidad Estratégica de Negocios Upstream Internacional para las actividades de exploración y producción internacionales y la Unidad Estratégica de Negocios Downstream para las actividades de refinación y comercialización (incluyendo transporte y petroquímicos). Las ventas del Upstream a terceros en Argentina incluyen ventas de gas natural, gas licuado de petróleo (LPG) y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Todo el petróleo crudo producido por YPF o adquirido a terceros bajo contratos de servicio o de riesgo en Argentina es transferido del Upstream al Downstream a un precio de transferencia que refleja el precio de mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad Estratégica de Negocios Downstream realiza compras en Argentina y exportaciones de crudo desde Argentina en forma directa.
1996 Comparado con 1995
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1996 fueron $ 5.919 millones que, comparados con los $ 4.954 millones de 1995, representa un incremento del 19%. Las ventas netas del Upstream en Argentina crecieron a $ 3.616 millones en 1996 (incluyendo $ 2.816 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $ 2.873 millones en 1995 (incluyendo $ 2.113 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando un mayor número de barriles de crudo vendidos y mejores precios para el petróleo crudo y el gas natural. Las ventas netas del Downstream en 1996 fueron $ 4.400 millones (incluyendo $ 13 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 17% superiores a las ventas netas de 1995 de $ 3.747 millones (incluyendo 17 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento fue causado por el aumento del volumen del crudo exportado y por los mayores precios obtenidos y por el mayor volumen de ciertos productos refinados vendidos, parcialmente compensado por una disminución en los precios de los productos petroquímicos exportados. Las ventas de la Sociedad en 1996 incluyen $ 732 millones de ventas netas de YPF International.
El costo de ventas en 1996 fue $ 3.604 millones representando un incremento comparados con los $ 3.225 millones en 1995 pero una disminución de más del 4% del costo de ventas como porcentaje de las ventas netas.
La ganancia operativa de 1996 fue de $ 1.519 millones comparado con los $ 961 millones de 1995. lo que representa un incremento del 58%. Este aumento se obtuvo a través de la combinación de mayores precios y volúmenes de crudo, mayores volúmenes y precios del gas natural, mayores volúmenes de gasoil, de la inclusión del resultado operativo de YPF International por todo el período y los esfuerzos puestos en la reducción de costos. Los gastos de comercialización se incrementaron principalmente debido a mayores costos de transporte del Downstream.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias y de dividendos al capital preferido en 1996 fue de $ 1.208 millones comparados con los $ 883 millones en 1995, lo que representó un incremento de 37%. Cabe mencionar que la ganancia neta antes de impuestos y de dividendos al capital preferido en 1995 se benefició en $ 123 millones de ganancia producto de la diferencia entre el valor nominal y el valor de mercado de los Bonos de Consolidación utilizados para la cancelación anticipada de saldos pendientes de moratorias impositivas. La ganancia neta antes de impuestos en 1996 fue negativamente afectada por una mayor pérdida de $ 128 millones en los resultados financieros y por tenencia. Los resultados financieros y por tenencia representaron cargo negativo de $ 243 millones contra los $115 millones del último año, básicamente como consecuencia de un incremento en los intereses generados por pasivos como resultado de la inclusión del cargo financiero de YPF International por todo el ejercicio de 1996 (mientras que en 1995 se incluyeron solamente nueve meses de dichos gastos), la ausencia de ganancia por exposición a la inflación y mayor nivel de endeudamiento promedio durante 1996.
La utilidad neta de 1996 fue $ 817 millones en comparación con los $ 793 millones de 1995. Durante 1995 la Sociedad provisionó $ 61 millones por impuesto a las ganancias exclusivamente en sociedades controladas, debido a la existencia de quebranto impositivo originado en años anteriores. Durante 1996, YPF sus sociedades controladas excluyendo YPF International, provisionaron $ 262 millones para el pago del impuesto a las ganancias e YPF International provisionó $ 102 millones principalmente debido a sus operaciones en Indonesia.
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1996 fueron de $ 3.616 millones comparadas con los $ 2.873 millones de 1995, lo que representó un incremento de más del 25%. Este incremento se debió principalmente a un aumento de $ 695 millones en las ventas de crudo. El incremento en las ventas de crudo se debió básicamente al aumento del precio promedio del crudo de transferencia, reflejando mayores precios internacionales, de U$S 18.21 por barril durante 1996 en comparación con los U$S 14,63 por barril durante 1995 y a mayores volúmenes entregados al Downstream.
La producción de crudo condensado y líquidos derivados del gas creció un 11%, alcanzando los 412 miles de barriles diarios en 1996 comparados con los 373 miles de barriles diarios en 1995. El incremento se produjo como consecuencia de un agresivo programa de perforación de desarrollo de reservas, principalmente en la cuenca del Golfo San Jorge y del aumento de producción derivado de los proyectos de recuperación secundaria en la cuenca Neuquina. En 1996, YPF completó 1.024 pozos de desarrollo de reservas en áreas en las cuales tiene participación, en comparación con los 1.213 pozos de desarrollo de reservas en dichas áreas perforados en 1995. reflejando una intensificación en el enfoque de la política de reservorios.
En Chihuido de la Sierra Negra - Lomita, principal campo petrolero de YPF, un agresivo programa de recuperación secundaria fue implementado, el cual superó la declinación natural del campo. A fines de diciembre de 1996, la inyección de agua en los reservorios fue de aproximadamente de 315 miles de barriles por día.
Las ventas de gas natural de $ 728 millones en 1996 fueron 6% superiores a los $ 684 millones de 1995, debido a los mayores precios y volúmenes de venta obtenidos por el gas natural. La producción de gas natural durante 1996 casi igualó la de 1995 a pesar de las compras de gas proveniente del yacimiento de Aguada Pichana contractualmente obligatorias a partir del 10 de Enero de 1996. Como parte de la renegociación del contrato de servicio con TOTAL. El precio promedio del gas natural en 1996 fue de $ 1,30 por mpc comparado con $ 1,24 mpc en 1995.
La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $ 1.321 millones en 1996 comparada con $ 777 millones obtenidos en 1995, lo que representó un incremento del 70%. El incremento en la ganancia operativa se explica por el aumento de los ingresos de $ 743 millones debido a mayores precios y volúmenes del crudo vendido. Estas mejoras fueron parcialmente compensadas por un incremento de $ 224 millones en el costo de ventas durante 1996, totalizando $ 2.119 millones en comparación con $ 1.895 millones del año anterior, debido básicamente al incremento de las amortizaciones, como resultado de una mayor producción de crudo, al incremento en las regalías provinciales debido a la mayor producción de crudo y a los precios y a las mayores compras de gas natural para reventa a terceros (incluyendo compras de gas del yacimiento Aguada Pichana requeridas por la renegociación del contrato de servicio con TOTAL).
Los esfuerzos en las actividades exploratorias continúan en la cuenca Noroeste argentina con el objetivo de certificar las suficientes reservas de gas natural que garanticen el potencial proyecto de exportación de gas natural a Brasil. Dos pozos, Chango Norte X-1 y Porcelana X-1, fueron perforados y testeados con éxito en el bloque Aguarague. Un tercer pozo llamado Campo Duran Sur ha sido también descubridor de reservas, completándose de esta manera la etapa exploratoria del bloque. En el bloque Acambuco la perforación del segundo pozo, denominado San Antonio X-1, sigue en proceso.
Exploración y Producción Internacional
Las ventas netas y la ganancia operativa de YPF International ascendieron a $ 732 millones y $ 222 millones respectivamente, en 1996.
Durante 1996, YPF International vendió 61 mbd de crudo, 21 mbd de gas licuado y 251 mmpcd de gas natural, en comparación con los 65 mbd de crudo, 20 mbd de gas licuado y 233 mmpcd de gas natural vendidos durante los últimos tres trimestres de 1995, período en el cual Maxus fue poseída directamente por YPF.
Las ventas netas de YPF International en el cuarto trimestre de 1996 de $ 205 millones crecieron en $ 34 millones respecto del cuarto trimestre de 1995. La utilidad operativa aumentó a $ 68 millones en el cuarto trimestre de 1996 en comparación con los $ 20 millones registrados en igual período del año anterior. Los resultados de YPF International mejoraron básicamente debido a los mayores volúmenes y precios del gas natural, mayores precios de crudo, menores gastos de exploración y a los esfuerzos en la reducción de los costos operativos.
Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y antes de los dividendos al capital preferido, YPF International registró en 1996 un resultado equilibrado, de acuerdo a principios contables argentinos. Bajo principios contables vigentes en Estados Unidos de América, YPF International reportó una ganancia de $ 11 millones en 1996. La principal razón de la diferencia entre ambos principios contables es la exposición de los dividendos preferidos, que no forman parte del estado de resultados en Estados Unidos y el tratamiento del impuesto diferido, el cual no es reconocido en Argentina.
En Junio, el Directorio de YPF aprobó un plan para reorganizar su segmento internacional operado por Maxus. Esta reorganización incluyó: 1) la transferencia de las subsidiarias en Bolivia y Venezuela de Maxus a YPF International; 2) el rescate de las Acciones preferidas convertibles acumulativas de US$ 4.00 en circulación de Maxus; 3) la transferencia a una subsidiaria de YPF, de la propiedad de una subsidiaria de Maxus, que asumió la responsabilidad por ciertos compromisos ambientales relacionados con la actividad de una compañía dedicada al negocio químico, que fue vendida por Maxus en 1986. Adicionalmente, las acciones representativas del capital ordinario de Maxus fueron transferidas de YPF S.A. a una nueva subsidiaria con sede en Estados Unidos de América, controlada por YPF Internacional. Todo el negocio de exploración y producción internacional de YPF es actualmente conducido a través de YPF International (Ver "Liquidez y recursos de capital" y Nota 14 a los Estados Contables).
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en 1996 fueron de $ 4.400 millones comparadas con los $ 3.747 millones de 1995. Este incremento fue producido básicamente por un incremento de las exportaciones de $ 340 millones, $ 48 millones de otras ventas en el exterior y de $ 265 millones en las ventas locales. Las exportaciones se incrementaron principalmente por mayores volúmenes y precios de crudo vendidos, especialmente a países limítrofes, incluyendo Brasil y Chile. Las otras ventas en el exterior corresponden a las ventas hechas por las estaciones de servicios adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995 y en Perú en 1996 y a los servicios de transporte realizado por el oleoducto transandino en Chile. El incremento en las ventas locales fue básicamente resultado de los mayores volúmenes comercializados de gasoil y de los mayores volúmenes de crudo vendidos a terceros, parcialmente compensados por menores precios de productos petroquímicos. Las ventas de naftas en el mercado local fueron menores debido a menores volúmenes como consecuencia de una depresión en los niveles de consumo de naftas, circunstancia atribuible a la recesión en Argentina. Las ventas de gasoil al mercado local crecieron comparadas con las de 1995 debido en parte a sus menores precios comparados con los de las naftas.
La puesta en marcha de las nuevas plantas de alquilación e isomerización en la dos principales refinerías de la Sociedad se realizó a fines de 1996. Ambas plantas incrementaron substancialmente la capacidad de YPF para producir naftas y gas oíl de alto octanaje. Dado que las naftas de alto octanaje podrían ser rentablemente exportadas, YPF espera vender mayores volúmenes de combustibles líquidos refinados en otros países.
La ganancia operativa del Downstream en 1996 fue de $ 109 millones comparados con la ganancia operativa de $ 278 millones en 1995. La ganancia operativa del Downstream fue adversamente afectada
por un incremento en el costo interno de transferencia de crudo recibido por el Downstream del Upstream (reflejando un incremento del precio promedio diario del WTI que pasó de $ 18,44 por barril en 1995 a $ 22,11 por barril en 1996) y a un cambio producido durante 1995 en la fórmula de cálculo del precio de transferencia de Upstream a Downstream para aproximar mejor estos precios a los de mercado. Adicionalmente, los gastos de comercialización se incrementaron $ 57 millones, principalmente debido a mayores costos de transporte resultantes de la implementación de la modalidad de venta de productos puestos en la estación de servicio, lo que garantiza la calidad, volumen y especificación de los mismos.
1995 Comparado con 1994
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1995 fueron $ 4.954 millones que, comparados con los $ 4.394 millones de 1994, representó un incremento del 13%. Las ventas netas del Upstream en Argentina crecieron a $ 2.873 millones en 1995 (incluyendo $ 2.113 millones transferidos al Downstream. principalmente petróleo crudo) de los $ 2.590 millones en 1994 (incluyendo $1.856 millones transferidos al Downstream. principalmente petróleo crudo), reflejando mejores precios para el petróleo crudo y el gas natural y un mayor número de barriles de crudo vendidos. Las ventas netas del Downstream en 1995 fueron $ 3.747 millones (incluyendo $ 17 millones transferidos al upstream en Argentina), superiores a las ventas netas de 1994 de $ 3.673 millones (incluyendo $ 13 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento fue causado por cl aumento del volumen de crudo exportado y los mayores precios obtenidos por cl crudo y productos refinados exportados, parcialmente compensado por una disminución en los volúmenes de productos refinados vendidos en ambos mercados, local e internacional. Las ventas de la Sociedad en 1995 también incluyen $ 464 millones de ventas de Maxus, que fue adquirida durante el segundo trimestre de 1995. Las ventas netas del Downstream incluyen $66 millones de ventas netas de las sociedades subsidiarias operadoras de estaciones de servicios en Chile y de Oleoducto Trasandino (Chile) SA.
El costo de ventas en 1995 fue $ 3.225 millones comparados con los $ 2.970 millones en 1994. Como porcentaje de las ventas netas, el costo de ventas en 1995 disminuyó 2,5% en comparación con 1994. Como resultado, el margen bruto de la compañía se incrementó un 21,4 %, de $ 1.424 millones en 1994 a $ 1.729 millones en 1995. El costo de ventas como porcentaje de las ventas netas se benefició por la reducción en las compras de crudo, gas natural (en Argentina) y productos refinados a terceros (como consecuencia de la expiración de contratos obligatorios de compra), los menores costos de mantenimiento y los menores gastos de transporte de crudo. Las amortizaciones se incrementaron por el aumento en la producción local de crudo y por la inclusión en 1995 de la amortización de los bienes de uso de Maxus.
La ganancia operativa de 1995 fue de $ 961 millones comparado con los $ 743 millones de 1994, lo que representa un incremento del 29%. Este aumento se obtuvo a través del incremento del margen bruto, parcialmente compensado por la inclusión de los gastos de exploración de Maxus y el aumento de los gastos de administración como consecuencia de la inclusión de las nuevas subsidiarias de YPF, principalmente Maxus.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias y sobre los activos y de dividendos al capital preferido de sociedades controladas en 1995 fue de $883 millones comparados con los $ 576 millones en 1994. lo que representa un incremento de 53%. La ganancia neta antes de impuestos y de dividendos al capital preferido de sociedades controladas se benefició por el cambio en otros ingresos (egresos) netos que pasaron de una pérdida de $ 149 millones en 1994 a una ganancia de $ 14 millones en 1995. principalmente como resultado de los $ 123 millones de ganancia en este último ejercicio producto de la diferencia entre el valor nominal y el valor de mercado de los Bonos de Consolidación utilizados para la cancelación anticipada de saldos pendientes de moratorias impositivas. Los resultados financieros y por tenencia de 1995 muestran una mayor pérdida de $73 millones básicamente como resultado de un incremento en los intereses generados por pasivos de $146 millones parcialmente compensado por un incremento de intereses generados por activos de $ 27 millones El incremento de los intereses generados por pasivos se debe básicamente a la inclusión en 1995 de $ 78 millones de intereses relacionados con la deuda existente de Maxus al momento de su adquisición y de $ 45 millones de intereses por la deuda adquirida para financiar la compra de Maxus. Los resultados financieros y por tenencia de 1995 incluyen también $ 53 millones (de los cuales $ 22 millones están incluidos en los resultados de Maxus) de ganancia por exposición a la inflación de la posición monetaria pasiva neta y por tenencia de inventarios, neto de la pérdida por traslación de $ 8 millones debido al efecto de la inflación sobre la inversión inicial de YPF en Maxus.
La utilidad neta de 1995 fue $ 793 millones en comparación con los $ 564 millones de 1994, lo que representa un incremento del 41%. La utilidad de 1995 se vio reducida en $ 29 millones por el pago de dividendos al capital preferido de sociedades controladas. Durante 1994, la Sociedad provisionó $ 10 millones para el pago del impuesto sobre los activos, el cual fue derogado el 31 de diciembre de 1994. Hasta su derogación, YPF debía pagar el mayor impuesto resultante entre el impuesto a las ganancias y el impuesto sobre los activos. YPF no provisionó cargo alguno por el impuesto a las ganancias en ninguno de los dos años debido a la existencia de quebranto impositivo originado en años anteriores. Las sociedades controladas provisionaron durante 1995 un total de $ 61 millones para el pago del impuesto a las ganancias. en comparación con los $ 2 millones provisionados durante 1994. De los $ 61 millones de impuesto a las ganancias registrados en 1995. $ 58 millones corresponden al cargo de Maxus. Ver "Impuestos".
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1995 fueron de $ 2.873 millones comparadas con los $ 2.590 millones de 1994, lo que representó un incremento del 11%. Este incremento se debió principalmente a un aumento de $ 257 millones en las ventas intersegmentos de crudo y LPG al Downstream. El incremento en las ventas de crudo intersegmentos se debió básicamente al aumento del precio promedio de transferencia del crudo, reflejando mayores precios internacionales, y a un cambio durante 1995 de la fórmula de cálculo del precio de transferencia del crudo intersegmentos para reflejar más fielmente los precios de mercado, de U$S 14.63 por barril durante 1995 en comparación con los U$S 12,90 por barril durante 1994.
La producción de crudo condensado y líquidos derivados del gas creció un 8%, alcanzando los 136 millones de barriles en 1995 comparados con los 126 millones de barriles en 1994. Sin embargo, la producción de crudo condensado y líquidos derivados del gas de las propiedades retenidas por YPF a lo largo de ambos períodos (es decir, excluyendo la producción relacionada con la participación en propiedades transferidas por la renegociación del contrato TOTAL, la producción del área Río Neuquén, que fue vendida en junio de 1994 y la producción relacionada con las propiedades transferidas a Amoco en relación a la renegociación del contrato Amoco) creció un 13% en comparación con los 120 millones de barriles en 1994. El incremento se produjo como consecuencia de un agresivo programa de perforación de desarrollo de reservas en la Cuenca del Golfo San Jorge. En 1995. YPF completó 1.213 pozos de desarrollo de reservas. en comparación con los 785 pozos de desarrollo de reservas perforados en 1994.
Las ventas de gas natural a terceros se incrementaron levemente a $ 684 millones en 1995 de $ 682 millones en 1994, debido básicamente a mayores precios compensados parcialmente por menores volúmenes de venta debido a una disminución en la actividad industrial como consecuencia de la desaceleración en el nivel de actividad de la economía argentina. Los precios del gas natural se incrementaron de un promedio de $ 1.14 por mpc en 1994 a un promedio de $ 1,24 por mpc en 1995. A pesar de que los volúmenes vendidos decrecieron en 1995, la producción se incrementó como contrapartida de los menores volúmenes comprados a terceros. La producción de gas natural creció a 1.061 mmpcd en 1995 con respecto a los 1.039 mmpcd de 1994 a pesar de la venta del área gasífera Río Neuquén y la transferencia de propiedades productoras de gas a TOTAL, las que combinadas produjeron 38 mmpcd en 1994. La producción de gas natural de las propiedades retenidas por YPF durante ambos períodos (es decir, excluyendo la producción relacionada con las participaciones en propiedades transferidas a TOTAL por la renegociación del contrato de servicio y la producción relacionada con el área de Río Neuquén vendida en junio de 1994) se incrementó 6% comparada con los 1.000 mmpcd producidos en 1994.
La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $ 777 millones en 1995 comparada con $ 593 millones obtenidos en 1994, lo que representa un incremento del 31 %. El incremento en la ganancia operativa se explica por el aumento de los ingresos debido a mayores volúmenes y precios del crudo y mayores precios del gas natural, los cuales absorbieron las mayores amortizaciones (causadas por la mayor producción), el aumento de las regalías provinciales (las cuales dependen del valor a boca de pozo de los hidrocarburos producidos) y los menores volúmenes de gas natural. Además, el total de gastos operativos como porcentaje de ventas disminuyó de 77% en 1994 a 73% en 1995. La ganancia operativa se incrementó por el mejoramiento de la eficiencia operativa, lo cual derivó en una disminución del costo de extracción por barril equivalente de petróleo y en menores compras de gas de terceros.
Exploración y Producción Internacional
Como resultado de la compra de Maxus Energy Corporation durante el segundo trimestre de 1995, los resultados de las operaciones de la Sociedad de 1995 incluyen los resultados de Maxus por el período de nueve meses terminado el 31 de diciembre de 1995.
Las ventas netas de Maxus ascendieron a $ 464 millones en los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995. La ganancia operativa de Maxus de los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 fue de $43 millones, la cual incluye $32 millones de mayores amortizaciones con respecto a este concepto antes de ser adquirida por YPF, reflejando el impacto de la distribución del precio de compra en el valor libros del activo fijo.
Durante los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 Maxus vendió 65 mbd de crudo. 20 mbd de gas licuado y 233 mmpcd de gas natural
Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y los dividendos al capital preferido, Maxus registró en los nueve meses terminados el 31 de diciembre de 1995 una pérdida neta de $ 1 16 millones. Esta pérdida neta incluye $ 22 millones de ganancia por exposición a la inflación de los pasivos monetarios netos de Maxus. Los resultados de Maxus también se vieron afectados por un incremento de $ 27 millones de intereses pagados en relación con la financiación de la compra.
Bajo principios contables vigentes en Estados Unidos de América, Maxus reportó una pérdida neta después de dividendos al capital preferido de $ 103 millones para el período de nueve meses terminado el 31 de diciembre de 1995. La principal razón de la diferencia entre ambos principios contables es el tratamiento del efecto positivo de $ 49 millones por impuesto diferido, el cual no es reconocido en Argentina, parcialmente compensado por el ajuste positivo de $ 22 millones resultado del ajuste por inflación en los pasivos monetarios netos hasta el 31 de agosto de 1995, por $ 10 millones de menor amortización bajo principios contables argentinos y ciertos otros ajustes.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en 1995 fueron de $ 3.747 millones comparadas con los $ 3.673 millones de 1994. Este incremento fue producido básicamente por un incremento de las exportaciones de $ 202 millones y la inclusión de $ 66 millones de otras ventas en el exterior, parcialmente compensado por una disminución de $ 194 millones en las ventas locales. Las exportaciones se incrementaron principalmente por la venta de mayores volúmenes de crudo a mayores precios, especialmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay. Las otras ventas en el exterior corresponden a las ventas hechas por las estaciones de servicios adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995 y a la tarifa de transporte realizado por el oleoducto transandino en Chile, la que en otros períodos se incluía como ventas locales. La caída en las ventas locales se explica básicamente por los menores volúmenes vendidos de productos refinados, parcialmente compensados por la contribución a las ventas de las nuevas sociedades controladas adquiridas. La caída de los volúmenes vendidos de productos refinados en el mercado local se debió en parte a una mayor competencia de refinerías que fueron vendidas de acuerdo al Plan de Transformación, de los competidores preexistentes y al ingreso de importaciones de productos refinados al mercado argentino. La desaceleración de la economía argentina también contribuyó a la disminución de los volúmenes vendidos de productos refinados, principalmente en el segundo y tercer trimestre de 1995.
Las ventas de naftas en el mercado local decrecieron comparadas a las de 1994, principalmente por los menores volúmenes vendidos. Las ventas de gasoil cayeron en comparación con 1994 debido al incremento de la competencia en el mercado argentino de productos refinados, incluyendo la importación, lo que impulsó hacia abajo los precios. Las ventas locales de petroquímicos se incrementaron en comparación con 1994 debido a la adquisición del 50% del capital de Petroken Petroquímica Ensenada S.A. en junio de 1994. Las ventas de LPG fueron menores a las de 1994 debido a la disminución del volumen.
La ganancia operativa del Downstream en 1995 fue de $ 278 millones comparados con la ganancia operativa de $ 293 millones en 1994, lo que representa una disminución del 5%. El costo de ventas como porcentaje de las ventas netas permaneció en un nivel similar al de 1994. El costo de ventas se benefició por una reducción de $45 millones en los gastos de mantenimiento en 1995 debido a la culminación de proyectos que resultaron en un mejor mantenimiento de planta en la refinería La Plata. El costo de ventas también se benefició con la reducción de $ 116 millones de compras a ciertas refinerías, incluyendo refinerías vendidas por YPF en relación con el Plan de Transformación, luego de la extinción de los contratos existentes. Estos beneficios fueron parcialmente compensados por un incremento en el costo interno de transferencia de crudo recibido por el Downstream del Upstream en Argentina (reflejando un incremento del precio diario promedio del WTI que pasó de U$S 17,18 por barril en 1994 a U$S 18,44 por barril en 1995. y a un cambio producido en la fórmula de cálculo del precio de transferencia de Upstream en Argentina al Downstream para aproximar mejor estos precios a los de mercado). El cambio en la fórmula de cálculo de precios intersegmentos se estima que ha disminuido la ganancia operativa del Downstream en $ 38 millones durante 1995. La ganancia operativa estuvo negativamente afectada por el incremento de $ 14 millones en los gastos de comercialización (principalmente gastos en personal, honorarios profesionales y amortizaciones parcialmente compensados por menores gastos de mantenimiento y publicidad).
Producción y Reservas de Petróleo y Gas 1997
El siguiente cuadro presenta la información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 1997, 1996 y 1995. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (la SEC).
Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2) | |||
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| Desarrolladas |
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(1) Ver Nota 14 a los estados contables" Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.g a los estados contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden ser inferiores a las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
(3) Incluye las reservas de Maxus al 31 de diciembre de 1995 y su producción por el período abril - diciembre de 1995.
Reservas y producciones en Argentina.
El siguiente cuadro presenta información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en Argentina para los años finalizados el 31 de diciembre de 1997, 1996 y 1995. Este cuadro fue desarrollado según datos de reservas preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC.
Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre
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(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2. g. a los estados contables.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la Commission y del SFAS 69 y dichos montos pueden ser inferiores a las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como un porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre
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1997 Comparado con 1996
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997 fueron $ 6.144 millones que, comparados con los $ 5.937 millones de 1996, representó un incremento del 3%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $ 3.536 millones en 1997 (incluyendo $ 2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $ 3.616 millones en 1996 (incluyendo $ 2.816 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente un menor precio del petróleo crudo parcialmente compensado por mayores volúmenes de crudo vendidos. Las ventas netas del Downstream en 1997 fueron $ 4.616 millones (incluyendo $ 8 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 4% superiores a las ventas netas de 1996 de $ 4.418 millones (incluyendo $ 13 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento neto resultó del aumento en los volúmenes vendidos de gasoil en el mercado local y en exportaciones, mayores exportaciones de naftas, mejores precios para el gasoil, naftas, otros productos refinados y LPG en el mercado interno y un aumento de los volúmenes de lubricantes y petroquímicos, todo esto parcialmente compensado por un menor volumen de exportación de petróleo crudo, la caída en los precios del petróleo y la disminución de los volúmenes de naftas colocados en el mercado local. Las ventas de la Sociedad además incluyen en 1997 incluyen $ 724 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $ 732 millones registrados en 1996.
El costo de ventas en 1997 fue $ 3.730 millones lo que implicó un incremento en valores absolutos comparados con los $ 3.616 millones en 1996 pero una disminución del 0,2% medido como porcentaje de las ventas netas.
La utilidad operativa de 1997 fue de $ 1.632 millones comparado con los $ 1.539 millones de 1996, lo que representó un incremento del 6%. Este aumento se obtuvo a través de una mayor producción de crudo, mayores volúmenes de gasoil y otros productos refinados y la reducción de los costos unitarios de producción y de los gastos de exploración. La utilidad operativa también estuvo beneficiada por el reemplazo de ventas de productos primarios por productos de mayor valor agregado y de mejor margen económico. Estas mejoras se vieron parcialmente compensadas por mayores gastos de comercialización y menores precios del petróleo.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias y de dividendos al capital preferido en 1997 fue de $ 1.380 millones comparados con los $ 1.225 millones en 1996, lo que representó un incremento de 13%. Este incremento estuvo afectado por una disminución de $ 43 millones en Otros Egresos, netos, principalmente por menores bajas de activos no productivos y la ausencia en 1997 de ciertos cargos por incobrabilidad no recurrentes reconocidos en 1996. Los intereses generados por pasivos disminuyeron a $ 274 millones en comparación de los $ 318 millones del año anterior como consecuencia del menor nivel de endeudamiento promedio y un menor costo promedio de financiamiento resultante de las mejores calificaciones de deuda obtenidas en 1997, que le otorgó a los instrumentos de deuda de YPF nivel de inversión institucional (investment grade), y al rescate de la deuda pública de Maxus.
La utilidad neta de 1997 fue $ 877 millones en comparación con los $ 817 millones de 1996. Durante 1996 la Sociedad provisionó $ 369 millones por impuesto a las ganancias, neto del efecto del quebranto impositivo originado hasta esa fecha. Durante 1997, YPF y sus sociedades controladas excluyendo YPF International, provisionaron $ 413 millones para el pago del impuesto a las ganancias e YPF International provisionó $ 66 millones principalmente por sus operaciones en Indonesia. Adicionalmente, durante 1997 se incluyeron $ 9 millones de dividendos preferidos de Maxus en comparación con los $ 27 millones registrados en 1996, disminución relacionada con el rescate de las acciones preferidas llevado a cabo a mediados de 1996 y en el primer trimestre de 1997.
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1997 fueron de $ 3.536 millones comparadas con los $ 3.616 millones de 1996, lo que representó una disminución de sólo el 2% a pesar de la caída de los precios del petróleo crudo del 9%. La variación negativa es el resultado de una disminución de $ 82 millones en las ventas de crudo y de $ 4 millones en las ventas de gas natural, parcialmente compensadas por un aumento de $ 6 millones en ventas de líquidos del gas natural. Las menores ventas de crudo se debieron básicamente a la baja del precio promedio del crudo de transferencia, reflejando menores precios internacionales. Las menores ventas de gas natural responden a la menor demanda industrial en el segundo semestre del año derivada de inusuales condiciones climáticas.
La producción de crudo condensado y líquidos derivados del gas creció un 5%, alcanzando los 431 miles de barriles diarios en 1997 comparados con los 412 miles de barriles diarios en 1996. El incremento se produjo como consecuencia del intenso programa de recuperación secundaria implementado en Chihuido de la Sierra Negra-Lomita, el principal campo petrolero de YPF, y la creciente producción en áreas no operadas en las cuencas Austral y Neuquina. Además, durante 1997, YPF incrementó su participación en el área El Portón-Buta Ranquil en la cuenca Neuquina a través de la adquisición de un 16,75% adicional al 50% que ya poseía. En 1997, YPF completó 650 pozos de desarrollo de reservas en áreas en las cuales tiene participación, menor cantidad en comparación con los 1.024 pozos de desarrollo de reservas en dichas áreas perforados en 1996, como consecuencia de la focalización de esfuerzos en los exitosos programas de recuperación secundaria y a la compra de reservas, lo que permitió a la Sociedad reemplazar en 1,2 veces la producción combinada de petróleo y gas de 1997, medida en barriles equivalentes de petróleo (BOE).
Las ventas de gas natural fueron de $ 724 millones en 1997, manteniéndose relativamente estables comparada con los $ 728 millones de 1996. Los mayores volúmenes entregados a las plantas generadoras de energía eléctrica durante los primeros seis meses de 1997 fueron compensados por una caída de los mismos en la segunda parte del año, habida cuenta de las fuertes lluvias registradas que posibilitaron el aumento de la energía hidroeléctrica disponible en el sistema. Por otra parte, durante 1997, YPF concretó la primera exportación de gas natural de Argentina a Chile, a la planta de Methanex, que significó ventas por $ 10 millones en dicho período. El precio promedio del gas natural en 1997 fue de $ 1,28 por cada mil pie cúbico comparado con $ 1,30 por mil pie cúbico en 1996.
La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $ 1.286 millones en 1997 comparada con $1.321 millones obtenidos en 1996, lo que representó una disminución del 3%. La menor ganancia operativa es atribuible a menores ventas por $ 80 millones, por los menores precios, parcialmente compensados por una reducción de los gastos de exploración de $ 42 millones. El costo de ventas en 1997 permaneció estable en $ 2.120 millones respecto de los $ 2.119 millones registrados el año anterior. Sin embargo, el costo de extracción unitario medido en BOE, se redujo levemente, situándose en $ 2,55 por BOE. Además, los costos de extracción en 1997 incluyen gastos relacionados con el programa de reinyección de gas natural que no se incurrían en 1996.
Durante 1997, YPF continuó desarrollando sus inversiones en la cuenca Noroeste, donde existen áreas gasíferas de gran potencial. En Enero de 1998, YPF reestructuró su participación en la Unión Transitoria de Empresas (UTE) Acambuco con la cesión de la mitad de su participación en dicha UTE al socio original, manteniendo un 22,5% de participación, a cambio de la liberación de ciertas obligaciones de YPF relacionadas con la realización de inversiones mínimas en trabajos de exploración, la financiación de las operaciones conjuntas de exploración y desarrollo y el pago de dos bonos en el supuesto que se descubrieran determinados niveles de reservas de hidrocarburos. El objetivo de esta cesión fue la optimización de la rentabilidad de las inversiones de la Sociedad a través de la reducción del riesgo, rediseñando los proyectos en esta cuenca en su conjunto. YPF confía en que los campos gasíferos del noroeste argentino, basado en parte en los resultados en el área Acambuco, tiene el potencial para asegurar el volumen de gas natural necesario para el gasoducto a Brasil.
Durante la segunda mitad de 1997, Andina S.A., una de las dos compañías upstream que resultaron de la privatización de YPFB en Bolivia, comenzó las operaciones con el gerenciamiento del Upstream local. La producción que corresponde a YPF por su participación en la sociedad, que era del 20,25%, fue de 2 mil barriles de crudo por día y 14 millones de pies cúbicos de gas natural por día. La Sociedad ha centrado sus esfuerzos e inversiones en el descubrimiento de reservas para abastecer la demanda de gas a Brasil.
Exploración y Producción Internacional
Las ventas netas de YPF International en 1997 ascendieron a $ 724 millones en comparación a los $ 732 millones registrados en 1996, lo que representó una disminución del 1% Los menores precios de crudo obtenidos en todas las áreas, en línea con la tendencia internacional fueron compensados por el incremento en los volúmenes de venta, principalmente en Ecuador y Sudeste de Sumatra.
La utilidad operativa de 1997 fue de $ 202 millones en comparación con los $ 222 millones de 1996. Esa baja fue el resultado de la caída del 8% en los precios del crudo, los menores volúmenes obtenidos en el Noroeste de Java y un aumento de $ 9 millones en los gastos de exploración, principalmente en Venezuela, parcialmente compensado por un incremento del 1% en los volúmenes de venta y una reducción del 2% en los costos de extracción unitarios.
La producción bruta creció 7% en 1997 respecto del año anterior, fundamentalmente por la flexibilización de ciertas restricciones al transporte de crudo en Ecuador, lo que permitió un aumento de la producción. Aunque PetroEcuador, la compañía petrolera estatal, había disminuido temporariamente su cuota de transporte a través del oleoducto en 1997, recientemente ha retomado la utilización del mismo, causando una disminución de la capacidad disponible del oleoducto y, consecuentemente, una limitación a la producción. Las ventas de crudo de YPF International en 1997 alcanzaron los 63 miles de barriles por día, lo que fue levemente superior a los 61 miles de barriles por día reportados en 1996. Las ventas de 1996 incluían el reconocimiento del Gobierno de Bolivia de aproximadamente 3 miles de barriles por día de producción obtenida en 1995.
Los volúmenes vendidos de gas natural declinaron a 238 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) de los 251 Mpcd alcanzados en 1996, básicamente por la disminución de los volúmenes de reventa eliminados en Estados Unidos, dadas las economías de escala logradas con el establecimiento del Joint ventures entre Maxus y Amoco Corporation. Adicionalmente se obtuvieron menores volúmenes en las explotaciones del Sudeste de Java en relación con la renegociación del contrato de operación que entró en vigencia a partir del 10 de Enero de 1997. Los precios promedio obtenidos en 1997 aumentaron comparados con los de 1996, principalmente en Estados Unidos donde crecieron un 13%.
Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y antes de los dividendos al capital preferido, YPF International tuvo una utilidad de $ 7 millones comparado con $ 1 millón reportado en 1996.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en 1997 fueron de $ 4.616 millones comparados con los $ 4.418 millones de 1996. Este incremento neto fue producido por un aumento en las ventas locales de $ 177 millones y de $ 55 millones de otras ventas en el exterior y una disminución de las exportaciones de $ 34 millones. El incremento de las ventas locales fue el resultado de los mayores volúmenes de gasoil a mejores precios, un incremento en los volúmenes de lubricantes y la firmeza de los precios de la mayoría de los productos refinados (excluyendo lubricantes), todo esto parcialmente compensado por una caída de los volúmenes de naftas y de los precios del crudo. A pesar que las ventas de naftas en el mercado local se retrajeron, reflejando la tendencia de todo el mercado argentino, la participación de mercado de YPF se incrementó levemente. Las otras ventas en el exterior reflejan las crecientes ventas hechas por las estaciones de servicio adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995, y en Perú en 1996 y el servicio de transporte realizado por el Oleoducto Transandino en Chile. Las exportaciones disminuyeron por el efecto del precio y volumen del petróleo crudo, parcialmente compensado por mayores volúmenes de gasoil, naftas y petroquímicos. Estas ventas se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.
La puesta en marcha de las nuevas plantas de alquilación e isomerización en las dos principales refinerías de la Sociedad se completó a fines de 1996. Ambas plantas incrementaron substancialmente la capacidad de YPF para producir naftas y gasoil de alto octanaje. Dado que las naftas de alto octanaje podrían ser rentablemente exportadas, YPF espera colocar mayores volúmenes de combustibles líquidos refinados de alto octanaje en otros países. Los primeros embarques de naftas de alto octanaje a Brasil, Chile y los Estados Unidos fueron realizados en el segundo semestre de este año.
A pesar de que los precios internacionales del crudo, cayeron sólo un 7% de $ 22,11 durante 1996 a $ 20,60 por barril en 1997, la utilidad operativa de 1997 fue de $ 309 millones, lo que representó un incremento del 140% sobre los $ 129 millones registrados en el año anterior. El significativo crecimiento de los volúmenes de gasoil demandados tanto en el mercado local como en mercados de exportación, los que aumentaron aproximadamente un 14%, impulsaron un mayor volumen procesado en refinerías. La utilidad operativa también estuvo positivamente afectada por una reducción en los costos operativos unitarios. Estas mejoras fueron parcialmente compensadas por un incremento en los gastos de comercialización principalmente debido a los mayores gastos de transporte, de mantenimiento, mayores amortizaciones y gastos de publicidad.
1996 Comparado con 1995
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1996 fueron $ 5.937 millones que, comparados con los $ 4.970 millones de 1995, lo cual representó un incremento del 19%. Las ventas netas del Upstream en Argentina crecieron a $ 3.616 millones en 1996 (incluyendo $ 2.816 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $ 2.873 millones en 1995 (incluyendo $ 2.113 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando un mayor número de barriles de crudo vendidos y mejores precios para el petróleo crudo y el gas natural. Las ventas netas del Downstream en 1996 fueron $ 4.418 millones (incluyendo $ 13 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 17% superiores a las ventas netas de 1995 de $ 3.763 millones (incluyendo $ 17 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento fue causado por el aumento del volumen del crudo exportado y por los mayores precios obtenidos y por el mayor volumen de ciertos productos refinados vendidos, parcialmente compensado por una disminución en los precios de los productos petroquímicos exportados. Las ventas de la Sociedad en 1996 incluyen $ 732 millones de ventas netas de YPF International.
El costo de ventas en 1996 fue $ 3.616 millones representando un incremento comparados con los $ 3.237 millones en 1995 pero una disminución de más del 4% del costo de ventas como porcentaje de las ventas netas.
La ganancia operativa de 1996 fue de $ 1.539 millones comparado con los $ 978 millones de 1995, lo que representó un incremento del 57%. Este aumento se obtuvo a través de la combinación de mayores precios y volúmenes de crudo, mayores volúmenes y precios del gas natural, mayores volúmenes de gasoil, de la inclusión del resultado operativo de YPF International por todo el período y los esfuerzos puestos en la reducción de costos. Los gastos de comercialización se incrementaron principalmente debido a mayores costos de transporte del Downstream.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias y de dividendos al capital preferido en 1996 fue de $ 1.225 millones comparados con los $ 896 millones en 1995, lo que representó un incremento de 37%. Cabe mencionar que la ganancia neta antes de impuestos y de dividendos al capital preferido en 1995 se benefició en $ 123 millones de ganancia producto de la diferencia entre el valor nominal y el valor de mercado de los Bonos de Consolidación utilizados para la cancelación anticipada de saldos pendientes de moratorias impositivas. La ganancia neta antes de impuestos en 1996 fue negativamente afectada por una mayor pérdida de $ 127 millones en los resultados financieros y por tenencia. Los resultados financieros y por tenencia representaron un cargo negativo de $ 246 millones contra los $ 119 millones del último año, básicamente como consecuencia de un incremento en los intereses generados por pasivos como resultado de la inclusión del cargo financiero de YPF International por todo el ejercicio de 1996 (mientras que en 1995 se incluyeron solamente nueve meses de dichos gastos), la ausencia de ganancia por exposición a la inflación y mayor nivel de endeudamiento promedio durante 1996.
La utilidad neta de 1996 fue $ 817 millones en comparación con los $ 793 millones de 1995. Durante 1995 la Sociedad provisionó $ 64 millones por impuesto a las ganancias exclusivamente en sociedades controladas, debido a la existencia de quebranto impositivo originado en años anteriores. Durante 1996, YPF y sus sociedades controladas excluyendo YPF International, provisionaron $ 267 millones para el pago del impuesto a las ganancias e YPF International provisionó $ 102 millones principalmente debido a sus operaciones en Indonesia.
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1996 fueron de $ 3.616 millones comparadas con los $ 2.873 millones de 1995, lo que representó un incremento de más del 25%. Este incremento se debió principalmente a un aumento de $ 695 millones en las ventas de crudo. El incremento en las ventas de crudo se debió básicamente al aumento del precio promedio del crudo de transferencia, reflejando mayores precios internacionales, de U$S 18,21 por barril durante 1996 en comparación con los U$S 14,63 por barril durante 1995 y a mayores volúmenes entregados al Downstream.
La producción de crudo condensado y líquidos derivados del gas creció un 11%, alcanzando los 412 miles de barriles diarios en 1996 comparados con los 373 miles de barriles diarios en 1995. El incremento se produjo como consecuencia de un agresivo programa de perforación de desarrollo de reservas, principalmente en la cuenca del Golfo de San Jorge y del aumento de producción derivado de los proyectos de recuperación secundaria en la cuenca Neuquina. En 1996, YPF completó 1.024 pozos de desarrollo de reservas en áreas en las cuales tiene participación, en comparación con los 1.213 pozos de desarrollo de reservas en dichas áreas perforados en 1995, reflejando una intensificación en el enfoque de la política de reservorios.
En Chihuido de la Sierra Negra - Lomita, principal campo petrolero de YPF, un agresivo programa de recuperación secundaria fue implementado, el cual superó la declinación natural del campo. A fines de diciembre de 1996, la inyección de agua en los reservorios fue de aproximadamente de 315 miles de barriles por día.
Las ventas de gas natural de $ 728 millones en 1996 fueron 6% superiores a los $ 684 millones de 1995, debido a los mayores precios y volúmenes de venta obtenidos por el gas natural. La producción de gas natural durante 1996 casi igualó la de 1995 a pesar de las compras de gas proveniente del yacimiento de Aguada Pichana contractualmente obligatorias a partir del 10 de Enero de 1996, como parte de la renegociación del contrato de servicio con TOTAL. El precio promedio del gas natural en 1996 fue de $ 1,30 por mil pies cúbicos comparado con $ 1,24 mil pies cúbicos en 1995.
La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $ 1.321 millones en 1996 comparada con $ 777 millones obtenidos en 1995, lo que representó un incremento del 70%. El incremento en la ganancia operativa se explica por el aumento de los ingresos de $ 743 millones debido a mayores precios y volúmenes del crudo vendido. Estas mejoras fueron parcialmente compensadas por un incremento de $ 224 millones en el costo de ventas durante 1996, totalizando $ 2.119 millones en comparación con $ 1.895 millones del año anterior, debido básicamente al incremento de las amortizaciones, como resultado de una mayor producción de crudo, al incremento en las regalías provinciales debido a la mayor producción de crudo y a los precios y a las mayores compras de gas natural para reventa a terceros (incluyendo compras de gas del yacimiento Aguada Pichana requeridas por la renegociación del contrato de servicio con TOTAL).
Exploración y Producción Internacional
Las ventas netas y la ganancia operativa de YPF International ascendieron a $ 732 millones y $ 222 millones respectivamente, en 1996.
Durante 1996, YPF International vendió 61 miles de barriles por día de crudo, 21 miles de barriles por día de gas licuado y 251 millones de pies cúbicos por día de gas natural, en comparación con los 65 miles de barriles por día de crudo, 20 miles de barriles por día de gas licuado y 233 millones de pies cúbicos por día de gas natural vendidos durante los últimos tres trimestres de 1995, período en el cual Maxus fue poseída directamente por YPF.
Las ventas netas de YPF International en el cuarto trimestre de 1996 de $ 205 millones crecieron en $ 34 millones respecto del cuarto trimestre de 1995. La utilidad operativa aumentó a $ 68 millones en el cuarto trimestre de 1996 en comparación con los $ 20 millones registrados en igual período del año anterior. Los resultados de YPF International mejoraron básicamente debido a los mayores volúmenes y precios del gas natural, mayores precios de crudo, menores gastos de exploración y a los esfuerzos en la reducción de los costos operativos.
Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y antes de los dividendos al capital preferido, YPF International registró en 1996 un resultado equilibrado, de acuerdo a principios contables argentinos. Bajo principios contables vigentes en Estados Unidos de América, YPF International reportó una ganancia de $ 11 millones en 1996. La principal razón de la diferencia entre ambos principios contables es la exposición de los dividendos preferidos, que no forman parte del estado de resultados en Estados Unidos y el tratamiento del impuesto diferido, el cual no es reconocido en Argentina.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en 1996 fueron de $ 4.418 millones comparados con los $ 3.763 millones de 1995. Este incremento fue producido básicamente por un incremento de las exportaciones de $ 340 millones, de $ 265 millones en las ventas locales y $ 50 millones de otras ventas en el exterior. Las exportaciones se incrementaron principalmente por mayores volúmenes y precios de crudo vendidos, especialmente a países limítrofes, incluyendo Brasil y Chile. Las otras ventas en el exterior corresponden a las ventas hechas por las estaciones de servicios adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995 y en Perú en 1996 y a los servicios de transporte realizado por el oleoducto transandino en Chile. El incremento en las ventas locales fue básicamente resultado de los mayores volúmenes comercializados de gasoil y de los mayores volúmenes de crudo vendidos a terceros, parcialmente compensados por menores precios de productos petroquímicos. Las ventas de naftas en el mercado local fueron menores debido a menores volúmenes como consecuencia de una depresión en los niveles de consumo de naftas, circunstancia atribuible a la recesión en Argentina. Las ventas de gasoil al mercado local crecieron comparadas con las de 1995 debido en parte a sus menores precios comparados con los de las naftas.
La ganancia operativa del Downstream en 1996 fue de $ 129 millones comparados con la ganancia operativa de $ 295 millones en 1995. La ganancia operativa del Downstream fue adversamente afectada por un incremento en el costo interno de transferencia de crudo recibido por el Downstream del Upstream (reflejando un incremento del precio promedio diario del WTI que pasó de $ 18,44 por barril en 1995 a $ 22,11 por barril en 1996) y a un cambio producido durante 1995 en la fórmula de cálculo del precio de transferencia de Upstream a Downstream para aproximar mejor estos precios a los de mercado. Adicionalmente, los gastos de comercialización se incrementaron $ 56 millones, principalmente debido a mayores costos de transporte resultantes de la implementación de la modalidad de venta de productos puestos en la estación de servicio, lo que garantiza la calidad, volumen y especificación de los mismos.
PRODUCCION Y RESERVAS DE PETROLEO Y GAS 1998
El siguiente cuadro presenta la información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre
de 1998, 1997 y 1996. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro
fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación
S-X de la Secunties and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica
(SEC).
| EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2) |
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| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2) |
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| Desarrolladas |
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| Producción de petróleo (1)(2) |
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| Producción de gas natural (1)(2) |
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(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías Las regalías en YPF S.A. se imputan al Costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f a los estados contables. Las regalías en YPF Internacional son deducidas para determinar las ventas netas.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden diferir de las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
Reservas y producciones en Argentina.
El siguiente cuadro presenta información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
Argentina para los años finalizados el 31 de diciembre de 1998,
1997 y 1996. Este cuadro fue desarrollado según datos de reservas
preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de
la SEC.
| EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2) |
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| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2) |
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| Desarrolladas |
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| Producción de petróleo (1)(2) |
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(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías Las regalías se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f a los estados contables.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden diferir de las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
RESULTADOS DE LAS OPERACIONES
El siguiente cuadro presenta información
financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
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1998 COMPARADO CON 1997
La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 fueron $ 5.500 millones que, comparadas con los $ 6144 millones de 1997, representaron una disminución del 10%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $ 2.540 millones en 1998 (incluyendo $ 1.739 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $ 3.536 millones en 1997 (incluyendo $ 2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente los menores precios internacionales del petróleo crudo. Las ventas netas del Downstream en 1998 fueron $ 4.126 millones (incluyendo $ 5 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 11% inferiores a las ventas netas de 1997 de $ 4.616 millones (incluyendo $ 8 millones transferidos al Upstream en Argentina). Esta disminución neta resulta de la baja en los precios del petróleo crudo y de los productos refinados en los mercados locales y de exportación, lo cual fue parcialmente compensado por un mayor volumen de productos refinados. Las ventas de la Sociedad además incluyen en 1998 $ 578 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $ 724 millones registrados en 1997.
El costo de ventas en 1998 fue $ 3.594 millones lo que implica una disminución del 4% comparados con los $ 3.730 millones en 1997 a pesar del mayor nivel de actividad. La disminución en el costo de ventas estuvo impulsada principalmente por la reducción del costo de extracción, regalías y amortizaciones.
La utilidad operativa de 1998 fue de $ 1.146 millones comparado con los $ 1.632 millones de 1997, lo que representó una disminución del 30%. Esta disminución se debió principalmente a la reducción del 30% en los precios internacionales del crudo que pasaron de $ 20,60 por barril durante 1997 a $ 14,45 por barril durante 1998.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias, participación minoritaria de terceros en sociedades controladas y de dividendos al capital preferido en 1998 fue de $ 864 millones comparados con los $ 1.380 millones en 1997, lo que representó una disminución del 37%. La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias se vio beneficiada con la reducción de los intereses pagados, los cuales fueron de $ 247 millones en 1998 comparados con $ 274 millones en 1997, reflejando la reestructuración de la deuda de Maxus Energy Corporation (Maxus), subsidiaria de YPF International, lo que dio como resultado la disminución en el promedio del costo de financiamiento. El resultado de inversiones permanentes en 1998 fue de $ 26 millones comparado con $ 37 millones de 1997. Los resultados financieros y por tenencia neta, excluidos los intereses generados por pasivos, registraron un cargo negativo de $ 17 millones en 1998 comparados con el cargo positivo de $ 35 millones en 1997 principalmente debido a una mayor pérdida por tenencia de los bienes de cambio, como consecuencia de la menor valuación de inventarios a los costos de producción corrientes, lo que pone de manifiesto el mejoramiento en la eficiencia operativa. Las otros ingresos (egresos) netos registraron una perdida de. $ 44 millones comparados con la pérdida de $ 50 millones registrada durante 1997.
La utilidad neta de 1998 fue $ 580 millones en comparación con los $ 877 millones de 1997. Durante 1998 la Sociedad provisionó $ 264 millones por impuesto a las ganancias el cual fue 45% menor a los $ 479 millones provisionados en 1997. Esta disminución se debió principalmente a la menor utilidad neta antes de impuestos. Otros factores que contribuyeron a esta reducción fueron el impacto de la deducción impositiva de ciertas cuentas por reclamos dudosos previsionados contablemente en ejercicios anteriores, la diferencia en el cálculo contable e impositivo de la depreciación de bienes de uso en relación con las actividades de producción de crudo y gas, el cambio en un contrato del Sudeste de Sumatra que determinó una baja en la tasa aplicable y los ahorros resultantes de la reestructuración del Grupo YPF los cuales fueron completados a fines de 1997.
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1998 fueron de $ 2.540 millones comparadas con los $ 3.536 millones de 1997, lo que representó una disminución del 28%. Las ventas netas de crudo y LPG disminuyeron aproximadamente $ 1.000 millones (de alrededor de $ 2.800 millones en 1997 a aproximadamente $ 1.800 millones en 1998) debiéndose básicamente a la baja del precio del crudo internacional, a pesar del incremento en los volúmenes de crudo producido. Las ventas de gas natural permanecieron relativamente constantes en ambos años rondando los $ 700 millones.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas alcanzó los 433 miles de barriles diarios en 1998 comparados con los 431 miles de barriles diarios en 1997. El incremento se produjo como consecuencia del programa de recuperación secundaria principalmente en la cuenca Neuquina, y el mejoramiento de la producción del área El Portón-Buta Ranquil, donde YPF aumentó su participación de 50% a 66,75% en el segundo trimestre de 1997. La producción de gas natural en Argentina durante 1998 se incrementó a 1.222 millones de pies cúbicos por día comparados con los 1.108 millones de pies cúbicos por día en 1997 básicamente debido a la mayor demanda de los clientes industriales y a los menores volúmenes de gas comprado, parcialmente compensado con la menor demanda de las plantas generadoras de energía las cuales contaron con mayor capacidad hidroeléctrica. Adicionalmente la producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina se mantuvo constante durante 1998 en 2 mil barriles diarios, mientras que la producción de gas natural se incrementó de 14 mil pies cúbicos por día en 1997 a 19 mil pies cúbicos por día en 1998.
La utilidad operativa del Upstream en Argentina fue $ 502 millones en 1998 comparada con $ 1.286 millones obtenidos en 1997, lo que representó una disminución del 61%. La menor utilidad operativa es atribuible a los menores ingresos por venías por los menores precios internacionales del crudo. El costo de ventas en 1998 disminuyó $ 199 millones a $1.921 millones respecto de los $ 2.120 millones registrados el año anterior, principalmente debido a menores regalías y depreciaciones y a reducciones de costos logrados en los campos productivos.
Exploración y Producción Internacional
Los volúmenes de ventas de crudo en 1998 crecieron 28% a 86 miles de barriles por día en comparación a los 67 miles de barriles por día registrados en 1997, debido al incremento en los volúmenes producción bruta principalmente en el Sudeste de Sumatra Bolivia y Venezuela y mayores entregas (debido a la reducción de los precios del crudo) en Indonesia. Las ventas de crudo disminuyeron 16% a $ 361 millones de $ 428 millones durante 1997 debido a los menores precios.
En 1998 las ventas del Upstream Internacional disminuyeron 20% a $ 578 millones de $ 724 millones en 1997, básicamente debido a los menores precios del crudo internacional y de líquidos derivados del gas. En línea con las tendencias internacionales, el precio promedio obtenido disminuyó 34% a $ 11,55 por barril de $ 17,55 por barril en 1997. impactando negativamente en los ingresos en aproximadamente $ 188 millones.
Las ventas de gas natural declinaron 19% a $ 165 millones durante 1998 de $ 203 millones durante 1997. Los volúmenes de venta disminuyeron a 208 millones de pies cúbicos diarios de los 238 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1997, básicamente por la disminución de los volúmenes de venta en el Noroeste de Java debido a la menor demanda en Indonesia. Los precios promedio de gas obtenidos en 1998 disminuyeron 7% a $ 2,18 por mil pies cúbicos de $ 2,34 por mil pies cúbicos en 1997.
La utilidad operativa de 1998 disminuyó $ 82 millones, de $ 202 millones durante 1997 a $ 120 millones en 1998, principalmente como resultado de la caída en los precios del crudo, parcialmente compensado por la reducción de los costos de extracción. El costo de extracción bruto disminuyó 8% por barril de crudo equivalente.
YPF International tuvo en 1998 una utilidad neta de $ 22 millones comparada con la pérdida neta de $ 3 millones reportada en 1997. Esto se debió principalmente a los menores intereses pagados (debido a la reestructuración de la deuda de Maxus) y al menor impuesto a las ganancias. Los cargos por medio ambiente produjeron en 1998 una disminución adicional a la utilidad neta, siendo de $ 37 millones en 1998 en comparación con $ 10 millones en 1997. Los $ 27 millones de diferencia se debieron básicamente a una decisión judicial desfavorable por reclamos relacionados con gastos de remediación en plantas químicas que pertenecían a Maxus con anterioridad a ser parte de YPF.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en1998 fueron de $ 4.126 millones comparadas con los $ 4.616 millones de 1997. Esta disminución neta fue producida por una disminución en las exportaciones de $ 503 millones debido a menores precios del crudo y productos refinados, parcialmente compensado por mayores volúmenes de naftas y gasoil. Estas exportaciones se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, y Paraguay Las otras ventas en el exterior se incrementaron $ 115 millones reflejando el crecimiento del volumen vendido por la red de estaciones de servicio establecidas por YPF en Chile y Perú como así también por la actividad iniciada en 1998 en Brasil. Las ventas locales disminuyeron aproximadamente un 4% o $ 100 millones básicamente debido a los menores precios parcialmente compensados por mayores volúmenes.
La utilidad operativa de 1998 fue de $ 650 millones, lo que representó un aumento del 110% sobre los $ 309 millones registrados en el año anterior, como resultado de los mayores márgenes y volúmenes vendidos de productos refinados en el mercado local y de exportación. La exportación de productos de alto valor agregado, la disminución de los costos por el crudo transferido del Upstream y la reducción en los costos operativos unitarios como consecuencia del incremento de los volúmenes procesados, contribuyeron al incremento del margen de utilidad en 1998 comparado con 1997.
La corrida de refinería alcanzó en 1998 los 288 miles de barriles por día, con un Indice de utilización del 88% reflejando la mayor demanda de productos en el mercado local tales como gasoil, LPG y lubricantes y, el incremento de la demanda de gasoil y naftas en el mercado externo. Durante 1997 la corrida de refinería alcanzó 270 miles de barriles por día, con un Indice de utilización del 83%. Estas mejoras llevaron a disminuir el costo de refinación por barril aproximadamente un 7%.
Como consecuencia del mayor procesamiento y las mejoras operativas en las dos principales refinerías, la Sociedad exportó volúmenes récord de productos refinados durante 1998. Dado que la calidad de las naftas alto octanaje permiten su exportación en forma rentable, YPF mantiene sus expectativas de continuar vendiendo importantes volúmenes en otros países.
Continuando con la estrategia de expansión regional, durante 1998, YPF adquirió un 29,52% de Refinaría de Petróleos de Manguinhos SA. Esta adquisición marca el ingreso dentro del mercado del Downstream Brasileño, el más grande en la región. Manguinhos tiene una capacidad de refinación de 13.000 barriles por día, medios de distribución de productos refinados, una red de aproximadamente 60 estaciones de servicio y capacidad de almacenaje en el estado de Río de Janeiro
1997 COMPARADO CON 1996
La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997 fueron $ 6.144 millones que, comparados con los $ 5.937 millones de 1996, representan un incremento del 3%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $ 3.536 millones en 1997 (incluyendo $ 2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $ 3.616 millones en 1996 (incluyendo $ 2.816 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente un menor precio del petróleo crudo parcialmente compensado por mayores volúmenes de crudo vendidos. Las ventas netas del Downstream en 1997 fueron $ 4.616 millones (incluyendo $ 8 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 4% superiores a las ventas netas de 1996 de $ 4.418 millones (incluyendo $ 13 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento neto resulta del aumento en los volúmenes vendidos de gasoil en el mercado local y en exportaciones, mayores exportaciones de naftas, mejores precios para el gas oíl, naftas, otros productos refinados y LPG en el mercado interno y un aumento del volumen de lubricantes y petroquímicos, todo esto parcialmente compensado por un menor volumen de exportación de petróleo crudo, la caída en los precios del petróleo y la disminución de los volúmenes de naftas colocados en el mercado local. Las ventas de la Sociedad además incluyen en 1997 $ 724 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $ 732 millones registrados en 1996.
El costo de ventas en 1997 fue $ 3.730 millones lo que implica un incremento en valores absolutos comparados con los $ 3.616 millones en 1996 pero una disminución del 0,2% medido como porcentaje de las ventas netas.
La utilidad operativa de 1997 fue de $ 1.632 millones comparado con los $ 1.539 millones de 1996, lo que representó un incremento del 6%. Este aumento se obtuvo a través de una mayor producción de crudo, mayores volúmenes de gasoil y otros productos refinados y la reducción de los costos unitarios de producción y de los gastos de exploración. La utilidad operativa también estuvo beneficiada por el reemplazo de ventas de productos primarios por productos de mayor valor agregado y de mejor margen económico. Estas mejoras se vieron parcialmente compensadas por mayores gastos de comercialización y menores precios del petróleo.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias de participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido en 1997 fue de $ 1.380 millones comparados con los $ 1.225 millones en 1996, lo que representó un incremento del 13%. Este incremento está afectado por una disminución de $ 43 millones en Otros Egresos, netos, principalmente por menores bajas de activos no productivos y la ausencia en 1997 de ciertos cargos por incobrabilidad no recurrentes reconocidos en 1996. Las intereses generados por pasivos disminuyeron a $ 274 millones en comparación de los $ 318 millones del año anterior como consecuencia del menor nivel de endeudamiento promedio y un menor costo promedio de financiamiento resultante de las mejores calificaciones de deuda obtenidas en 1997, que le otorgó a los instrumentos de deuda de YPF nivel de inversión institucional ("investment grade"), y al rescate de la deuda pública de Maxus.
La utilidad neta de 1997 fue $ 877 millones en comparación con los $ 817 millones de 1996. Durante 1996 la Sociedad provisionó $ 369 millones por impuesto a las ganancias, neto del efecto del quebranto impositivo originado hasta esa fecha. Durante 1997, YPF y sus sociedades controladas excluyendo YPF International, provisionaron $ 413 millones para el pago del impuesto a las ganancias e YPF International provisionó $ 66 millones principalmente por sus operaciones en Indonesia Adicionalmente durante 1997 se incluyeron $ 9 millones de dividendos preferidos de Maxus en comparación con los $ 27 millones registrados en 1996, disminución relacionada con el rescate de las acciones preferidas llevado a cabo a mediados de 1996 y en el primer trimestre de 1997.
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1997 fueron de $ 3.536 millones comparadas con los $ 3.616 millones de 1996, lo que representó una disminución de sólo el 2% a pesar de la caída de los precios del petróleo crudo del 9%. La variación negativa es el resultado de una disminución de $ 82 millones en las ventas de crudo y de $ 4 millones en las ventas de gas natural, parcialmente compensadas por un aumento de $ 6 millones en ventas de líquidos del gas natural. Las menores ventas de crudo se debieron básicamente a la baja del precio promedio del crudo de transferencia, reflejando menores precios internacionales. Las menores ventas de gas natural responden a la menor demanda industrial en el segundo semestre del año derivada de inusuales condiciones climáticas.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas creció un 5%, alcanzando los 431 miles de barriles diarios en 1997 comparados con los 412 miles de barriles diarios en 1996. El incremento se produjo como consecuencia del intenso programa de recuperación secundaria implementado en Chihuido de la Sierra Negra-Lomita, el principal campo petrolero de YPF, y la creciente producción en áreas no operadas en las cuencas Austral y Neuquina. Además, durante 1997, YPF incrementó su participación en el área El Portón-Buta Ranquil en la cuenca Neuquina a través de la adquisición de un 16,75% adicional al 50% que ya poseía. En 1997, YPF completó 650 pozos de desarrollo de reservas en áreas en las cuales tiene participación, menor cantidad en comparación con los 1.024 pozos de desarrollo de reservas en dichas áreas perforados en 1996, como consecuencia de la focalización de esfuerzos en los exitosos programas de recuperación secundaría y a la compra de reservas, lo que permitió a la Sociedad reemplazar en 1,2 veces la producción combinada de petróleo y gas de 1997, medida en barriles equivalentes de petróleo (BOE).
Las ventas de gas natural fueron de $ 724 millones en 1997, manteniéndose relativamente estables comparadas con los $ 728 millones de 1996. Los mayores volúmenes entregados a las plantas generadoras de energía eléctrica durante los primeros seis meses de 1997 fueron compensados por una caída de los mismos en la segunda parte del año, habida cuenta de las fuertes lluvias registradas que posibilitaron el aumento de la energía hidroeléctrica disponible en el sistema. Por otra parte, durante 1997, YPF concretó la primera exportación de gas natural de Argentina a Chile, a la planta de Methanex, que significó ventas por $ 10 millones en dicho período. El precio promedio del gas natural en 1997 fue de $ 1,28 por cada mil pies cúbicos comparado con $ 1,30 por cada mil pies cúbicos en 1996.
La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $ 1.286 millones en. 1997 comparada con $ 1.321 millones obtenidos en 1996, lo que representó una disminución del 3%. La menor ganancia operativa es atribuible a menores ventas por $ 80 millones, por los menores precios, parcialmente compensados por una reducción de los gastos de exploración de $ 42 millones. El costo de ventas en 1997 permaneció estable en $ 2.120 millones respecto de los $ 2.119 millones registrados el año anterior. Sin embargo, el costo de extracción unitario medido en BOE, se redujo levemente, situándose en $ 2,55 por BOE. Además, los costos de extracción en 1997 incluyen gastos relacionados con el programa de reinyección de gas natural que no se incurrían en 1996.
Durante 1997, YPF continuó desarrollando sus inversiones en la cuenca Noroeste, donde existen áreas gasificas de gran potencial. En Enero de 1998, YPF reestructuró su participación en la Unión Transitoria de Empresas (UTE) Acambuco con la cesión de la mitad de su participación en dicha UTE al socio original, manteniendo un 22,5% de participación, a cambio de la liberación de ciertas obligaciones de YPF relacionadas con la realización de inversiones mínimas en trabajos de exploración, la financiación de las operaciones conjuntas de exploración y desarrollo y el pago de dos bonos en el supuesto que se descubrieran determinados niveles de reservas de hidrocarburos. El objetivo de esta cesión fue la optimización de la rentabilidad de las inversiones de la Sociedad a través de la reducción del riesgo, rediseñando los proyectos en esta cuenca en su conjunto. YPF confía en que los campos gasíferos del noroeste argentino, basado en parte en los resultados en el área Acambuco, tienen el potencial para asegurar el volumen de gas natural necesario para el gasoducto a Brasil.
Durante la segunda mitad de 1997, Andina S.A., una de las dos compañías del Upstream que resultaron de la privatización de YPFB en Bolivia, comenzó las operaciones con el gerenciamiento del Upstream local. La producción que corresponde a YPF por su participación en la sociedad, que es del 20,25%, fue de 2 mil barriles de crudo por día y 14 millones de pies cúbicos de gas natural por día. La Sociedad ha centrado sus esfuerzos e inversiones en el descubrimiento de reservas para abastecer la demanda de gas a Brasil.
Exploración y Producción Internacional
Las ventas netas de YPF International en 1997 ascendieron a $ 724 millones en comparación a los $ 732 millones registrados en 1996, lo que representó una disminución del 1%. Los menores precios de crudo obtenidos en todas las áreas, en línea con la tendencia internacional fueron compensados por el incremento en los volúmenes de venta, principalmente en Ecuador y Sudeste de Sumatra.
La utilidad operativa de 1997 fue de $ 202 millones en comparación con los $ 222 millones de 1996. Esta baja es el resultado de la caída del 8% en los precios del crudo, los menores volúmenes obtenidos en el Noroeste de Java y un aumento de $ 9 millones en los gastos de exploración, principalmente en Venezuela, parcialmente compensado por un incremento del 1% en los volúmenes de venta y una reducción del 2% en los costos de extracción unitarios.
La producción bruta creció 7% en 1997 respecto del año anterior, fundamentalmente por la flexibilización de ciertas restricciones al transpone de crudo en Ecuador, lo que permitió un aumento de la producción. Aunque PetroEcuador, la compañía petrolera estatal, había disminuido temporariamente su cuota de transporte a través del oleoducto en 1997, retomando la utilización del mismo, causando una disminución de la capacidad disponible del oleoducto y, consecuentemente, una limitación a la producción. Las ventas de crudo de YPF International en 1997 alcanzaron los 63 miles de barriles por día, lo que fue levemente superior a los 61 miles de barriles por día reportados en 1996. Las ventas de 1996 incluían el reconocimiento del Gobierno de Bolivia de aproximadamente 3 miles de barriles por día de producción obtenida en 1995.
Los volúmenes vendidos de gas natural declinaron a 238 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) de los 251 Mpcd alcanzados en 1996, básicamente por la disminución de los volúmenes de reventa eliminados en Estados Unidos, dadas las economías de escala logradas con el establecimiento del "Joint ventures " entre Maxus y Amoco Corporation. Adicionalmente se obtuvieron menores volúmenes en las explotaciones del Noroeste de Java en relación con la renegociación del contrato de operación que entró en vigencia a partir del 10 de Enero de 1997. Los precios promedio obtenidos en 1997 aumentaron comparados con los de 1996, principalmente en Estados Unidos donde crecieron un 13%.
Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y antes de los dividendos al capital preferido, YPF International tuvo una utilidad de $ 7 millones comparado con $ 1 millón reportado en 1996.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en 1997 fueron de $ 4.616 millones comparadas con los $ 4.418 millones de 1996. Este incremento neto fue producido por un aumento en las ventas locales de $ 177 millones y de $ 55 millones de otras ventas en el exterior y una disminución de las exportaciones de $ 34 millones. El incremento de las ventas locales fue el resultado de los mayores volúmenes de gasoil a mejores precios, un incremento en los volúmenes de lubricantes y la firmeza de los precios de la mayoría de los productos refinados (excluyendo lubricantes), todo esto parcialmente compensado por una caída de los volúmenes de naftas y de los precios del crudo. A pesar que las ventas de naftas en el mercado local se retrajeron, reflejando la tendencia de todo el mercado argentino, la participación de mercado de YPF se incrementó levemente. Las otras ventas en el exterior reflejan las crecientes ventas hechas por las estaciones de servicio adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995, y en Perú en 1996 y el servicio de transporte realizado por el Oleoducto Transandino en Chile. Las exportaciones disminuyeron por el efecto del precio y volumen del petróleo crudo, parcialmente compensado por mayores volúmenes de gasoil, naftas y petroquímicos. Estas ventas se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.
La puesta en marcha de las nuevas plantas de alquilación e isomerización en las dos principales refinerías de la Sociedad se completó a fines de 1996. Ambas plantas incrementaron substancialmente la capacidad de YPF para producir naftas y gasoil de alto octanaje. Los primeros embarques de naftas de alto octanaje a Brasil, Chile y los Estados Unidos fueron realizados en el segundo semestre de este año.
A pesar de que los precios internacionales del crudo, cayeron sólo un 7% de $ 22,11 durante 1996 a $ 20,60 por barril en 1997, la utilidad operativa de 1997 fue de $ 309 millones, lo que representó un incremento del 140% sobre los $ 129 millones registrados en el año anterior. El significativo crecimiento de los volúmenes de gasoil demandados tanto en el mercado local como en mercados de exportación, los que aumentaron aproximadamente un 14%, impulsaron un mayor volumen procesado en refinerías. La utilidad operativa también estuvo positivamente afectada por una reducción en los costos operativos unitarios. Estas mejoras fueron parcialmente compensadas por un incremento en los gastos de comercialización principalmente debido a los mayores gastos de transporte, de mantenimiento, mayores amortizaciones y gastos de publicidad.
Producción y Reservas de Petróleo y Gas 1999
El siguiente cuadro presenta la información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre
de 1999, 1998 y 1997. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro
fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación
S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica
("SEC").
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2) | |||
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| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2) | |||
| Desarrolladas |
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| Total |
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| Producción de petróleo (1)(2) |
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| Producción de gas natural (1)(2) |
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(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor ni el informe de la Comisión Fiscalizadora)". Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF SA. se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f. a los estados contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden diferir de las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información
financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Ventas netas |
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| Costo de ventas |
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1999 Comparado con 1998
Las ventas netas del ejercicio 1999 fueron de $ 6.598 millones comparados con $ 5.500 millones del mismo período de 1998, lo que representó un aumento del 20%, básicamente debido a la inclusión de las ventas de Global, adquirida en diciembre de 1998, las cuales ascendieron durante el ejercicio 1999 a $ 781 millones y al incremento del precio del crudo. Las ventas netas del Upstream Doméstico se incrementaron a $ 3.151 millones durante el ejercicio 1999 (incluyendo $2.334 millones correspondientes principalmente a crudo transferido al Downstream), de los $2.540 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $1.739 millones correspondientes principalmente a crudos transferidos al Downstream), reflejando básicamente el aumento en los precios internacionales del crudo, cuyo valor patrón, el West Texas Intermediate (WTI), se revalorizó en un 33%, de un promedio de $ 14,45 en 1998 a un promedio de $19,25 en el ejercicio actual. Las ventas netas del Downstream durante el ejercicio 1999 aumentaron a $ 5.037 millones, respecto de los $ 4.070 millones del mismo período de 1998. Este incremento se debió principalmente a la incorporación de las ventas netas de Global, a los mayores ingresos por exportaciones de productos, que registraron mejoras tanto en volúmenes y como en precios y el alza en los precios obtenidos por el petróleo crudo compensado en parte por la disminución del volumen de crudo vendido en el mercado interno y externo. Las ventas de la Sociedad además incluyen $ 665 millones de ventas netas de YPF Intemational por la operación de exploración y producción, en comparación con los $ 578 millones registrados en 1998.
El costo de ventas en el ejercicio 1999 fue $ 4.208 millones (incluyendo $ 759 millones correspondientes a Global), comparado con los $ 3.594 millones en igual período de 1998. Excluyendo a Global, el costo de ventas descendió en $ 145 millones como consecuencia de la reducción en el costo de extracción, gastos por depreciación y menores compras de gas natural, todo esto compensado parcialmente con las mayores regalías pagadas las cuales tienen una relación directa con la evolución del precio del crudo.
La utilidad operativa del ejercicio 1999 fue de $ 1.535 millones comparado con los $ 1.146 millones del ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 34%. Este incremento fue principalmente generado por el aumento en los precios del crudo y el aumento en los precios y volúmenes de los productos exportados y el mayor margen obtenido en las ventas de gas natural, parcialmente compensado con un descenso en los volúmenes de crudo vendido.
La utilidad neta antes de resultados por venta de activos y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido de sociedades controladas en el ejercicio 1999 fue de $ 1.166 millones comparados con los $864 millones en igual período de 1998. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 329 millones en comparación con los $ 247 millones registrados en el mismo período del año anterior. El nuevo impuesto sobre los intereses en Argentina y mayores niveles de endeudamiento promedio durante el año fueron los principales factores de este aumento. Los resultados financieros y por tenencia, excluyendo intereses generados por pasivos, pasaron de una pérdida de $ 17 millones en el ejercicio anterior a $ 42 millones de ganancia en igual período de 1999, principalmente debido a un efecto positivo por tenencia de bienes de cambio durante el ejercicio 1999. Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 102 millones durante el ejercicio 1999 respecto de una pérdida de $ 44 millones durante el mismo período de 1998. Durante el ejercicio 1999 este rubro incluye una ganancia de $ 19 millones relacionada con reintegros de impuesto al valor agregado de ejercicios anteriores con relación a impuestos abonados bajo el régimen impositivo especial de Tierra del Fuego. Esta ganancia fue compensada con la baja de determinados activos fijos y materiales, gastos relacionados con la oferta publica de adquisición de Repsol e incrementos de la previsión para juicios pendientes.
La utilidad neta del ejercicio 1999 fue $ 477 millones en comparación con los $ 580 millones de igual período de 1998. Durante el ejercicio 1999, la Sociedad provisionó $ 382 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 264 millones correspondientes al mismo o período de 1998. El aumento fue consecuencia principalmente de mayores ganancias netas antes de impuestos y al impuesto a las ganancias generado por la venta de activos de EE.UU.
Exploración y Producción Local
Las ventas netas del Upstream en el ejercicio 1999 fueron de $ 3.151 millones comparadas con los $ 2.540 millones del período finalizado el ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 24%. Las ventas netas de crudo y líquidos derivados del gas aumentaron aproximadamente $ 570 millones (de aproximadamente $ 1.800 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 2.370 en el ejercicio 1999) debido principalmente al aumento de los precios internacionales de crudo. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 1999 fueron de $ 740 millones comparadas con los $ 715 millones de igual período de 1998. Este aumento fue el resultado de mayores ventas a clientes industriales, mayores exportaciones a Chile a Methanex y a Compañía Eléctrica San Isidro y Endesa a través del gasoducto Gas Andes, mayores despachos a plantas de generación eléctrica y menores compras de YPF a otras compañías que permitieron incrementar las ventas de su propio gas natural, mejorando los márgenes operativos. Estas mayores ventas de gas natural produjeron un menor nivel de reinyección de gas, principalmente en Loma La Lata (Neuquén), que disminuyó sus gastos. El incremento de los despachos las plantas de generación de energía durante el ejercicio 1999 incluye el efecto de lluvias sobre los niveles normales durante el ejercicio anterior, lo que produjo menores despachos que los normales durante aquel período, y lluvias por debajo de los niveles normales durante el ejercicio 1999 que produjo mayores despachos durante este período.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 1999, disminuyó a 406 mil barriles diarios comparados con los 433 mil barriles diarios obtenidos e 1998, como resultado de una menor producción en la cuenca Golfo San Jorge consecuencia de menores erogaciones de capital. Compensa parcialmente esta declinación en la producción de la cuenca del Golfo San Jorge un incremento en la producción de la cuenca Neuquina, donde la Compañía identific proyectos de mayor retorno relacionados con los programas de recuperación secundaria. La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina permaneció constante en 2 mil barriles diarios durante 1999 y 1998. La producción de gas natural durante el ejercicio 1999 se incrementó a 1.531 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.222 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 1998, debido principalmente al aumento de las ventas a clientes industriales, mayores despachos a plantas de generación de energía, mayores exportaciones de gas natural y menores volúmenes comprados de gas natural. La producción de gas natural de Andina durante el ejercicio 1999, disminuyó a 15 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 19 millones de pies cúbicos diarios e igual período de 1998.
La utilidad operativa del Upstream fue $ 1.222 millones en 1999 compara a con $ 502 millones obtenidos en igual período de 1998, lo que representó un aumento del 143%. El incremento de $ 720 millones en la utilidad operativa fue mayormente impulsada por el incremento de las ventas de crudo y una reducción en el costo de ventas que disminuyó en $109 millones, de $1.921 millones durante 1998 a $1.812 millones durante 1999, principalmente debido a la disminución de compras de gas natural y la menor depreciación lo cual fue compensado parcialmente con las mayores regalías pagadas.
Exploración y Producción Internacional
Los volúmenes de venta de crudo del Upstream Internacional correspondientes a 1999, disminuyeron 17% a 71 mil barriles diarios comparados con los 86 mil barriles diarios e igual período del año 1998. La razón de la disminución fue debido a los menores barriles de crudo recibidos como recupero de costos debido los mayores precios del crudo en las áreas de Indonesia neto de mejoras en la producción de Bolivia y Venezuela.
Las ventas netas del Upstream International en 1999 aumentaron un 15% a $ 665 millones en comparación con los $ 578 millones de 1998. El aumento se debió principalmente al aumento de los precios del crudo vendido.
Las ventas de gas natural aumentaron un 5% en 1999 registrándose $ 173 millones en comparación con los $ 165 millones de 1998. Los volúmenes de venta aumentaron a 210 millones de pies cúbicos diarios de los 208 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1998. El precio promedio obtenido en 1999 se incrementó un 4%, alcanzando $ 2,26 por mil pies cúbicos respecto de los $ 2,18 por mil pies cúbicos de 1998.
La utilidad operativa aumentó $ 39 millones, de $ 120 millones en 1998 a $ 159 millones en el mismo período de 1999, principalmente debido a mayores precios de venta, parcialmente compensando por el descenso en los volúmenes de venta de crudo.
YPF International (excluyendo Global) obtuvo en 1999 un resultado negativo de $ 201 millones el cual se debió fundamentalmente al resultado de la venta de Crescendo Resources y al ajuste al valor de los activos en Indonesia a su valor de realización, comparado con una utilidad neta de $ 22 millones reportada en el mismo período de 1998.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en el ejercicio 1999 fueron de $ 5.037 millones comparadas con $ 4.070 millones del ejercicio anterior. Este aumento reflejó principalmente la inclusión de ventas de Global, las cuales ascendieron a $ 781 millones durante 1999 y el incremento de las ventas de naftas y gasoil por $ 83 millones, consecuencia principalmente de los mayores precios.
La utilidad operativa disminuyó a $ 245 millones durante 1999, representando una disminución del 62% respecto de los $ 647 millones correspondientes a igual período el año anterior principalmente como resultado de los mayores costos del crudo y menores volúmenes vendidos de productos en el mercado doméstico parcialmente compensados por las mayores exportaciones de productos refinados medidas en volúmenes y precios, y las menores compras de productos.
El volumen procesado en las refinerías durante 1999 alcanzó los 304 mil barriles diarios, representando una utilización del 90%. La capacidad de procesamiento era a fines de ese año de 334 mil barriles diarios, luego de la ampliación de la capacidad de procesamiento en Refinería La Plata en 9 mil barriles diarios durante el tercer trimestre de 1998. El crudo procesado fue 6% superior a los 288 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 88%. Esta mejora permitió una disminución del costo de refinación por barril del 3% y permitió mejorar la capacidad de la Sociedad para vender productos refinados a los mercados internacionales. Durante 1999, las exportaciones de productos refinados aumentaron un 39% comparado con el mismo período del año anterior, principalmente como consecuencia del incremento en lo volúmenes de productos y el mayor precio de las naftas de exportación, siendo los principales clientes Estados Unidos, con un incremento del 47% respecto a 1998 y Brasil con un incremento del 41% respecto a 1998.
YPF Brasil
Continuando con la estrategia de expansión regional de la Sociedad, durante 1998 y el ejercicio 1999, YPF adquirió el 30,60% del paquete accionario de Manguinhos, iniciando de esta manera la participación de YPF en el segmento Downstream del Brasil, el mercado más grande de la región. Manguinhos incluye una refinería con capacidad de procesamiento de 13.000 barriles por día, instalaciones para la distribución de productos refinados, una red de estaciones de servicio de aproximadamente 60 puntos de venta e instalaciones de almacenaje en el Estado de Río de Janeiro.
Las ventas de la unidad de negocios YPF Brasil fueron de $ 103 millones durante 1999, de los cuales $ 54 millones correspondieron a la participación en Manguinhos y el resto a la ventas de lubricantes YPF en el sector industrial y automotor.
El resultado operativo de Manguinhos fue de aproximadamente $ 7 millones el cual fue compensado por costos pre-operatívos correspondientes a la división lubricantes.
Durante 1999 YPF Brasil adquirió una planta de distribución y firmó contratos de suministro de productos refinados para abastecer aproximadamente 60 estaciones de servicio en el Estado de San Pablo, y adquirió conjuntamente con otras compañías cuatro bloques de exploración y producción que se sumaron a los tres ya existentes, reflejando la estrategia global de negocios en ese país.
1998 Comparado con 1997
Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 fueron $ 5.500 millones que, comparados con los $ 6.144 millones de 1997, representaron una disminución del 10%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $ 2.540 millones en 1998 (incluyendo $ 1.739 millones transferidos al Downstream , principalmente petróleo crudo) de los $ 3.536 millones en 1997 (incluyendo $ 2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente los menores precios internacionales del petróleo crudo. Las ventas netas el Downstream en 1998 fueron $ 4.126 millones (incluyendo $ 5 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 11% inferiores a las ventas netas de 1997 de $ 4.616 millones (incluyendo $ 8 millones transferidos al Upstream en Argentina). Esta disminución neta resultó de la baja en los precios del petróleo crudo y de los productos refinados en los mercados locales y de exportación, lo cual fue parcialmente compensado por un mayor volumen de productos refinados. Las ventas de la Sociedad además incluyeron en 1998 $ 578 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $ 724 millones registrados en 1997.
El costo de ventas en 1998 fue $ 3.594 millones lo que implicó una disminución del 4% comparados con los $ 3.730 millones en 1997 a pesar del mayor nivel de actividad. La disminución en el costo de ventas estuvo impulsada principalmente por la reducción del costo de extracción, regalía y amortizaciones.
La utilidad operativa de 1998 fue de $ 1.146 millones comparado con los $ 1.632 millones de 1997, lo que representó una disminución del 30%. Esta disminución se debió principalmente a la reducción del 30% en los precios internacionales del crudo que pasaron de $ 20,60 por barril durante 1997 a $ 14,45 por barril durante 1998.
La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias, participación minoritaria de terceros en sociedades controladas y de dividendos al capital preferido en 1998 fue de $ 864 millones comparados con los $ 1.380 millones en 1997, lo que representó una disminución del 37%. La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias se vio beneficiada con la reducción de los intereses pagados, los cuales fueron de $ 247 millones en 1998 comparados con $ 274 millones en 1997, reflejando la reestructuración de la deuda de Maxus Energy Corporation, subsidiaria de YPF International, lo que dio como resultado la disminución en el promedio del costo de financiamiento. El resultado de inversiones permanentes en 1998 fue de $ 26 millones comparado con $ 37 millones de 1997. Los resultados financieros y por tenencia netos, excluidos los intereses generados por pasivos, registraron un cargo negativo de $ 17 millones en 1998 comparados con el cargo positivo de $ 35 millones en 1997 principalmente debido a una mayor pérdida por tenencia de los bienes de cambio, como consecuencia de la menor valuación de inventarios a los costos de producción corrientes, lo que puso de manifiesto el mejoramiento en la eficiencia operativa. Los otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 44 millones comparados con la pérdida de $ 50 millones registrada durante 1997.
La utilidad neta de 1998 fue $ 580 millones en comparación con los $ 877 millones de 1997. Durante 1998 la Sociedad previsionó $ 264 millones por impuesto a las ganancias el cual fue 45% menor a los $ 479 millones previsionados en 1997. Esta disminución se debió principalmente a la menor utilidad neta antes de impuestos. Otros factores que contribuyeron a esta reducción fueron el impacto de la deducción impositiva de ciertas cuentas por reclamos dudosos previsionados contablemente en ejercicios anteriores, la diferencia en el cálculo contable e impositivo de la depreciación de bienes de uso en relación con las actividades de producción de crudo y gas, el cambio en un contrato del Sudeste de Sumatra que determinó una baja en la tasa aplicable y los ahorros resultantes de la reestructuración del Grupo YPF los cuales fueron completados a fines de 1997.
Exploración y Producción en Argentina
Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1998 fueron de $ 2.540 millones comparadas con los $ 3.536 millones de 1997, lo que representó una disminución del 28%. Las ventas netas de crudo y LPG disminuyeron aproximadamente $1.000 millones (de alrededor de $ 2.800 millones en 1997 a aproximadamente $ 1.800 millones en 1998) debiéndose básicamente a la baja del precio del crudo internacional, a pesar del incremento en los volúmenes de crudo producido. Las ventas de gas natural permanecieron relativamente constantes en ambos años rondando los $ 700 millones.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas alcanzó los 433 miles de barriles diarios en 1998 comparados con los 431 miles de barriles diarios en 1997. El incremento se produjo como consecuencia del programa de recuperación secundaria principalmente en la cuenca Neuquina, y el mejoramiento de la producción del área El Portón-Buta Ranquil, donde YPF aumentó su participación de 50% a 66,75% en el segundo trimestre de 1997. La producción de gas natural en Argentina durante 1998 se incrementó a 1.222 millones de pies cúbicos por día comparados con los 1.108 millones de pies cúbicos por día en 1997 básicamente debido a la mayor demanda de los clientes industriales y a los menores volúmenes de gas comprado, parcialmente compensado con la menor demanda de las plantas generadoras de energía las cuales contaron con mayor capacidad hidroeléctrica. Adicionalmente la producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina se mantuvo constante durante 1998 en dos mil barriles diarios, mientras que la producción de gas natural se incrementó de 14 mil pies cúbicos por día en 1997 a 19 mil pies cúbicos por día en 1998.
La utilidad operativa del Upstream en Argentina fue $ 502 millones en 1998 comparada con $ 1.286 millones obtenidos en 1997, lo que representó una disminución del 61%, La menor utilidad operativa fue atribuible a los menores ingresos por ventas por los menores precios internacionales del crudo. El costo de ventas en 1998 disminuyó a $ 1.921 millones respecto de los $ 2.120 millones registrados el año anterior, principalmente debido a menores regalías y depreciaciones y a reducciones de costos logradas en los campos productivos.
Exploración y Producción Internacional
Los volúmenes de ventas de crudo en 1998 crecieron 28% a 86 miles de barriles por día en comparación a los 67 miles de barriles por día registrados en 1997, debido al incremento en los volúmenes de producción bruta principalmente en el Sudeste de Sumatra, Bolivia y Venezuela y mayores entregas (debido a la reducción de los precios del crudo) en Indonesia. Las ventas de crudo disminuyeron 16% a $ 361 millones de $ 428 millones durante 1997 debido a los menores precios.
En 1998 las ventas del Upstream Internacional disminuyeron 20% a $578 millones de $ 724 millones en 1997, básicamente debido a los menores precios del crudo internacional de líquidos derivados del gas. En línea con las tendencias internacionales, el precio promedio obtenido disminuyó 34% a $ 11,55 por barril de $ 17,55 por barril en 1997, impactando negativamente en los ingresos en aproximadamente $188 millones.
Las ventas de gas natural declinaron 19% a $ 165 millones durante 1998 de $ 203 millones durante 1997. Los volúmenes de venta disminuyeron a 208 millones de pies cúbicos diarios de los 238 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1997, básicamente por la disminución d los volúmenes de venta en el Noroeste de Java debido a la menor demanda en Indonesia. Los precios promedio de gas obtenidos en 1998 disminuyeron 7% a $ 2,18 por mil pies cúbicos de $ 2,34 por mil pies cúbicos en 1997.
La utilidad operativa de 1998 disminuyó $ 82 millones, de $ 202 millones durante 1997 a $ 120 millones en 1998, principalmente como resultado de la caída en los precios del crudo, parcialmente compensado por la reducción de los costos de extracción. El costo de extracción bruto disminuyó 8% por barril de crudo equivalente.
YPF International tuvo en 1998 una utilidad neta de $ 22 millones comparada con la pérdida neta de $ 3 millones reportada en 1997. Esto se debió principalmente a los menores intereses pagados (debido a la reestructuración de la deuda de Maxus) y al menor impuesto a las ganancias. Los cargos por medio ambiente produjeron en 1998 una disminución adicional a la utilidad neta siendo de $ 37 millones en 1998 en comparación con $ 10 millones en 1997. Los $ 27 millones de diferencia se debieron básicamente a una decisión judicial desfavorable por reclamos relacionados con gastos de remediación en plantas químicas que pertenecían a Maxus con anterioridad a ser parte de YPF.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en 1998 fueron de $ 4.126 millones, las cuales incluyen $ 56 millones de ventas relacionadas con YPF Brasil S.A., comparados con los $ 4.616 millones de 1997. Esta disminución neta fue producida por una disminución en las exportaciones de $ 503 millones debido a menores precios del crudo y productos refinados, parcialmente compensado por mayores volúmenes de naftas y gasoil. Estas exportaciones se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, y Paraguay. Las otras ventas en el exterior se incrementaron $ 115 millones reflejando el crecimiento del volumen vendido por la red de estaciones de servicio establecidas por YPF en Chile y Perú como así también por la actividad iniciada en 1998 en Brasil. Las ventas locales disminuyeron aproximadamente un 4% o $ 100 millones básicamente debido a los menores precios parcialmente compensados por mayores volúmenes.
La utilidad operativa de 1998 fue de $ 650 millones, incluyendo $ 3 millones de YPF Brasil S.A., lo que representó un aumento del 110% sobre los $ 309 millones registrados en el año anterior, como resultado de los mayores márgenes y volúmenes vendidos de productos refinados en el mercado local y de exportación. La exportación de productos de alto valor agregado, la disminución de los costos por el crudo transferido del Upstream y la reducción en los costos operativos unitarios como consecuencia del incremento de los volúmenes procesados, contribuyeron al incremento del margen de utilidad en 1998 comparado con 1997.
La corrida de refinería alcanzó en 1998 los 288 miles de barriles por día, con un índice de utilización del 88% reflejando la mayor demanda de productos en el mercado local tales como gasoil, LPG y lubricantes y, el incremento de la demanda de gasoil y naftas en el mercado externo. Durante 1997 la corrida de refinería alcanzó 270 miles de barriles por día, con un índice de utilización el 83%. Estas mejoras llevaron a disminuir el costo de refinación por barril aproximadamente un 7%.
Como consecuencia del mayor procesamiento y las mejoras operativas en as dos principales refinerías, la Sociedad exportó volúmenes récord de productos refinados durante 1998. Dado que la calidad de las naftas alto octanaje permiten su exportación en forma rentable, YPF mantiene sus expectativas de continuar vendiendo importantes volúmenes en otros países.
Continuando con la estrategia de expansión regional, durante 1998, YPF adquirió un 29,51% de Refinaría de Petróleos de Manguinhos S.A. Esta adquisición marca el ingreso dentro del mercado del Downstream Brasileño, el más grande en la región. Manguinhos tiene una capacidad e refinación de 13.000 barriles por día, medios de distribución de productos refinados, una red de aproximadamente 60 estaciones de servicio y capacidad de almacenaje en el estado de Río de Janeiro
Liquidez y Recursos de Capital
El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 1999 fue de $ 1.787 millones, lo que representó una mejora del 9% comparado con los $1.640 millones generados en 1998. Este aumento se debió principalmente a la mayor utilidad antes de resultados inusuales, que no consumieron fondos, que varió en $ 187 millones.
Los orígenes de fondos más importantes provenientes de las actividades de inversión y financiación en 1999 incluyen $ 1.793 millones de nuevos préstamos y $511 millones de ingresos por ventas de activos no corrientes, derivados de las operaciones de desinversión en los activos en Estados Unidos, en el campo El Huemul en Argentina y de la transferencia a Repsol S.A. de la participación de la Sociedad en Refinería la Pampilla e YPF Perú. En 1998, la principal fuente de recursos provenientes e las actividades de inversión y financiación fueron los préstamos tomados por $ 2.253 millones.
En relación con su endeudamiento financiero, principalmente a través de las emisiones de Obligaciones Negociables realizadas hasta la fecha, la Sociedad ha acordado para si y sus sociedades controladas ciertas cláusulas, incluyendo entre otras, pagar todos sus pasivos a su vencimiento, y no crear gravámenes que excedan el 15% del total de activos. En caso de incumplimiento de alguna cláusula pactada, el fiduciario o los tenedores titulares de por lo menos un 25% del monto total del capital de las Obligaciones Negociables en circulación podían declarar exigible y pagadero el capital e intereses devengados de todas las obligaciones en forma inmediata.
Algunos de los acuerdos de préstamos de la Sociedad contienen cláusulas por las cuales debe informar previamente a sus prestamistas respecto de todo cambio significativo en el curso de su actividad, toda disposición o venta de activos o cualquier otro hecho que pudiera modificar significativamente su posición económica o financiera. El incumplimiento de estas disposiciones faculta a los prestamistas a suspender los desembolsos, dar por terminado el acuerdo y/o reclamar el inmediato reembolso del capital e intereses devengados pendientes de cancelación. También pueden actuar de ese modo en el caso que el Gobierno Argentino, como garante del préstamo, se atrase o deje de cumplir con sus obligaciones. La Sociedad no ha recibido ningún reclamo por falta de cumplimiento de alguno de sus acuerdos de préstamos.
Producción 2000
Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y productos refinados es típicamente más baja en el primer trimestre, que incluye los meses de verano en la Argentina, y es generalmente más alta en el tercer trimestre, que comprende los meses de invierno. Por lo expuesto, las condiciones climáticas inciden sobre los resultados de YPF, particularmente sobre las ventas de gas natural.
YPF desarrolla sus principales actividades en el territorio argentino, donde concentró en el año 2000 el 63% de sus ventas, incluyendo las exportaciones de crudo y productos. En el mercado internacional, desarrolla operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural principalmente en Indonesia y América del Sur a través de YPF International Ltd.. Adicionalmente, la unidad de negocios Refino y Marketing mantuvo operaciones de distribución de combustibles y lubricantes en Chile a través de YPF Chile S.A. y de refinación y distribución de combustibles y lubricantes en Brasil a través de YPF Brasil S.A. y su participación en Manguinhos y, de importación y distribución de hidrocarburos en Estados Unidos.
Durante el 2000 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:
*Exploración y Producción*
*Refino y Marketing (excepto Gas Licuado de Petróleo)
*Química
*Gas Natural y Electricidad
*Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Las ventas de Exploración y Producción a terceros en Argentina y en el exterior incluyen gas natural, un porcentaje de su producción de crudo y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Adicionalmente transfiere crudo, producido o adquirido a terceros, bajo contratos de servicio o de riesgo en Argentina, a Refino y Marketing para sus necesidades de procesamiento, a un precio de transferencia que refleja el precio del mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad de Negocios Refino y Marketing en ciertas circunstancias realiza compras de crudo a terceros en Argentina.
YPF es una sociedad subsidiaria de Repsol YPF S.A., una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España que posee una participación del 98,99% en el capital accionario de YPF. Repsol YPF es una compañía integrada de petróleo y gas comprometida en todos los aspectos de la actividad petrolera, incluyendo exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, transporte de petróleo, productos refinados, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de petróleo, productos derivados del petróleo, petroquímicos, gas licuado de petróleo y gas natural.
Como producto de la adquisición de YPF, Repsol YPF es la mayor empresa privada de Latinoamérica y España y una de las diez empresas petroleras más grandes del mundo, basándose en la capitalización de mercado y en las reservas probadas. Además, Repsol YPF se ha transformado en una empresa equilibrada en cuanto a sus actividades de upstream y downstream.
Producción y Reservas de Petróleo y Gas
El siguiente cuadro presenta la información
relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en
bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre
de 2000,1999 y 1998. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro
fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación
S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica
(SEO).
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | ||||
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| Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2) | ||||
| Desarrolladas |
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| Total |
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| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | ||||
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| Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2) | ||||
| Desarrolladas |
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| No desarrolladas |
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| Total |
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| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | ||||
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| Producción de petróleo (1)(2) |
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| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | ||||
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| Producción de gas natural (1)(2) |
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(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor ni por el informe de la comisión Fiscalizadora)’. Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF SA. se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f. a los estados contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.
(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SEAS 69 y dichos montos pueden diferir de las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información
financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de | |||
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| Costo de ventas |
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2000 Comparado con 1999
Las ventas netas del ejercicio 2000 fueron de $ 8.660 millones comparados con $ 6.598 millones del mismo período de 1999, lo que representó un aumento del 31%, básicamente debido al incremento del precio del crudo. Las ventas netas de Exploración y Producción se incrementaron a $ 5.444 millones durante el ejercicio 2000 (incluyendo $ 2.625 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 3.816 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 2.241 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), reflejando básicamente el aumento en los precios internacionales del crudo, cuyo valor de referencia para las operaciones en Argentina, el WTI, se revalorizó en un 57,4%, de un promedio de $ 19,25 en 1999 a un promedio de $ 30,30 en 2000. Las ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado de Petróleo y Química en su conjunto, durante el ejercicio 2000 aumentaron a $ 6.002 millones, respecto de los $ 5.140 millones del mismo período de 1999. Este incremento se debió principalmente a los mayores ingresos por ventas en el mercado interno y exportaciones de productos, los cuales registraron mejoras en los precios.
El costo de ventas en el ejercicio 2000 fue de $ 4.985 millones (incluyendo $ 1.164 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 4.208 millones (incluyendo $ 759 millones correspondientes a Global) en igual período de 1999. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 372 millones, lo que representa un 11%, principalmente como consecuencia de las mayores regalías pagadas las cuales tienen una relación directa con la evolución del precio del crudo y de las mayores compras de crudo y productos debido al incremento de los precios.
La utilidad operativa del ejercicio 2000 fue de $ 2.772 millones comparado con los $ 1.535 millones del ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 81%. Este incremento fue principalmente generado por el aumento en los precios del crudo y el aumento en los precios de los productos vendidos en el mercado interno y externo, parcialmente compensado con un descenso en los volúmenes vendidos de crudo y gas. Esto último se produjo por la venta de las áreas productivas en EE.UU. realizada en diciembre de 1999.
La utilidad neta antes de resultados por venta de activos y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2000 fue de $ 2.352 millones comparados con los $ 1.166 millones en igual período de 1999. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 256 millones en comparación con los $ 329 millones registrados en el mismo período del año anterior. Los menores niveles de endeudamiento promedio durante el año fueron los principales factores de esta disminución. Los resultados financieros y por tenencia, excluyendo intereses generados por pasivos, en el ejercicio 2000 representaron una ganancia de $ 99 millones comparados con los $ 42 millones de ganancia en igual período de 1999, principalmente debido a los mayores intereses generados por activos en el ejercicio 2000.
Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 280 millones durante el ejercicio 2000 respecto de una pérdida de $ 102 millones durante el mismo período de 1999. Estos resultados incluyen la registración de un cargo negativo de $ 109 millones, relacionado con la multa impuesta por la Secretaría de Industria, Comercio y Minería, cuya evolución y situación actual del proceso judicial se describe en la Nota 11.b de los estados contables. Además, el incremento se relacionó con la baja de determinados activos fijos y materiales, incrementos de la previsión para juicios pendientes y la donación para la cancelación de deudas y para cubrir necesidades de capital de trabajo de ciertas compañías prestadoras de servicios a YPF, radicadas en la Provincia de Neuquén, descripta en la nota 11 de los Estados Contables.
La utilidad neta del ejercicio 2000 fue de $ 1.229 millones en comparación con los $ 477 millones de igual período de 1999. La utilidad neta de 2000 está afectada por un cargo negativo de $ 195 millones por la desvalorización de los activos de Indonesia, para adecuarlos a su probable valor de realización, ya que los mismos han sido puestos a la venta por aprobación del Directorio de diciembre de 1999. Por el mismo motivo, en el ejercicio 1999 se registraron $ 175 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2000, la Sociedad provisionó $ 916 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 382 millones correspondientes al mismo período de 1999. El aumento fue consecuencia principalmente de mayores ganancias netas antes de impuestos.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2000 fueron de $ 5.444 millones comparadas con los $ 3.816 millones del ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 43%. Las ventas netas de crudo y líquidos derivados del gas aumentaron aproximadamente $ 1.689 millones (de aproximadamente $ 2.858 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 4.547 en el ejercicio 2000) debido principalmente al aumento de los precios internacionales del crudo. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 2000 fueron de $ 875 millones comparadas con los $ 913 millones de igual período de 1999. Esta disminución se debió principalmente a la venta de campos gasíferos en EE.UU. compensada parcialmente por, mayores exportaciones a Chile a Methanex, a Compañía Eléctrica San Isidro y a Endesa a través del gasoducto Gas Andes, y también a Brasil, a Sulgas a través del Gasoducto Uruguayana.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2000, disminuyó a 444 mil barriles diarios comparados con los 477 mil barriles diarios obtenidos en 1999, como resultado de la declinación natural de campos en Argentina y a menores barriles de crudo recibidos como recupero de costos en Indonesia, que están relacionados inversamente a los mayores precios de crudo. La producción de gas natural durante el ejercicio 2000 disminuyó a 1.681 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.741 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 1999, debido principalmente a la mencionada venta de los activos en EE.UU. compensados parcialmente por mayores producciones en Argentina impulsadas por las mayores exportaciones de gas natural. La producción de gas natural de Andina durante el ejercicio 2000, aumentó a 26 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 15 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 1999.
La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 2.827 millones en 2000 comparada con $1.381 millones obtenidos en igual período de 1999, lo que representa un aumento del 105%. El incremento de $ 1.446 millones en la utilidad operativa fue mayormente impulsado por el incremento de las ventas de crudo, compensado parcialmente por un incremento en el costo de ventas que aumentó en $ 192 millones, de $ 2.239 millones durante 1999 a $ 2.431 millones durante 2000, principalmente debido a las mayores regalías pagadas, moderado parcialmente por una menor depreciación.
Refino y Marketing (excepto GLP)
Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 5.806 millones. Comparadas con las ventas del ejercicio anterior éstas se incrementan principalmente por los mayores precios de los productos vendidos en el mercado interno y externo.
La utilidad operativa disminuyó a $ 42 millones durante 2000, principalmente como resultado de los mayores costos del crudo.
El volumen procesado en las refinerías durante 2000 alcanzó los 291 mil barriles diarios, representando una utilización del 87%. La capacidad de procesamiento es actualmente de 334 mil barriles diarios. El crudo procesado fue 4% inferior a los 304 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 90%.
Este menor procesamiento refleja la menor demanda local del mercado total de naftas, que disminuyó un 9% en el sector minorista.
Durante 2000 las exportaciones de productos refinados aumentaron un 36% comparado con el mismo período del año anterior principalmente debido al incremento de los precios de las naftas de exportación y del gasoil, parcialmente compensado por los menores volúmenes vendidos.
Gas Licuado de Petróleo
La unidad de negocios de Gas Licuado de Petróleo (G LP) es la principal productora de Argentina, con una producción de aproximadamente 1.192.000 tn. Esta producción proviene del procesamiento del gas natural, en las plantas ubicadas en Loma La Lata y General Cerri principalmente, y de los procesos de refinación de las Refinerías La Plata, Luján de Cuyo y Petroquímica La Plata.
El GLP es comercializado a través de ventas al mercado externo, ventas en el mercado interno, y a empresas fraccionadoras, y ventas al mercado interno minorista que incluye el envasado y a granel para consumo domiciliario e industrial.
Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 352 millones y la utilidad operativa ascendió a $ 27 millones.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 481 millones, superiores a las del ejercicio 1999 principalmente por los mayores precios y volúmenes. La utilidad operativa ascendió a $ 3 millones.
La exportación de productos petroquímicos en 2000 superó las 500.000 tn, con un incremento de más del 50% comparado con el mismo período del año anterior.
1999 Comparado con 1998
Durante 1999 las operaciones de YPF estaban organizadas en:
*Unidad de Negocios Upstream para las actividades de exploración y producción en Argentina, en un bloque productivo en Ecuador, las operaciones en Bolivia llevadas a cabo a través de Andina y las operaciones en la Federación Rusa llevadas a cabo por Bitech;
*Unidad de Negocios Upstream Internacional para las demás actividades de exploración y producción internacionales;
*Unidad de Negocios Downstream para las actividades de refinación y comercialización (incluyendo transporte y petroquímicos) y
*Unidad de Negocios YPF Brasil, la cual condujo todas las operaciones en ese país. La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 1999 fueron de $ 6.598 millones comparados con $ 5.500 millones del mismo período de 1998, lo que representó un aumento del 20%, básicamente debido a la inclusión de las ventas de Global, adquirida en diciembre de 1998, las cuales ascendieron durante el ejercicio 1999 a $ 781 millones y al incremento del precio del crudo. Las ventas netas del Upstream Doméstico se incrementaron a $ 3.151 millones durante el ejercicio 1999 (incluyendo $ 2.334 millones correspondientes principalmente a crudo transferido al Downstream), de los $ 2.540 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 1.739 millones correspondientes principalmente a crudos transferidos al Downstream), reflejando básicamente el aumento en los precios internacionales del crudo que se revalorizaron en un 33%, de un promedio de $ 14,45 en 1998 a un promedio de $ 19,25 en 1999. Las ventas netas del Downstream durante el ejercicio 1999 aumentaron a $ 5.037 millones, respecto de los $ 4.070 millones del mismo período de 1998. Este incremento se debió principalmente a la incorporación de las ventas netas de Global, a los mayores ingresos por exportaciones de productos, que registraron mejoras tanto en volúmenes y como en precios y el alza en los precios obtenidos por el petróleo crudo compensado en parte por la zdisminución del volumen de crudo vendido en el mercado interno y externo. Las ventas de la Sociedad además incluyen $ 665 millones de ventas netas de YPF International por la operación de exploración y producción, en comparación con los $ 578 millones registrados en 1998.
El costo de ventas en el ejercicio 1999 fue $ 4.208 millones (incluyendo $ 759 millones correspondientes a Global), comparado con los $ 3.594 millones en igual período de 1998. Excluyendo a Global, el costo de ventas descendió en $ 145 millones como consecuencia de la reducción en el costo de extracción, gastos por depreciación y menores compras de gas natural, todo esto compensado parcialmente con las mayores regalías pagadas las cuales tienen una relación directa con la evolución del precio del crudo.
La utilidad operativa del ejercicio 1999 fue de $ 1.535 millones comparado con los $1.146 millones del ejercicio anterior, lo que representa un incremento del 34%. Este incremento fue principalmente generado por el aumento en los precios del crudo y el aumento en los precios y volúmenes de los productos exportados y el mayor margen obtenido en las ventas de gas natural, parcialmente compensado con un descenso en los volúmenes de crudo vendido.
La utilidad neta antes de resultados por venta de activos y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido de sociedades controladas en el ejercicio 1999 fue de $ 1.166 millones comparados con los $ 864 millones en igual período de 1998. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 329 millones en comparación con los $ 247 millones registrados en el mismo período del año anterior. El nuevo impuesto sobre los intereses en Argentina y mayores niveles de endeudamiento promedio durante el año fueron los principales factores de este aumento. Los resultados financieros y por tenencia, excluyendo intereses generados por pasivos, pasaron de una pérdida de $ 17 millones en el ejercicio anterior a $ 42 millones de ganancia en igual período de 1999, principalmente debido a un efecto positivo por tenencia de bienes de cambio durante el ejercicio 1999. Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 102 millones durante el ejercicio 1999 respecto de una pérdida de $ 44 millones durante el mismo período de 1998. Durante el ejercicio 1999 este rubro incluye una ganancia de $ 19 millones relacionada con reintegros de impuesto al valor agregado de ejercicios anteriores con relación a impuestos abonados bajo el régimen impositivo especial de Tierra del Fuego. Esta ganancia fue compensada con la baja de determinados activos fijos y materiales, gastos relacionados con la oferta pública de adquisición de Repsol e incrementos de la previsión para juicios pendientes.
La utilidad neta del ejercicio 1999 fue de $ 477 millones en comparación con los $ 580 millones de igual período de 1998. Durante el ejercicio 1999, la Sociedad provisionó $ 382 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 264 millones correspondientes al mismo período de 1998. El aumento fue consecuencia principalmente de mayores ganancias netas antes de impuestos y al impuesto a las ganancias generado por la venta de activos de EE.UU.
Exploración y Producción Local
Las ventas netas del Upstream en el ejercicio 1999 fueron de $ 3.151 millones comparadas con los $ 2.540 millones del período finalizado el ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 24%. Las ventas netas de crudo y líquidos derivados del gas aumentaron aproximadamente $ 570 millones (de aproximadamente $1.800 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 2.370 en el ejercicio 1999) debido principalmente al aumento de los precios internacionales de crudo. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 1999 fueron de $ 740 millones comparadas con los $ 715 millones de igual período de 1998. Este aumento es el resultado de mayores ventas a clientes industriales, mayores exportaciones a Chile a Methanex y a Compañía Eléctrica San Isidro y Endesa a través del gasoducto Gas Andes, mayores despachos a plantas de generación eléctrica y menores compras de YPF a otras compañías que permitieron incrementar las ventas de su propio gas natural, mejorando los márgenes operativos. Estas mayores ventas de gas natural produjeron un menor nivel de reinyección de gas, principalmente en Loma La Lata (Neuquén), que disminuyó sus gastos. El incremento de los despachos a las plantas de generación de energía durante el ejercicio 1999 incluye el efecto de lluvias sobre los niveles normales durante el ejercicio anterior, lo que produjo menores despachos que los normales durante aquel período, y lluvias por debajo de los niveles normales durante el ejercicio 1999 que produjo mayores despachos durante ese período.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 1999, disminuyó a 406 mil barriles diarios comparados con los 433 mil barriles diarios obtenidos en 1998, como resultado de una menor producción en la cuenca Golfo San Jorge consecuencia de menores erogaciones de capital. Compensa parcialmente esta declinación en la producción de la cuenca del Golfo San Jorge un incremento en la producción de la cuenca Neuquina, donde la Sociedad identificó proyectos de mayor retorno relacionados con los programas de recuperación secundaria. La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina permaneció constante en 2 mil barriles diarios durante 1999 y 1998. La producción de gas natural durante el ejercicio 1999 se incrementó a 1.531 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.222 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 1998, debido principalmente al aumento de las ventas a clientes industriales, mayores despachos a plantas de generación de energía, mayores exportaciones de gas natural y menores volúmenes comprados de gas natural. La producción de gas natural de Andina durante el ejercicio 1999, disminuyó a 15 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 19 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 1998.
La utilidad operativa del Upstream fue $ 1.222 millones en 1999 comparada con $ 502 millones obtenidos en igual período de 1998, lo que representó un aumento del 143%. El incremento de $ 720 millones en la utilidad operativa fue mayormente impulsada por el incremento de las ventas de crudo y una reducción en el costo de ventas que disminuyó en $109 millones, de $ 1.921 millones durante 1998 a $ 1.812 millones durante 1999, principalmente debido a la disminución de compras de gas natural y la menor depreciación lo cual fue compensado parcialmente con las mayores regalías pagadas.
Exploración y Producción Internacional
Los volúmenes de venta de crudo del Upstream Internacional correspondientes a 1999, disminuyeron 17% a 71 mil barriles diarios comparados con los 86 mil barriles diarios en igual período del año 1998. La razón de la disminución fue debido a los menores barriles de crudo recibidos como recupero de costos debido los mayores precios del crudo en las áreas de Indonesia neto de mejoras en la producción de Bolivia y Venezuela.
Las ventas netas del Upstream International en 1999 aumentaron un 15% a $ 665 millones en comparación con los $ 578 millones de 1998. El aumento se debió principalmente al aumento de los precios del crudo vendido.
Las ventas de gas natural aumentaron un 5% en 1999 registrándose $ 173 millones en comparación con los $ 165 millones de 1998. Los volúmenes de venta aumentaron a 210 millones de pies cúbicos diarios de los 208 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1998. El precio promedio obtenido en 1999 se incrementó un 4%, alcanzando $ 2,26 por mil pies cúbicos respecto de los $ 2,18 por mil pies cúbicos de 1998.
La utilidad operativa aumentó $ 39 millones, de $ 120 millones en 1998 a $ 159 millones en el mismo período de 1999, principalmente debido a mayores precios de venta, parcialmente compensando por el descenso en los volúmenes de venta de crudo.
YPF International (excluyendo Global) obtuvo en 1999 un resultado negativo de $ 201 millones el cual se debió fundamentalmente al resultado de la venta de Crescendo Resources y al ajuste al valor de los activos en Indonesia a su valor de realización, comparado con una utilidad neta de $ 22 millones reportada en el mismo período de 1998.
Industrialización y Comercialización (Downstream)
Las ventas netas en el ejercicio 1999 fueron de $ 5.037 millones comparadas con $ 4.070 millones del ejercicio anterior. Este aumento refleja principalmente la inclusión de ventas de Global, las cuales ascienden a $ 781 millones durante 1999 y el incremento de las ventas de naftas y gasoil por $ 83 millones, consecuencia principalmente de los mayores precios.
La utilidad operativa disminuyó a $ 245 millones durante 1999, representando una disminución del 62% respecto de los $ 647 millones correspondientes a igual período del año anterior principalmente como resultado de los mayores costos del crudo y menores volúmenes vendidos de productos en el mercado doméstico parcialmente compensados por las mayores exportaciones de productos refinados medidas en volúmenes y precios, y las menores compras de productos.
El volumen procesado en las refinerías durante 1999 alcanzó los 304 mil barriles diarios, representando una utilización del 90%. La capacidad de procesamiento es actualmente de 334 mil barriles diarios, luego de la ampliación de la capacidad de procesamiento en Refinería La Plata en 9 mil barriles diarios durante el tercer trimestre de 1998. El crudo procesado fue 6% superior a los 288 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 88%. Esta mejora permitió una disminución del costo de refinación por barril del 3% y permitirá mejorar la capacidad de la Sociedad para vender productos refinados a los mercados internacionales. Durante 1999, las exportaciones de productos refinados aumentaron un 39% comparado con el mismo período del año anterior, principalmente como consecuencia del incremento en los volúmenes de productos y el mayor precio de las naftas de exportación, siendo los principales clientes Estados Unidos, con un incremento del 47% respecto a 1998 y Brasil con un incremento del 41% respecto a 1998.
YPF Brasil
Durante 1998 y el ejercicio terminado en 1999, YPF adquirió el 30,60% del paquete accionario de Manguinhos, iniciando de esta manera la participación de YPF en el segmento Downstream del Brasil, el mercado más grande de la región. Manguinhos incluye una refinería con capacidad de procesamiento de 13.000 barriles por día, instalaciones para la distribución de productos refinados, una red de estaciones de servicio de aproximadamente 60 puntos de venta e instalaciones de almacenaje en el Estado de Río de Janeiro.
Las ventas de la unidad de negocios YPF Brasil fueron de $ 103 millones durante 1999, de los cuales $ 54 millones corresponden a la participación en Manguinhos y el resto a las ventas de lubricantes YPF en el sector industrial y automotor.
El resultado operativo de Manguinhos fue de aproximadamente $ 7 millones el cual fue compensado por costos pre-operatívos correspondientes a la división lubricantes.
Durante 1999 YPF Brasil adquirió una planta de distribución y firmó contratos de suministro de productos refinados para abastecer aproximadamente 60 estaciones de servicios en el Estado de San Pablo, y adquirió junto con otras compañías cuatro bloques de exploración y producción que se suman a los tres ya existentes, reflejando la estrategia global de negocios en ese país.
Los resultados de las operaciones en Brasil y los planes futuros de expansión en dicho país continuarán siendo afectados por la situación de la economía brasileña, que experimentaron en 1999 una recesión y la devaluación de su moneda.
Características de la Sociedad
Las operaciones de YPF se vieron afectadas principalmente por los cambios en los precios internacionales del crudo y, en menor medida, por los cambios en las economías en las que la Sociedad desarrolló actividades, fundamentalmente Argentina y en menor escala Indonesia y el resto de Latinoamérica, incluyendo Venezuela, Chile y Bolivia.
El precio promedio por barril exportado de crudo desde Argentina obtenido por YPF fue de U$S 14,93, U$S 26,90 y U$S 20,67 en 1999, 2000 y 2001, respectivamente. El precio de venta promedio por barril de crudo, obtenido por YPF durante el mes de enero de 2002 fue de U$S 14,62. Los cambios futuros en el precio internacional del crudo continuarán afectando los resultados de YPF relacionados con sus exportaciones.
Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y productos refinados es típicamente más baja en el primer trimestre, que incluye los meses de verano en la Argentina, y es generalmente más alta en el tercer trimestre, que comprende los meses de invierno. Por lo expuesto, las condiciones climáticas inciden sobre los resultados de YPF, particularmente sobre las ventas de gas natural.
YPF desarrolla sus principales actividades en el territorio argentino, donde concentró en 2001 el 64% de sus ventas, incluyendo las exportaciones de crudo y productos. En el mercado internacional, desarrolla operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural principalmente en Indonesia y América del Sur a través de YPF International Ltd.. Adicionalmente, la unidad de negocios Refino y Marketing mantuvo operaciones de distribución de combustibles y lubricantes en Chile a través de YPF Chile S.A y, de importación y distribución de hidrocarburos en Estados Unidos.
Durante 2001 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:
*Exploración y Producción
*Refino y Marketing (excepto Gas Licuado de Petróleo)
*Química
*Gas Natural y Electricidad
*Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Las ventas de Exploración y Producción a terceros en Argentina y en el exterior incluyen gas natural, un porcentaje de su producción de crudo y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Adicionalmente transfiere crudo, producido o adquirido a terceros, bajo contratos de servicio o de riesgo en Argentina, a Refino y Marketing para sus necesidades de procesamiento, a un precio de transferencia que refleja el precio del mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad de Negocios Refino y Marketing en ciertas circunstancias realiza compras de crudo a terceros en Argentina.
YPF es una sociedad subsidiaria de Repsol YPF S.A. (Repsol YPF), una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España que posee una participación del 99.03% en el capital accionario de YPF. Repsol YPF es una compañía integrada de petróleo y gas comprometida en todos los aspectos de la actividad petrolera, incluyendo exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, transporte de petróleo, productos refinados, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de petróleo, productos derivados del petróleo, petroquímicos, gas licuado de petróleo y gas natural.
Como producto de la adquisición de YPF, Repsol YPF es la mayor empresa petrolera privada de Latinoamérica y España y una de las diez empresas petroleras más grandes del mundo, basándose en la capitalización de mercado y en las reservas probadas. Además, Repsol YPF se ha transformado en una empresa equilibrada en cuanto a sus actividades de upstream y downstream.
2001 Comparado con 2000
Las ventas netas del ejercicio 2001
fueron de $ 8.162 millones comparados con $ 8.660 millones del mismo período
de 2000, lo que representó una disminución del 6%, básicamente
debido a la baja del precio del crudo. Las ventas netas de Exploración
y Producción disminuyeron a $ 4.873 millones durante el ejercicio
2001 (incluyendo $ 2.197 millones correspondientes a crudo transferido
a Refino y Marketing), de los $ 5.444 millones registrados en el ejercicio
anterior (incluyendo $ 2.625 millones correspondientes a crudo transferido
a Refino y Marketing), reflejando básicamente la disminución
en los precios internacionales del crudo, cuyo valor de referencia para
las operaciones en Argentina, el WTI, se desvalorizó en un 15%,
de un promedio de $ 30,30 en 2000 a un promedio de $ 25,90 en 2001. Las
ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado y Química en su
conjunto (ventas netas de intersegmento), fueron de $ 5.604 millones en
el ejercicio 2001, disminuyendo un 7% respecto de los $ 6.002 del año
2000.
El costo de ventas en el ejercicio 2001 fue de $ 4.868 millones (incluyendo $ 892 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 4.985 millones (incluyendo $ 1.164 millones correspondientes a Global) en igual período de 2000. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 155 millones, lo que representó un aumento del 4%.
La utilidad operativa del ejercicio 2001 fue de $ 2.204 millones comparada con los $ 2.772 millones del ejercicio anterior, lo que representó una disminución del 20%. Esta disminución fue principalmente generada por la baja en los precios del crudo, parcialmente compensado con un aumento en los volúmenes vendidos de crudo y gas.
La utilidad neta antes de resultado neto por la venta de inversiones no corrientes y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2001 fue de $ 1.651 millones comparados con los $ 2.352 millones en igual período de 2000. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 295 millones en comparación con los $ 256 millones registrados en el mismo período del año anterior. El aumento en los cargos financieros se originó en un incremento del endeudamiento experimentado durante los primeros meses de 2001 como consecuencia de la fusión con Astra, que elevó el endeudamiento al 10 de enero de 2001 en $ 1.218 millones. Al cierre del ejercicio 2001 el nivel de endeudamiento ascendió a $2.248 millones, superior al endeudamiento al cierre del 2000 en $ 334 millones.
Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 126 millones durante el ejercicio 2001 respecto de una pérdida de $ 280 millones durante el mismo período de 2000. Estos resultados incluyeron en el 2000 la registración de un cargo negativo de $ 109 millones, relacionado con la multa impuesta por la Secretaría de Industria, Comercio y Minería, cuya evolución y situación actual del proceso judicial se describió anteriormente.
La utilidad neta del ejercicio 2001 fue de $ 819 millones en comparación con los $ 1.229 millones de 2000. La utilidad neta de 2001 está afectada por un cargo negativo de $ 135 millones por la desvalorización de inversiones en sociedades vinculadas relacionadas con negocios de distribución de gas y generación de energía eléctrica, cuyos flujos de caja y rentabilidad futura se ven fuertemente afectados por la pesificación y congelamiento de sus tarifas. Asimismo se contabilizó otro cargo de $ 252 millones por la desvalorización de los activos de Indonesia, para adecuarlos a su probable valor de realización, ya que los mismos fueron puestos a la venta por aprobación del Directorio de diciembre de 1999. Por este mismo motivo, en los ejercicios 2000 y 1999 se registraron respectivamente $ 195 y $ 175 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2001, la Sociedad provisionó $ 706 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 916 millones correspondientes al mismo período de 2000. La disminución fue consecuencia principalmente de menores ganancias netas antes de impuestos.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2001 fueron de $ 4.873 millones comparadas con los $ 5.444 millones del ejercicio anterior, lo que representó una caída del 10%. Las ventas netas de crudo disminuyeron aproximadamente $ 730 millones (de aproximadamente $ 4.434 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 3.704 en el ejercicio 2001) debido principalmente a una caída del precio de venta promedio de aproximadamente el 17%. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 2001 ascendieron a $ 1.012 millones comparadas con los $ 874 millones de 2000. Este incremento del 16% se logró a través de una mejora de los precios promedio de aproximadamente el 12% y a mayores volúmenes vendidos en Bolivia, como consecuencia de la mayor participación en Andina y las mayores exportaciones con destino a Brasil.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2001, creció a 501 mil barriles diarios comparados con los 444 mil barriles diarios obtenidos en 2000, como resultado de una mayor producción en Argentina y en Bolivia, parcialmente compensada por la venta de las participaciones en Ecuador y Venezuela. La producción de gas natural durante el ejercicio 2001 creció a 1.703 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.681 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 2000, debido principalmente al incremento de la participación en Andina, consecuencia de la adquisición de una participación adicional del 20,55%. La producción de la misma aumentó a 113 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 26 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2000.
La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 2.078 millones en 2001 comparada con $ 2.827 millones obtenidos en igual período de 2000, lo que representó una reducción del 26%. La disminución de $ 749 millones en la utilidad operativa fue por un lado impulsada por la caída de las ventas de crudo, compensada parcialmente por un incremento de las ventas de gas y por otro lado debido al incremento del costo de ventas que aumentó en $ 210 millones, principalmente por el incremento de las depreciaciones compensado parcialmente con un menor pago de regalías.
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 28 millones en 2001, superando en $ 17 millones la utilidad generada en 2000, siendo la principal causa el inicio de las operaciones de la Compañía Mega, que aportó una utilidad operativa de $ 14 millones durante el año 2001.
Refino y Marketing (excepto GLP)
Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 5.293 millones, disminuyendo un 9% respecto de los $ 5.806 vendidos el ejercicio anterior. Estas se redujeron principalmente por la caída de los volúmenes de los productos vendidos en el mercado interno a causa de la fuerte recesión en Argentina, parcialmente compensada por mayores volúmenes exportados de gasoil y naftas de exportación, aunque a precios inferiores. Asimismo, se registraron importantes caídas de los volúmenes y precios de los productos vendidos en EEUU.
La utilidad operativa aumentó a $ 183 millones durante 2001, respecto de los $ 42 millones de 2000, principalmente como resultado de los menores precios de compra de los productos vendidos.
El volumen procesado en las refinerías durante 2001 alcanzó los 298 mil barriles diarios (incluyendo aproximadamente 10 mil barriles diarios correspondientes a nuestra participación en Refinor). La capacidad de procesamiento en YPF se mantiene en 334 mil barriles diarios, y la utilización de la capacidad durante el año 2001 alcanzó el 86%, 1% menor que la del año 2000.
Gas Licuado de Petróleo
La unidad de negocios de Gas Licuado de Petróleo (GLP) es la principal productora de Argentina, con una producción de aproximadamente 882.300 tn. Esta producción proviene del procesamiento del gas natural, en las plantas ubicadas en Loma La Lata y General Cerri principalmente, y de los procesos de refinación de las Refinerías La Plata, Luján de Cuyo y Petroquímica La Plata.
El GLP es comercializado a través de ventas al mercado externo, ventas en el mercado interno, y a empresas fraccionadoras, y ventas al mercado interno minorista que incluye el envasado y a granel para consumo domiciliario e industrial.
Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 323 millones, inferiores a los $ 352 de 2000 en un 8%. Esta caída se produjo por una disminución de los volúmenes vendidos, principalmente en el mercado externo, parcialmente compensada por la incorporación a partir del segundo trimestre de 2001 de la consolidación proporcional de las ventas de Refinor. La utilidad operativa ascendió a $ 8 millones, menor a la del año 2000 a causa de mayores cargos por cuentas de dudoso cobro.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 469 millones, inferiores a los $ 481 del ejercicio 2000 en aproximadamente un 2%, principalmente por la fuerte caída de los volúmenes vendidos en el mercado externo, parcialmente compensada por la mejora de los precios en ambos mercados. El ejercicio no arrojó resultado para la unidad de negocios, respecto de los $ 3 millones de 2000, siendo la principal diferencia los mayores cargos por incobrabilidad.
2000 Comparado con 1999
Las ventas netas del ejercicio 2000 fueron de $ 8.660 millones comparados con $ 6.598 millones del mismo período de 1999, lo que representó un aumento del 31%, básicamente debido al incremento del precio del crudo. Las ventas netas de Exploración y Producción se incrementaron a $ 5.444 millones durante el ejercicio 2000 (incluyendo $ 2.625 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 3.816 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 2.241 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), reflejando básicamente el aumento en los precios internacionales del crudo, cuyo valor de referencia para las operaciones en Argentina, el WTI, se revalorizó en un 57,4%, de un promedio de $ 19,25 en 1999 a un promedio de $ 30,30 en 2000. Las ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado de Petróleo y Química en su conjunto, durante el ejercicio 2000 aumentaron a $ 6.002 millones, respecto de los $ 5.140 millones del mismo período de 1999. Este incremento se debió principalmente a los mayores ingresos por ventas en el mercado interno y exportaciones de productos, los cuales registraron mejoras en los precios.
El costo de ventas en el ejercicio 2000 fue de $ 4.985 millones (incluyendo $ 1.164 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 4.208 millones (incluyendo $ 759 millones correspondientes a Global) en igual período de 1999. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 372 millones, lo que representó un 11%, principalmente como consecuencia de las mayores regalías pagadas las cuales tienen una relación directa con la evolución del precio del crudo y de las mayores compras de crudo y productos debido al incremento de los precios.
La utilidad operativa del ejercicio 2000 fue de $ 2.772 millones comparado con los $ 1.535 millones del ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 81%. Este incremento fue principalmente generado por el aumento en los precios del crudo y el aumento en los precios de los productos vendidos en el mercado interno y externo, parcialmente compensado con un descenso en los volúmenes vendidos de crudo y gas. Esto último se produjo por la venta de las áreas productivas en EE.UU. realizada en diciembre de 1999.
La utilidad neta antes de resultados por venta de activos y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2000 fue de $ 2.352 millones comparados con los $ 1.166 millones en igual período de 1999. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 256 millones en comparación con los $ 329 millones registrados en el mismo período del año anterior. Los menores niveles de endeudamiento promedio durante el año fueron los principales factores de esta disminución. Los resultados financieros y por tenencia, excluyendo intereses generados por pasivos, en el ejercicio 2000 representaron una ganancia de $ 99 millones comparados con los $ 42 millones de ganancia en igual período de 1999, principalmente debido a los mayores intereses generados por activos en el ejercicio 2000.
Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 280 millones durante el ejercicio 2000 respecto de una pérdida de $ 102 millones durante el mismo período de 1999. Estos resultados incluyen la registración de un cargo negativo de $ 109 millones, relacionado con la multa impuesta por la Secretaría de Industria, Comercio y Minería, cuya evolución y situación actual del proceso judicial se describe en la Nota 11.b de los estados contables. Además, el incremento se relacionó con la baja de determinados activos fijos y materiales, incrementos de la previsión para juicios pendientes y la donación para la cancelación de deudas y para cubrir necesidades de capital de trabajo de ciertas compañías prestadoras de servicios a YPF, radicadas en la Provincia de Neuquén, descripta en la nota 11 de los Estados Contables.
La utilidad neta del ejercicio 2000 fue de $ 1.229 millones en comparación con los $ 477 millones de igual período de 1999. La utilidad neta de 2000 está afectada por un cargo negativo de $ 195 millones por la desvalorización de los activos de Indonesia, para adecuarlos a su probable valor de realización, ya que los mismos han sido puestos a la venta por aprobación del Directorio de diciembre de 1999. Por el mismo motivo, en el ejercicio 1999 se registraron $ 175 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2000, la Sociedad provisionó $ 916 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 382 millones correspondientes al mismo período de 1999. El aumento fue consecuencia principalmente de mayores ganancias netas antes de impuestos.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2000 fueron de $ 5.444 millones comparadas con los $ 3.816 millones del ejercicio anterior, lo que representó un incremento del 43%. Las ventas netas de crudo y líquidos derivados del gas aumentaron aproximadamente $ 1.689 millones (de aproximadamente $ 2.858 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 4.547 en el ejercicio 2000) debido principalmente al aumento de los precios internacionales del crudo. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 2000 fueron de $ 875 millones comparadas con los $ 913 millones de igual período de 1999. Esta disminución se debió principalmente a la venta de campos gasíferos en EE.UU. compensada parcialmente por, mayores exportaciones a Chile a Methanex, a Compañía Eléctrica San Isidro y a Endesa a través del gasoducto Gas Andes, y también a Brasil, a Sulgas a través del Gasoducto Uruguayana.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2000, disminuyó a 444 mil barriles diarios comparados con los 477 mil barriles diarios obtenidos en 1999, como resultado de la declinación natural de campos en Argentina y a menores barriles de crudo recibidos como recupero de costos en Indonesia, que están relacionados inversamente a los mayores precios de crudo. La producción de gas natural durante el ejercicio 2000 disminuyó a 1.681 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.741 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 1999, debido principalmente a la mencionada venta de los activos en EE.UU. compensados parcialmente por mayores producciones en Argentina impulsadas por las mayores exportaciones de gas natural. La producción de gas natural de Andina durante el ejercicio 2000, aumentó a 26 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 15 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 1999.
La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 2.827 millones en 2000 comparada con $ 1.381 millones obtenidos en igual período de 1999, lo que representó un aumento del 105%. El incremento de $ 1.446 millones en la utilidad operativa fue mayormente impulsado por el incremento de las ventas de crudo, compensado parcialmente por un incremento en el costo de ventas que aumentó en $ 192 millones, de $ 2.239 millones durante 1999 a $ 2.431 millones durante 2000, principalmente debido a las mayores regalías pagadas, moderado parcialmente por una menor depreciación.
Refino y Marketing (excepto GLP)
Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 5.806 millones. Comparadas con las ventas del ejercicio anterior éstas se incrementan principalmente por los mayores precios de los productos vendidos en el mercado interno y externo.
La utilidad operativa disminuyó a $ 42 millones durante 2000, principalmente como resultado de los mayores costos del crudo.
El volumen procesado en las refinerías durante 2000 alcanzó los 291 mil barriles diarios, representando una utilización del 87%. La capacidad de procesamiento es actualmente de 334 mil barriles diarios. El crudo procesado fue 4% inferior a los 304 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 90%.
Este menor procesamiento refleja la menor demanda local del mercado total de naftas, que disminuyó un 9% en el sector minorista.
Durante 2000 las exportaciones de productos refinados aumentaron un 36% comparado con el mismo período del año anterior principalmente debido al incremento de los precios de las naftas de exportación y del gasoil, parcialmente compensado por los menores volúmenes vendidos.
Gas Licuado de Petróleo
La unidad de negocios de Gas Licuado de Petróleo (GLP) es la principal productora de Argentina, con una producción de aproximadamente 1.192.000 tn. Esta producción proviene del procesamiento del gas natural, en las plantas ubicadas en Loma La Lata y General Cerri principalmente, y de los procesos de refinación de las Refinerías La Plata, Luján de Cuyo y Petroquímica La Plata.
El GLP es comercializado a través de ventas al mercado externo, ventas en el mercado interno, y a empresas fraccionadoras, y ventas al mercado interno minorista que incluye el envasado y a granel para consumo domiciliario e industrial.
Las ventas netas en el ejercicio 2000
fueron de $ 352 millones y la utilidad operativa ascendió a $ 27
millones.
AÑO 2002
Producción y Reservas de Petróleo y Gas Reservas y Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con las normas de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (la "SEC").
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
2002 Comparado con 2001 La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2002 fueron de $ 19.599 millones comparados con $ 17.810 millones del mismo período de 2001, lo que representa un aumento del 10%, principalmente por el efecto de la devaluación, que incrementó el equivalente en pesos producido por las exportaciones en divisas. Las ventas netas de Exploración y Producción aumentaron a $ 12.925 millones durante el ejercicio 2002 (incluyendo $ 11.239 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 10.634 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 4.952 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), siendo la principal causa de esta variación el importante incremento del tipo de cambio sobre los precios internacionales del crudo en dólares, sobre el que se basan las ventas de este producto.
Las ventas netas de Refino y Marketing y Química en su conjunto (ventas netas de intersegmento), fueron de $ 17.381 millones en el ejercicio 2002, aumentando un 49% respecto de los $ 11.690 del año 2001, también influidas por los ingresos provenientes de la exportación de productos refinados y las ventas de Global, medidas en dólares.
El costo de ventas en el ejercicio 2002 fue de $ 11.057 millones (incluyendo $ 2.585 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 10.622 millones (incluyendo $ 1.946 millones correspondientes a Global) en igual período de 2001. Excluyendo a Global, el costo de ventas se disminuyó en $ 204 millones, lo que representa una disminución del 2%.
La utilidad operativa del ejercicio 2002 fue de $ 6.820 millones comparada con los $ 4.810 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 42%. Este aumento fue principalmente generado por mayores ingresos en pesos por la exportación de crudo y productos a causa del incremento en los precios por el efecto de la devaluación del peso, parcialmente compensados por una disminución en los volúmenes vendidos tanto en el mercado interno como en el externo, así como menores ingresos por venta de gas natural ante la imposibilidad de ajustar los precios del mercado interno.
La utilidad neta antes de resultado por la venta de inversiones no corrientes, del impuesto a las ganancias y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2002 fue de $ 3.072 millones comparados con los $ 3.604 millones en igual período de 2001. Los resultados financieros generados por pasivos fueron de $ 3.636 millones en comparación con los $ 687 millones registrados en el mismo período del año anterior. El aumento en los cargos financieros se originó principalmente en las pérdidas por diferencias de cambio a causa de la devaluación, parcialmente compensadas por ganancias en el resultado por exposición a la inflación. Al cierre del ejercicio 2002 el nivel de endeudamiento asciende a U$S 1.266 millones, inferior en U$S 934 millones al endeudamiento en esa divisa al cierre del 2001.
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 430 millones durante el ejercicio 2002 respecto de una pérdida de $ 275 millones durante el mismo período de 2001. El incremento se debe principalmente al aumento en el Impuesto sobre las Operaciones Bancarias y de la Previsión para juicios, junto con el reconocimiento de la dudosa recuperabilidad de créditos varios durante 2002.
La utilidad neta del ejercicio 2002 fue de $ 3.344 millones en comparación con los $ 1.788 millones de 2001 representa un incremento del 87%. Se registra en 2002 una ganancia por la venta de inversiones no corrientes y de bienes de uso a desafectar de $ 687 millones, que contrasta con una pérdida de $ 273 millones en 2001, producto de la venta en 2002 de participaciones en Bolivia, Chile e Indonesia.
Durante el ejercicio 2002, la Sociedad provisionó $ 415 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 1.541 millones correspondientes al mismo período de 2001. La disminución fue consecuencia principalmente de menores ganancias impositivas, producto del cómputo en 2002 de las pérdidas por diferencias de cambio.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2002 fueron de $ 12.925 millones que comparadas con los $ 10.634 millones del ejercicio anterior, representan un incremento del 22%. Las ventas netas de crudo aumentaron $ 3.973 millones debido principalmente al incremento del tipo de cambio libre, que impactó tanto a los ingresos por exportaciones como a los precios acordados con las compañías petroleras para las operaciones locales.
La imposibilidad de ajustar los precios del gas natural en el mercado interno, provocó que los mayores ingresos por venta de crudo se vieran parcialmente compensados por una caída en las ventas de gas natural en moneda constante de $ 529 millones. Por último, la transferencia de las participaciones en sociedades de Venezuela, Indonesia y Bolivia redujeron las ventas del presente año en aproximadamente $ 1.200 millones.
La producción consolidada de crudo, condensado y líquidos derivados del gas natural, bajó durante 2002 a 442 mil barriles diarios comparados con los 501 mil barriles diarios obtenidos en 2001, como resultado de la venta de participaciones en Indonesia, Venezuela y Bolivia, ya mencionada. Lo mismo ocurrió con la producción de gas natural, que durante el ejercicio 2002 ascendió a 1.545 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.703 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2001.
En términos de operaciones homogéneas, la producción de líquidos en las áreas de Argentina fue de 435 mil barriles por día en el ejercicio 2002, apenas un 1% menor a los 441 mil barriles diarios registrados en 2001, mientras que la producción de gas no tuvo cambios significativos, con una producción de 1.480 millones de pies cúbicos diarios.
La utilidad operativa de Exploración y Producción aumentó $ 2.177 millones, de $ 4.535 millones en 2001 a $ 6.712 millones en igual período de 2002, lo que representa un incremento del 48%. Si se consideraran los $ 419 millones de ganancia operativa que dejaron de aportar las participaciones vendidas, el incremento alcanzaría a $ 2.600 millones.
El mismo se obtuvo como consecuencia de mayores ventas por $3.444 millones por los mayores precios en pesos obtenidos, parcialmente compensadas con incrementos de gastos por $830 millones, principalmente provocados por mayores regalías por $ 415 millones, mayores compras por $190 millones, y aumento de las amortizaciones por incremento de inversiones de $ 98 millones.
Gas natural y Electricidad
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 136 millones en 2002, superando en $ 75 millones la utilidad generada en 2001, siendo la principal causa el incremento de $ 87 millones en la utilidad operativa aportada por la Compañía Mega respecto del 2001.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 16.945 millones, aumentando un 44% respecto de los $ 11.803 millones vendidos el ejercicio anterior, principalmente debido a un cambio en los puntos de transferencia de producto entre las operaciones de Exploración y Producción y las de Refino y Marketing. A partir de 2002 todas las ventas de crudo a terceros se realizan a través de la actividad de trading que concentra Refino y Marketing, produciendo un aumento sobre las ventas de $ 3.687 millones.
Asimismo, el restante incremento de $ 1.455 millones se produce principalmente debido al aumento de los precios en dólares de los productos exportados sumado al efecto de la devaluación, parcialmente compensado por la entrada en vigencia de un régimen de retenciones a las exportaciones a partir del segundo trimestre de 2002. El aumento en los volúmenes exportados de aerokerosene y naftas de exportación se compensa con disminuciones en gasoil y fueloil. En cuanto al mercado interno, las ventas de producto medidas en moneda homogénea disminuyen respecto del 2001 tanto en volúmenes (naftas, LPG y gasoil), como en precios con la excepción del gasoil que registró un leve aumento.
El resultado operativo de 2002 registró una pérdida de $ 46 millones, en contraste con la utilidad operativa de $ 402 millones del 2001, debido principalmente al fuerte incremento del costo del crudo, que no pudo ser trasladado en su totalidad al precio de los productos vendidos en el mercado local. Compensa parcialmente este efecto una reducción en los gastos de comercialización, a su vez parcialmente compensados por un incremento en los gastos de transporte.
El volumen procesado en las refinerías operadas por YPF durante 2002 alcanzó los 294 mil barriles diarios. La capacidad de procesamiento en YPF bajó en 2002 a 319.5 miles de barriles diarios a causa de modificaciones en la Refinería de Luján de Cuyo. La utilización de la capacidad durante el año 2002 alcanzó el 92%.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 1.572 millones, superiores a los $ 1.023 millones del ejercicio 2001 en aproximadamente un 54%, principalmente por el aumento de los volúmenes vendidos acompañado de mejores precios tanto en el mercado interno como en el mercado externo. Estas mayores ventas permitieron arrojar una utilidad operativa de $ 337 millones mayor que en 2001. Cabe destacar que Profértil, empresa de neto perfil exportador que alcanzó en el segundo trimestre de 2002 su máxima producción, contribuyó al resultado operativo de 2002, con una ganancia de $ 108 millones.
2001 Comparado con 2000 La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2001 fueron de $ 17.810 millones comparados con $ 18.897 millones del mismo período de 2000, lo que representa una disminución del 6%, básicamente debido a la baja del precio del crudo.
Las ventas netas de Exploración y Producción disminuyeron a $ 10.634 millones durante el ejercicio 2001 (incluyendo $ 4.794 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 11.881 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 5.728 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), reflejando básicamente la disminución en los precios internacionales del crudo, cuyo valor de referencia para las operaciones en Argentina, el WTI, se desvalorizó en un 15%, de un promedio de U$S 30,30 en 2000 a un promedio de U$S 25,90 en 2001. Las ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado y Química en su conjunto (ventas netas de intersegmento), fueron de $ 12.228 millones en el ejercicio 2001, disminuyendo un 7% respecto de los $ 13.097 del año 2000.
El costo de ventas en el ejercicio 2001 fue de $ 10.622 millones (incluyendo $ 1.946 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 10.878 millones (incluyendo $ 2.540 millones correspondientes a Global) en igual período de 2000. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 338 millones, lo que representa un aumento del 4%.
La utilidad operativa del ejercicio 2001 fue de $ 4.810 millones comparada con los $ 6.049 millones del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 20%. Esta disminución fue principalmente generada por la baja en los precios del crudo, parcialmente compensado con un aumento en los volúmenes vendidos de crudo y gas.
La utilidad neta antes de resultado neto por la venta de inversiones no corrientes, del impuesto a las ganancias y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2001 fue de $ 3.604 millones comparados con los $ 5.132 millones en igual período de 2000. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 643 millones en comparación con los $ 559 millones registrados en el mismo período del año anterior. El aumento en los cargos financieros se originó en un incremento del endeudamiento experimentado durante los primeros meses de 2001 como consecuencia de la fusión con Astra, que elevó el endeudamiento al 1 ° de enero de 2001 en $ 2.658 millones. Al cierre del ejercicio 2001 el nivel de endeudamiento asciende a $ 4.906 millones, superior al endeudamiento al cierre del 2000 en $ 729 millones.
Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 275 millones durante el ejercicio 2001 respecto de una pérdida de $ 611 millones durante el mismo período de 2000. Estos resultados incluyeron en el 2000 la registración de un cargo negativo de $ 238 millones, relacionado con la multa impuesta por la Secretaría de Industria, Comercio y Minería, cuya evolución y situación actual del proceso judicial se describió anteriormente.
La utilidad neta del ejercicio 2001 fue de $ 1.788 millones en comparación con los $ 2.681 millones de 2000. La utilidad neta de 2001 está afectada por un cargo negativo de $ 295 millones por la desvalorización de inversiones en sociedades vinculadas relacionadas con negocios de distribución de gas y generación de energía eléctrica, cuyos flujos de caja y rentabilidad futura se ven fuertemente afectados por la pesificación y congelamiento de sus tarifas.
Asimismo se contabilizó otro cargo de $ 550 millones por la desvalorización de los activos de Indonesia, para adecuarlos a su probable valor de realización, ya que los mismos fueron puestos a la venta por aprobación del Directorio de diciembre de 1999. Por este mismo motivo, en los ejercicios 2000 y 1999 se registraron respectivamente $ 426 y $ 382 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2001, la Sociedad provisionó $ 1.541 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 1.999 millones correspondientes al mismo período de 2000. La disminución fue consecuencia principalmente de menores ganancias netas antes de impuestos.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio
2001 fueron de $ 10.634 millones comparadas con los $ 11.881 millones del ejercicio anterior, lo que representa una caída del 10%. Las ventas netas de crudo disminuyeron aproximadamente $ 1593 millones (de aproximadamente $ 9.675 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 8.082 en el ejercicio 2001) debido principalmente a una caída del precio de venta promedio de aproximadamente el 17%. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 2001 ascendieron a $ 2.208 millones comparadas con los $ 1.907 millones de 2000. Este incremento del 16% se logró a través de una mejora de los precios promedio de aproximadamente el 12% y a mayores volúmenes vendidos en Bolivia, como consecuencia de la mayor participación en Andina y las mayores exportaciones con destino a Brasil.
La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2001, creció a 501 mil barriles diarios comparados con los 444 mil barriles diarios obtenidos en 2000, como resultado de una mayor producción en Argentina y en Bolivia, parcialmente compensada por la venta de las participaciones en Ecuador y Venezuela. La producción de gas natural durante el ejercicio 2001 creció a 1.703 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.681 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 2000, debido principalmente al incremento de la participación en Andina, consecuencia de la adquisición de una participación adicional del 20,55%. La producción de la misma aumentó a 113 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 26 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2000.
La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 4.535 millones en 2001 comparada con $ 6.168 millones obtenidos en igual período de 2000, lo que representa una reducción del 26%. La disminución de $ 1.633 millones en la utilidad operativa fue por un lado impulsada por la caída de las ventas de crudo, compensada parcialmente por un incremento de las ventas de gas y por otro lado debido al incremento del costo de ventas que aumentó en $ 458 millones, principalmente por el incremento de las depreciaciones compensado parcialmente con un menor pago de regalías.
Gas Natural y Electricidad
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 61 millones en 2001, superando en $ 37 millones la utilidad generada en 2000, siendo la principal causa el inicio de las operaciones de la Compañía Mega, que aportó una utilidad operativa de $ 31 millones durante el año 2001.
Refino y Marketing (excepto GLP)
Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 11.550 millones, disminuyendo un 9% respecto de los $ 12.669 vendidos en el ejercicio anterior. Éstas se redujeron principalmente por la caída de los volúmenes de los productos vendidos en el mercado interno a causa de la fuerte recesión en Argentina, parcialmente compensada por mayores volúmenes exportados de gasoil y naftas de exportación, aunque a precios inferiores. Asimismo, se registraron importantes caídas de los volúmenes y precios de los productos vendidos en EEUU.
La utilidad operativa aumentó a $ 399 millones durante 2001, respecto de los $ 92 millones de 2000, principalmente como resultado de los menores precios de compra de los productos vendidos.
El volumen procesado en las refinerías durante 2001 alcanzó los 298 mil barriles diarios (incluyendo aproximadamente 10 mil barriles diarios correspondientes a nuestra participación en Refinor). La capacidad de procesamiento en YPF se mantiene en 334 mil barriles diarios, y la utilización de la capacidad durante el año 2001 alcanzó el 86%, 1% menor que la del año 2000.
Gas Licuado de Petróleo
La unidad de negocios de Gas Licuado de Petróleo ("GLP") es la principal productora de Argentina, con una producción en 2001 de aproximadamente 882.300 tn. Esta producción proviene del procesamiento del gas natural, en las plantas ubicadas en Loma La Lata y General Cerri principalmente, y de los procesos de refinación de las Refinerías La Plata, Luján de Cuyo y Petroquímica La Plata.
El GLP es comercializado a través de ventas al mercado externo, ventas en el mercado interno, y a empresas fraccionadoras, y ventas al mercado interno minorista que incluye el envasado y a granel para consumo domiciliario e industrial.
Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 705 millones, inferiores a los $ 768 de 2000 en un 8%. Esta caída se produce por una disminución de los volúmenes vendidos, principalmente en el mercado externo, parcialmente compensada por la incorporación a partir del segundo trimestre de 2001 de la consolidación proporcional de las ventas de Refinor. La utilidad operativa ascendió a $ 17 millones, menor a la del año 2000 a causa de mayores cargos por cuentas de dudoso cobro.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 1.023 millones, inferiores a los $ 1.050 del ejercicio 2000 en aproximadamente un 2%, principalmente por la fuerte caída de los volúmenes vendidos en el mercado externo, parcialmente compensada por la mejora de los precios en ambos mercados. El ejercicio no arrojó resultado para la unidad de negocios, respecto de los $ 7 millones de 2000, siendo la principal diferencia los mayores c
AÑO 2003
Producción y Reservas de Petróleo y Gas Reservas y Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001 Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con las normas de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (la "SEC").
2003 Comparado con 2002 La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2003 fueron de $ 21.172 millones comparados con $ 19.745 millones del mismo periodo de 2002, lo que representa un aumento del 7%. Las ventas netas de Exploración y Producción disminuyeron a $ 12.150 millones durante el ejercicio 2003 (incluyendo $ 10 547 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 13.021 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 11.322 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), siendo la principal causa de esta variación la menor producción de petróleo y menores compras y ventas de crudo.
Adicionalmente se produjo una baja en los precios en pesos como consecuencia de la revalorización del peso respecto del dólar y de la evolución de los índices de precios durante el 2002, efectos que superaron el incremento experimentado por el WTI en términos de dólares durante el año 2003. Este efecto se vio compensado por un aumento de las ventas de gas natural debido a una mayor demanda local y ventas al exterior.
Las ventas netas de Refino y Marketing y Química en su conjunto (ventas netas de las realizadas ente ambos segmentos de negocio), fueron de $ 19.032 millones en el ejercicio 2003, aumentando un 9% respecto de los $ 17.510 del año 2002. Este aumento fue causado principalmente por la adecuación, en el año 2003, de los precios de los productos comercializados en el mercado interno a los efectos de la devaluación y el proceso inflacionario. Las ventas de Global Companies (cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en Estados Unidos) también contribuyeron significativamente a este incremento, aunque su impacto en el resultado operativo no es significativo.
Por otra parte, las exportaciones disminuyeron por la caída de los precios en pesos, como consecuencia de la baja experimentada por el tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, se registraron menores ventas de gasoil en el mercado local, compensadas parcialmente con mayores exportaciones de productos, principalmente petroquímicos, gasoil y fuel oil.
El costo de ventas en el ejercicio 2003 fue de $ 11.323 millones (incluyendo $ 3.552 millones correspondientes a Global), comparado con los $ 11.228 millones (incluyendo $ 2.604 millones correspondientes a Global) en igual período de 2002. Excluyendo a Global, el costo de ventas disminuyó en $ 853 millones, lo que representa una disminución del 10%
La utilidad operativa del ejercicio 2003 fue de $ 7,984 millones comparada con los $ 6.725 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 19% impulsado por el mejoramiento de los márgenes operativos de Refino y Marketing
La utilidad neta antes del resultado por la venta de inversiones no corrientes y del impuesto a las ganancias en el ejercicio 2003 fue de $ 7.921 millones comparados con los $ 2.986 millones en igual período de 2002 Los resultados financieros generados por pasivos fueron de $ 579 millones en comparación con los $ 3.656 millones registrados en el mismo período del año anterior. En el año 2002 se produjeron mayores cargos financieros principalmente en las pérdidas por diferencias de cambio sobre los pasivos netos en dólares a causa de la devaluación, parcialmente compensadas por ganancias en el resultado por exposición a la inflación.
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 156 millones durante el ejercicio 2003 respecto de una pérdida de $ 277 millones durante el mismo periodo de 2002 Los principales cargos registrados durante el año 2003 corresponden a previsiones por juicios y otras contingencias
La utilidad neta del ejercicio 2003 fue de $ 4.628 millones en comparación con los $ 3,616 millones de 2002 lo que representa un incremento del 28%. Este incremento se originó principalmente en un mejor resultado operativo por $ 1.259 millones y menores pérdidas financieras netas por $ 2.941 millones, efectos que se vieron compensados por un aumento del impuesto a las ganancias por $ 1.233 millones.
Durante el ejercicio 2003, la Sociedad provisionó $ 3.293 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 60 millones correspondientes al mismo período de 2002.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2003 fueron de $ 12.150 millones que comparadas con los $ 13.021 millones del ejercicio anterior, representan una disminución del 7%. Las ventas netas de crudo disminuyeron en $ 1.114 millones debido principalmente a menores compras, menor producción y a la disminución de los precios del crudo expresados en pesos.
Por otra parte, durante el año 2003 se incrementaron las ventas de gas en $ 433 millones. Los precios pesificados de este producto contribuyeron a un aumento del consumo residencial e industrial, un crecimiento del consumo de GNC automotriz y la generación térmica de electricidad Por otra parte se firmaron acuerdos con determinadas industrias que incrementaron los precios de ventas
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos bajó durante 2003 a 430 mil barriles diarios comparados con los 442 mil barriles diarios obtenidos en 2002, como resultado de la venta de participaciones en Bolivia y una menor producción en Argentina. La producción de gas natural durante el ejercicio 2003 aumentó a 1.767 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.545 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2002.
En términos de operaciones homogéneas, la producción de petróleo, condensado y líquidos en las áreas de Argentina fue de 430 mil barriles por día en el ejercicio 2003, apenas un 1 % menor a los 435 mil barriles diarios registrados en 2002, mientras que la producción de gas fue de 1.763 millones de pie cúbicos en el ejercicio 2003, un 19% mayor a los 1.480 millones de pies cúbicos diarios del ejercicio anterior.
La utilidad operativa de Exploración y Producción disminuyó $ 492 millones, de $ 6.676 millones en 2002 a $ 6.184 millones en igual periodo de 2003, lo que representa un disminución del 7%
Gas natural y Electricidad
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 180 millones en 2003, superando en $ 43 millones la utilidad generada en 2002, siendo la principal causa del incremento el mejor resultado de Compañía Mega como consecuencia de los mejores precios obtenidos durante el año 2003
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2003 fueron de $ 18..313 millones, aumentando un 7% respecto de los $ 17.072 millones vendidos el ejercicio anterior, como consecuencia del mejoramiento de los márgenes en el mercado interno, principalmente gasoil, naftas y LPG.
Distinto comportamiento tuvieron los precios en el mercado externo, los que bajaron como consecuencia de la evolución del tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, las ventas de naftas y gasoil en el mercado local se redujeron en un 10% y 4% respectivamente, parcialmente compensadas con mayores exportaciones de gasoil y fuel oil
El resultado operativo de 2003 registró una ganancia de $ 1.554 millones, en contraste con la pérdida operativa de $ 107 millones del 2002
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2003 alcanzó los 306 mil barriles diarios La capacidad de procesamiento de YPF bajó en 2002 a 319,5 miles de barriles diarios a causa de modificaciones en la Refinería de Luján de Cuyo. La utilización de la capacidad teórica instalada de YPF durante el año 2003 alcanzó el 93,1%
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2003 fueron de $1.553 millones, inferiores a los $ 1.583 millones del ejercicio 2002. La utilidad operativa del año 2003 ascendió a $ 387 millones, $ 47 millones superiores al del año 2002. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la consolidación del funcionamiento de la planta de Metano (que obtuvo un récord de producción durante el año 2003.
Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profertil S.A. Estos se lograron a través de una sustancial mejora en su operación, que permitió incrementar la producción de urea y amoniaco, y disminuir los consumos específicos de gas. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumento de los precios internacionales de urea.
Corporación y otros
En el ejercicio 2003, se registraron cargos por $ 311 millones, 3% superiores a los del periodo anterior. 2002 Comparado con 2001
La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2002 fueron de $ 19.745 millones comparados con $ 17.942 millones del mismo período de 2001, lo que representa un aumento del 10%, principalmente por el efecto de la devaluación, que incrementó el equivalente en pesos producido por las exportaciones en divisas. Las ventas netas de Exploración y Producción aumentaron a $ 13.021 millones durante el ejercicio 2002 (incluyendo $ 11.322 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 10.713 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 4.988 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), siendo la principal causa de esta variación el importante incremento del tipo de cambio sobre los precios internacionales del crudo en dólares, sobre el que se basan las ventas de este producto.
Las ventas netas de Refino y Marketing y Química en su conjunto (ventas netas de las realizadas ente ambos segmentos de negocio), fueron de $ 17.510 millones en el ejercicio 2002, aumentando un 49% respecto de los $ 11.775 del año 2001, también influidas por los ingresos provenientes de la exportación de productos refinados y las ventas de Global, medidas en dólares
El costo de ventas en el ejercicio 2002 fue de $ 11.228 millones (incluyendo $ 2.604 millones correspondientes a Global), comparado con los $ 10.741 millones (incluyendo $ 1.960 millones correspondientes a Global) en igual periodo de 2001. Excluyendo a Global, el costo de ventas disminuyó en $ 157 millones, lo que representa una disminución del 2%
La utilidad operativa del ejercicio 2002 fue de $ 6.725 millones comparada con los $ 4.776 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 41%. Este aumento fue principalmente generado por mayores ingresos en pesos por la exportación de crudo y productos a causa del incremento en los precios por el efecto de la devaluación del peso, parcialmente compensados por una disminución en los volúmenes vendidos tanto en el mercado interno como en el externo, así como menores ingresos por venta de gas natural ante la imposibilidad de ajustar los precios del mercado interno.
La utilidad neta antes del resultado por la venta de inversiones no corrientes, del impuesto a las ganancias y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2002 fue de $ 2.986 millones comparados con los $ 3.619 millones en igual periodo de 2001 Los resultados financieros generados por pasivos fueron de $ 3.656 millones en comparación con los $ 691 millones registrados en el mismo periodo del año anterior. El aumento en los cargos financieros se originó principalmente en las pérdidas por diferencias de cambio a causa de la devaluación, parcialmente compensadas por ganancias en el resultado por exposición a la inflación.
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 277 millones durante el ejercicio 2002 respecto de una pérdida de $ 206 millones durante el mismo período de 2001 El incremento obedece principalmente al aumento de la Previsión para juicios, junto con el reconocimiento de la dudosa recuperabilidad de créditos varios durante 2002.
La utilidad neta del ejercicio 2002 fue de $ 3.616 millones, lo que en comparación con los $ 1.919 millones de 2001 representa un incremento del 88%. Durante 2002 se registró una ganancia por la venta de inversiones no corrientes y de bienes de uso a desafectar de $ 690 millones, que contrasta con una pérdida de $ 274 millones en 2001.
Durante el ejercicio 2002, la Sociedad provisionó $ 60 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 1.424 millones correspondientes al mismo período de 2001. La disminución fue consecuencia principalmente de menores ganancias impositivas, producto del cómputo en 2002 de las pérdidas por diferencias de cambio,
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2002 fueron de $ 13.021 millones que comparadas con los $ 10.713 millones del ejercicio anterior, representan un incremento del 22%. Las ventas netas de crudo aumentaron $ 4.002 millones debido principalmente al incremento del tipo de cambio libre, que impactó tanto a los ingresos por exportaciones como a los precios acordados con las compañías petroleras para las operaciones locales La imposibilidad de ajustar los precios del gas natural en el mercado interno, provocó que los mayores ingresos por venta de crudo se vieran parcialmente compensados por una caída en las ventas de gas natural en moneda constante de $ 533 millones. Por último, la transferencia de las participaciones en sociedades de Venezuela, Indonesia y Bolivia redujeron las ventas del presente año en aproximadamente $ 1209 millones.
La producción consolidada de crudo, condensado y líquidos derivados del gas natural, bajó durante 2002 a 442 mil barriles diarios comparados con los 501 mil barriles diarios obtenidos en 2001, como resultado de la venta de participaciones en Indonesia, Venezuela y Bolivia, ya mencionada. Lo mismo ocurrió con la producción de gas natural, que durante el ejercicio 2002 ascendió a 1.545 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.703 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2001
En términos de operaciones homogéneas, la producción de líquidos en las áreas de Argentina fue de 435 mil barriles por día en el ejercicio 2002, apenas un 1% menor a los 441 mil barriles diarios registrados en 2001, mientras que la producción de gas no tuvo cambios significativos, con una producción de 1 480 millones de pies cúbicos diarios
La utilidad operativa de Exploración y Producción aumentó $ 2.146 millones, de $ 4.530 millones en 2001 a $ 6 676 millones en igual período de 2002, lo que representa un incremento del 47% Si se consideraran los $ 422 millones de ganancia operativa que dejaron de aportar las participaciones vendidas, el incremento alcanzaría a $ 2.568 millones. El mismo se obtuvo como consecuencia, en Argentina, de mayores ventas por $ 3.469 millones por los mayores precios en pesos obtenidos, parcialmente compensadas con incrementos de gastos por $ 836 millones, principalmente provocados por mayores regalías por $ 418 millones, mayores compras por $192 millones, y aumento de las amortizaciones por incremento de inversiones de $ 99 millones
Gas natural y Electricidad
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 137 millones en 2002, superando en $ 75 millones la utilidad generada en 2001, siendo la principal causa el incremento de $ 88 millones en la utilidad operativa aportada por Compañía Mega respecto del 2001.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 17.072 millones, aumentando un 44% respecto de los $ 11.889 millones vendidos el ejercicio anterior, principalmente debido a un cambio en los puntos de transferencia de producto entre las operaciones de Exploración y Producción y las de Refino y Marketing. A partir de 2002 todas las ventas de crudo a terceros se realizan a través de la actividad de trading que concentra Refino y Marketing, produciendo un aumento sobre las ventas de $ 3.714 millones.
Asimismo, el restante incremento de $1.469 millones se produce principalmente debido al aumento de los precios en dólares de los productos exportados sumado al efecto de la devaluación, parcialmente compensado por la entrada en vigencia de un régimen de retenciones a las exportaciones a partir del segundo trimestre de 2002 El aumento en los volúmenes exportados de aerokerosene y naftas de exportación se compensa con disminuciones en gasoil y fueloil.
En cuanto al mercado interno, las ventas de producto medidas en moneda homogénea disminuyen respecto del 2001 tanto en volúmenes (naftas, LPG y gasoil), como en precios con la excepción del gasoil que registró un leve aumento.
El resultado operativo de 2002 registró una pérdida de $ 107 millones, en contraste con la utilidad operativa de $ 388 millones del 2001, debido principalmente al fuerte incremento del costo del crudo, que no pudo ser trasladado en su totalidad al precio de los productos vendidos en el mercado local. Compensa parcialmente este efecto una reducción en los gastos de comercialización, a su vez parcialmente compensados por un incremento en los gastos de transporte.
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2002 alcanzó los 304 mil barriles diarios. La capacidad de procesamiento en YPF bajó en 2002 a 319,5 miles de barriles diarios a causa de modificaciones en la Refinería de Luján de Cuyo La utilización de la capacidad teórica instalada de YPF durante el año 2002 alcanzó el 92%.
Química
Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 1.583 millones, superiores a los $ 1.031 millones del ejercicio 2001 en aproximadamente un 54%, principalmente por el aumento de los volúmenes vendidos acompañado de mejores precios tanto en el mercado interno como en el mercado externo Estas mayores ventas permitieron arrojar una utilidad operativa de $ 340 millones mayor que en 2001.. Cabe destacar que Profértil, empresa de neto perfil exportador que alcanzó en el segundo trimestre de 2002 su máxima producción, contribuyó al resultado operativo de 2002, con una ganancia de $ 109 millones
Corporación y otros
En el ejercicio 2002, la pérdida operativa del segmento fue de $ 300 millones, $ 14 millones inferior a la del ejercicio 2001, debido principalmente a mayores ingresos provenientes de Astra Evangelista, los cuales se incorporan en este segmento.
AÑO 2004
Producción y Reservas de Petróleo y Gas Reservas y Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con las normas de la SEC.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
2004 Comparado con 2003 La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2004 fueron de $ 19.931 millones comparados con $ 17.514 millones del mismo período de 2003, lo que representa un aumento del 14%, como consecuencia de la fuerte suba de los precios internacionales del crudo y, consecuentemente, de los productos comercializados en el mercado externo, aminorados por mayores retenciones a las exportaciones y mayores descuentos por calidad y flete, e incrementos en los precios locales del gas oil, propileno y gas natural.
En cuanto a los volúmenes vendidos, se produjo una fuerte caída de las exportaciones de crudo, gas oil y naftas de exportación atenuada por mayores ventas de crudo y gas oil en el mercado interno.
El costo de ventas en el ejercicio 2004 fue de $ 9.212 millones, comparado con los $ 7.756 millones en igual período de 2003. El costo de ventas aumentó en $ 1.456 millones, lo que representa un aumento del 19%, principalmente por mayores compras, regalías, amortizaciones y otros gastos de producción.
La utilidad operativa del ejercicio 2004 fue de $ 8.471 millones comparada con los $ 7.955 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 6% impulsado por los mayores precios internacionales que afectan las exportaciones.
La utilidad neta antes del impuesto a las ganancias y del resultado de venta y de operaciones discontinuadas en el ejercicio 2004 fue de $ 7.751 millones comparados con los $ 7.903 millones en igual período de 2003. Esta disminución fue como consecuencia de un fuerte incremento de otros egresos de $ 860 millones parcialmente compensados con mayores resultados operativos por $ 516 millones y menores pérdidas financieras de $ 188 millones originados principalmente por el impacto positivo en la tenencia de bienes de cambio debido a los incrementos que experimentaron los costos de producción.
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 1.012 millones durante el ejercicio 2004 respecto de una pérdida de $ 152 millones durante el mismo período de 2003. Los principales cargos registrados durante el año 2004 corresponden a previsiones por juicios, provisiones medioambientales y otras contingencias.
La Sociedad provisionó $ 3.017 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 3.290 millones correspondientes al mismo período de 2003.
Durante el ejercicio 2004, los resultados por las operaciones discontinuadas y por la venta de operaciones discontinuadas, correspondientes a Global e YPF Indonesia Ltd., aportaron $ 3 millones y $ 139 millones, respectivamente, por lo cual la utilidad neta del ejercicio 2004 fue de $ 4.876 millones en comparación con los $ 4.628 millones de 2003 lo que representa un incremento del 5%.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2004 fueron de $ 13.796 millones que comparadas con los $ 12.138 millones del ejercicio anterior, representan un aumento del 14%. Las ventas netas de crudo aumentaron en $ 1.099 millones debido principalmente al aumento del precio internacional del crudo que determina los precios internos de transferencia entre segmentos de negocio, aminorado por un menor volumen vendido, producto de una menor producción, que parcialmente se compensó con mayores compras.
Por otra parte, durante el ejercicio 2004 se incrementaron las ventas de gas en $ 480 millones como consecuencia del aumento del precio a industrias y de un incremento en la producción, mientras que las ventas de líquidos de gas natural aumentaron en $ 79 millones.
Como consecuencia de aumentos en los gastos de operativos, principalmente regalías, amortizaciones, gastos de conservación y mantenimiento, y compras, la utilidad operativa de Exploración y Producción solamente se ha incrementado en un 11%, de $ 6.182 millones en 2003 a $ 6.878 millones en igual período de 2004.
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos bajó durante 2004 a 399 mil barriles diarios comparados con los 430 mil barriles diarios obtenidos en 2003 por una menor producción en Argentina. La producción de gas natural durante el ejercicio 2004 aumentó a 1.926 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.767 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2003.
Gas natural y Electricidad
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 262 millones en 2004, superando en $ 82 millones la utilidad generada en 2003, siendo la principal causa del incremento el mejor resultado de Compañía Mega como consecuencia de los mejores precios de etano, GLP y gasolina obtenidos durante el año 2004.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2004 fueron de $ 15.808 millones, aumentando un 8% respecto de los $ 14.667 millones vendidos el ejercicio anterior, como consecuencia de mejores precios en el mercado externo compensados con una caída de volúmenes exportados de gas oil y naftas y un incremento en las retenciones a las exportaciones, y en un aumento en los precios y volúmenes vendidos de gas oil en el mercado interno.
El resultado operativo de 2004 registró una ganancia de $ 1.324 millones, disminuyendo en un 13% respecto a los $ 1.527 millones del ejercicio anterior. Esta disminución fue como consecuencia de un incremento del costo de crudo comprado a la unidad Exploración y Producción, mayores gastos de refinación y mayores gastos de transportes originados por la modalidad "Costo y Fletes".
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2004 alcanzó los 298 miles de barriles diarios, que equivale a una utilización del 93,2% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319,5 miles de barriles diarios.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2004 fueron de $ 2.146 millones, superiores a los $ 1.553 millones del ejercicio 2003. La utilidad operativa del año 2004 ascendió a $ 564 millones, $ 177 millones superiores al del año 2003. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la producción record de metanol, siendo un 12% superior al del año 2003.
Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profértil S.A. que ha mejorado el nivel de utilización de sus unidades llegando a 93,1% en el año 2004 con respecto al 91% del año 2003. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumenta de los precios internacionales de urea llegando en algunos meses a valores que no se alcanzaban desde el año 1995.
Corporación y otros
En el ejercicio 2004, se registraron cargos por $ 430 millones, 38% superiores a los del periodo anterior, siendo las principales causas las pérdidas registradas por Astra Evangelista y mayores gastos administrativos.
2003 Comparado con 2002
La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2003 fueron de $ 17.514 millones comparados con $ 17.050 millones del mismo período de 2002, lo que representa un aumento del 3%, principalmente por una adecuación de precios de los productos comercializados en el mercado interno, a los efectos de la devaluación y el proceso inflacionario. Por otra parte las exportaciones disminuyeron por la caída de los precios en pesos, como consecuencia de la baja experimentada por el tipo de cambio real.
Respecto a los volúmenes vendidos, se registraron menores ventas de gasoil en el mercado local, compensadas parcialmente con mayores exportaciones de productos, principalmente petroquímicos, gasoil y fuel oil. Las ventas de crudo bajaron en ambos mercados.
El costo de ventas en el ejercicio 2003 fue de $ 7.756 millones, comparado con los $ 8.626 millones en igual período de 2002. El costo de ventas disminuyó en $ 870 millones, lo que representa una disminución del 10%.
La utilidad operativa del ejercicio 2003 fue de $ 7.955 millones comparada con los $ 6.696 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 19% impulsado por el mejoramiento de los márgenes operativos de Refino y Marketing.
La utilidad neta antes del resultado por la venta de inversiones no corrientes, del impuesto a las ganancias y del resultado de operaciones discontinuadas en el ejercicio 2003 fue de $ 7.903 millones comparados con los $ 2.997 millones en igual período de 2002. Las pérdidas financieras fueron de $ 50 millones en comparación con $ 2.991 millones registrados en el mismo período del año anterior. En el año 2002 se produjeron mayores cargos financieros principalmente en las pérdidas por diferencias de cambio sobre los pasivos netos en dólares a causa de la devaluación.
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 152 millones durante el ejercicio 2003 respecto de una pérdida de $ 245 millones durante el mismo período de 2002. Los principales cargos registrados durante el año 2003 corresponden a previsiones por juicios y otras contingencias.
La utilidad neta del ejercicio 2003 fue de $ 4.628 millones en comparación con los $ 3.616 millones de 2002 lo que representa un incremento del 28%. Este incremento se originó principalmente en un mejor resultado operativo por $ 1.259 millones y menores pérdidas financieras netas por $ 2.941 millones, efectos que se vieron compensados por un aumento del impuesto a las ganancias por $ 3.232 millones.
Durante el ejercicio 2003, la Sociedad provisionó $ 3.290 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 58 millones correspondientes al mismo período de 2002.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2003 fueron de $ 12.138 millones que comparadas con los $ 13.002 millones del ejercicio anterior, representan una disminución del 7%. Las ventas netas de crudo disminuyeron en $ 1.167 millones debido principalmente a menores compras, menor producción y a la disminución de los precios del crudo expresados en pesos. Por otra parte, durante el año 2003 se incrementaron las ventas de gas en $247 millones.
Los precios pesificados de este producto contribuyeron a un aumento del consumo residencial e industrial, un crecimiento del consumo de GNC automotriz y la generación térmica de electricidad. Por otra parte se firmaron acuerdos con determinadas industrias que incrementaron los precios de ventas.
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos bajó durante 2003 a 430 mil barriles diarios comparados con los 442 mil barriles diarios obtenidos en 2002, como resultado de la venta de participaciones en Bolivia y una menor producción en Argentina. La producción de gas natural durante el ejercicio 2003 aumentó a 1.767 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.545 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2002.
En términos de operaciones homogéneas, la producción de petróleo, condensado y líquidos en las áreas de Argentina fue de 430 mil barriles por día en el ejercicio 2003, apenas un 1% menor a los 435 mil barriles diarios registrados en 2002, mientras que la producción de gas fue de 1.763 millones de pie cúbicos en el ejercicio 2003, un 19% mayor a los 1.480 millones de pies cúbicos diarios del ejercicio anterior.
La utilidad operativa de Exploración y Producción disminuyó $ 484 millones, de $ 6.666 millones en 2002 a $ 6.182 millones en igual período de 2003, lo que representa un disminución del 7%.
Gas natural y Electricidad
La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 180 millones en 2003, superando en $ 43 millones la utilidad generada en 2002, siendo la principal causa del incremento el mejor resultado de Compañía Mega S.A. como consecuencia de los mejores precios obtenidos durante el año 2003.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2003 fueron de $ 14.667 millones, aumentando un 2% respecto de los $ 14.396 millones vendidos el ejercicio anterior, como consecuencia del mejoramiento de los márgenes en el mercado interno, principalmente gasoil, naftas y LPG. Distinto comportamiento tuvieron los precios en el mercado externo, los que bajaron como consecuencia de la evolución del tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, las ventas de naftas y gasoil en el mercado local se redujeron en un 10% y 4% respectivamente, parcialmente compensadas con mayores exportaciones de gasoil y fuel oil.
El resultado operativo de 2003 registró una ganancia de $ 1.527 millones, en contraste con la pérdida operativa de $ 126 millones del 2002.
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2003 alcanzó los 306 mil barriles diarios. La capacidad de procesamiento de YPF bajó en 2002 a 319,5 miles de barriles diarios a causa de modificaciones en la Refinería de Luján de Cuyo. La utilización de la capacidad teórica instalada de YPF durante el año 2003 alcanzó el 93,1 %.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2003 fueron de $ 1.553 millones, inferiores a los $ 1.583 millones del ejercicio 2002. La utilidad operativa del año 2003 ascendió a $ 387 millones, $ 47 millones superiores al del año 2002. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la consolidación del funcionamiento de la planta de metanol que obtuvo un récord de producción durante el año 2003.
Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profértil S.A. Estos se lograron a través de una sustancial mejora en su operación, que permitió incrementar la producción de urea y amoniaco, y disminuir los consumos específicos de gas. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumento de los precios internacionales de urea.
Corporación y otros
En el ejercicio 2003, se registraron cargos por $ 311 millones, 3% superiores a los del periodo anterior.
AÑO 2005
Producción y Reservas de Petróleo y Gas Reservas y Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con las normas de la SEC.
En diciembre de 2005 se revisaron a la baja 509 millones de barriles equivalentes de reservas probadas de petróleo y gas en Argentina. La revisión mas significativa corresponde a reservas de gas en el área Loma la Lata, debido a que una baja de presión observada en este yacimiento ha evidenciado que, bajo las condiciones técnicas, económicas y operativas actuales, una parte de las reservas in situ podría no ser extraíble con una certeza razonable
La Comisión de Auditoría y Control de Repsol YPF, socio mayoritario de la Sociedad, ha iniciado una revisión independiente sobre los hechos y circunstancias de esta revisión a la baja en las reservas probadas.
La presente Memoria y estados contables contemplan todos efectos significativos conocidos a la fecha de emisión de los mismos. Los efectos de la implementación de las recomendaciones que la Comisión eventualmente realice serán reconocidos en el momento y modo en que la Dirección de la Sociedad tome conocimiento de las mismas.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados..
2005 Comparado con 2004
La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2005 fueron de $ 22..901 millones comparados con $ 19.931 millones del año anterior Esto representa un aumento del 15%, como consecuencia de los mayores precios internacionales que afectaron a toda la canasta de productos comercializados en el mercado externo mientras que en el mercado interno se registraron incrementos en los precios del gas natural, por la aplicación del sendero de precios establecidos por la Resolución N° 208/04 de la Secretaría de Energía de la Nación, crudo, gas oil y aerokerosene Estos mayores ingresos por mejores precios quedaron parcialmente compensados con una caída del volumen vendido, principalmente crudo, debido a una menor producción
El costo de ventas del año 2005 fue de $ 11.258 millones, comparado con los $ 9.212 millones en el 2004, lo que representa un aumento del 22%, principalmente por mayores compras de crudo e importaciones de gasoil y gas natural, asi como aumento en las regalías, amortizaciones y otros gastos de producción
La utilidad operativa del ejercicio 2005 fue de $ 9.161 millones comparada con los $ 8.471 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 8% impulsado por los mayores precios internacionales que afectan las exportaciones.
La utilidad neta antes del impuesto a las ganancias en el ejercicio 2005 fue de $ 8.747 millones comparados con los $ 7.751 millones en igual período de 2004. Este aumento fue como consecuencia neta de mayores resultados operativos por $ 690 millones, de una disminución en otros egresos netos de $ 442 millones, menores ganancias en resultados de inversiones permanentes de $ 115 millones, mayores pérdidas financieras de $ 36 millones originadas principalmente por los intereses por las cancelaciones anticipadas de deudas en Mega y en anticipos de clientes en YPF compensadas parcialmente por el impacto positivo en la tenencia de bienes de cambio debido a los incrementos que experimentaron los costos de producción y de $ 15 millones por mayores resultados por la venta de inversores no corrientes.
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 570 millones durante el ejercicio 2005 respecto de una pérdida de $ 1.012 millones durante el mismo periodo de 2004. Los principales cargos registrados durante el año 2005 corresponden a previsiones por juicios, provisiones medioambientales y otras contingencias.
La Sociedad provisionó $ 3.410 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 3.017 millones correspondientes al mismo período de 2004.
Durante el 2004 el resultado de las operaciones discontinuadas y por la venta de operaciones discontinuadas, correspondientes a Global e YPF Indonesia Ltd., aportaron $3 millones y $139 millones, respectivamente.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2005 fueron de $ 15.195 millones que comparadas con los $ 14.141 millones del ejercicio anterior, representan un aumento del 7%. Las ventas netas de crudo aumentaron en $ 1.515 millones debido principalmente al aumento del precio internacional del crudo que determina los precios internos de transferencia entre segmentos de negocio, aminorado por un menor volumen vendido, producto de una menor producción, que parcialmente se compensó con mayores compras. Por otra parte, durante el ejercicio 2005 se incrementaron las ventas de gas en $ 488 millones como consecuencia del aumento del precio a industrias, mientras que los derivados de gas aumentaron en $ 122 millones.
Como consecuencia de aumentos en los gastos de operativos, principalmente regalías, amortizaciones, gastos de conservación y mantenimiento, y compras de crudo para cumplir con compromisos de venta previamente asumidos, la utilidad operativa de Exploración y Producción tanto en el 2005 como en el 2004 se mantuvo en valores similares.
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos durante 2005 fue de 367 mil barriles diarios comparado con los 399 mil barriles diarios obtenidos en 2004. La producción de gas natural durante el ejercicio 2005 disminuyó a 1.827 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.926 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2004 como consecuencia de una menor producción.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2005 fueron de $ 18.178 millones, aumentando un 15% respecto de los $ 15.808 millones vendidos el ejercicio anterior. Este aumento fue consecuencia de mejores precios en el mercado externo de gas oil, fuel oil y naftas de exportación compensados con una caída de volúmenes exportados de gas oil y un incremento en las retenciones a las exportaciones. En el mercado local, hubo un aumento en los precios y volúmenes vendidos de gas oil como as¡ también un aumento en los precios del aerokerosene y bases de lubricantes
El resultado operativo de 2005 registró una ganancia de $ 1.900 millones, aumentando en un 44% respecto a los $ 1.324 millones del ejercicio anterior. Este aumento fue consecuencia de mayores ventas producto de mejores precios compensados con mayores compras por importación de gas oil, un incremento del costo de crudo comprado a la unidad Exploración y Producción, mayores gastos de refinación y mayores gastos de transportes originados por la modalidad "Costo y Fletes".
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2005 alcanzó los 302 miles de barriles diarios, que equivale a una utilización del 94,4% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319..5 miles de barriles diarios.
Quimica
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2005 fueron de $ 2.269 millones, superiores a los $ 2.146 millones del ejercicio 2004. La utilidad operativa del año 2005 ascendió a $ 542 millones, $ 22 millones inferior a la del año 2004. Este resultado fue consecuencia de un aumento en las ventas debido a un incremento en los precios tanto en el mercado local como en el externo compensados por mayores compras y amortizaciones. El aumento del resultado operativo de Profértil se vio compensado con el resultado que dejó de aportar Petroken, tras la venta de esta compañía a fines del año anterior.
Corporación y otros
En el ejercicio 2005, se registraron cargos por $ 451 millones, 5% superiores a los del periodo anterior, siendo las principales causas mayores gastos administrativos compensados con la ganancia operativa de A - Evangelista.
2004 Comparado con 2003 La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2004 fueron de $ 19.931 millones comparados con $ 17.514 millones del mismo período de 2003, lo que representa un aumento del 14%, como consecuencia de la fuerte suba de los precios internacionales del crudo y, consecuentemente, de los productos comercializados en el mercado externo, aminorados por mayores retenciones a las exportaciones y mayores descuentos por calidad y flete, e incrementos en los precios locales dei gas oil, propileno y gas natural. En cuanto a los volúmenes vendidos, se produjo una fuerte caída de las exportaciones de crudo, gas oil y naftas de exportación atenuada por, mayores ventas de crudo y gas oil en el mercado interno.
El costo de ventas en el ejercicio 2004 fue de $ 9.212 millones, comparado con los $ 7.756 millones en igual periodo de 2003. El costo de ventas aumentó en $ 1.456 millones, lo que representa un aumento del 19%, principalmente por mayores compras, regalías, amortizaciones y otros gastos de producción.
La utilidad operativa del ejercicio 2004 fue de $ 8.471 millones comparada con los $ 7.955 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 6% impulsado por los mayores precios internacionales que afectan las exportaciones.
La utilidad neta antes del impuesto a las ganancias y del resultado de venta y de operaciones discontinuadas en el ejercicio 2004 fue de $ 7..751 millones comparados con los $ 7.903 millones en igual período de 2003 Esta disminución fue como consecuencia de un fuerte incremento de otros egresos de $ 860 millones parcialmente compensados con mayores resultados operativos por $ 516 millones y menores pérdidas financieras de $ 188 millones originados principalmente por el impacto positivo en la tenencia de bienes de cambio debido a los incrementos que experimentaron los costos de producción
En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 1.012 millones durante el ejercicio 2004 respecto de una pérdida de $ 152 millones durante el mismo periodo de 2003. Los principales cargos registrados durante el año 2004 corresponden a previsiones por juicios, provisiones medioambientales y otras contingencias.
La Sociedad provisionó $ 3.017 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 3.290 millones correspondientes al mismo período de 2003.
Durante el ejercicio 2004, los resultados por las operaciones discontinuadas y por la venta de operaciones discontinuadas, correspondientes a Global e YPF Indonesia Ltd., aportaron $ 3 millones y $ 139 millones, respectivamente, por lo cual la utilidad neta del ejercicio 2004 fue de $ 4.876 millones en comparación con los $ 4.628 millones de 2003 lo que representa un incremento del 5%.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2004 fueron de $ 14.141 millones que comparadas con los $ 12.399 millones del ejercicio anterior, representan un aumento del 14%. Las ventas netas de crudo aumentaron en $ 1.099 millones debido principalmente al aumento del precio internacional del crudo que determina los precios internos de transferencia entre segmentos de negocio, aminorado por un menor volumen vendido, producto de una menor producción, que parcialmente se compensó con mayores compras.
Por otra parte, durante el ejercicio 2004 se incrementaron las ventas de gas en $ 480 millones como consecuencia del aumento del precio a industrias y de un incremento en la producción, mientras que las ventas de líquidos de gas natural aumentaron en $ 79 millones.
Como consecuencia de aumentos en los gastos de operativos, principalmente regalías, amortizaciones, gastos de conservación y mantenimiento, y compras, la utilidad operativa de Exploración y Producción solamente se ha incrementado en un 12%, de $ 6,362 millones en 2003 a $ 7.140 millones en igual periodo de 2004
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos bajó durante 2004 a 399 mil barriles diarios comparados con los 430 mil barriles diarios obtenidos en 2003 por una menor producción en Argentina. La producción de gas natural durante el ejercicio 2004 aumentó a 1.926 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.767 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2003
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2004 fueron de $ 15.808 millones, aumentando un 8% respecto de los $ 14.667 millones vendidos el ejercicio anterior, como consecuencia de mejores precios en el mercado externo compensados con una caída de volúmenes exportados de gas oil y naftas y un incremento en las retenciones a las exportaciones, y en un aumento en los precios y volúmenes vendidos de gas oil en el mercado interno.
El resultado operativo de 2004 registró una ganancia de $ 1.324 millones, disminuyendo en un 13% respecto a los $ 1.527 millones del ejercicio anterior. Esta disminución fue como consecuencia de un incremento del costo de crudo comprado a la unidad Exploración y Producción, mayores gastos de refinación y mayores gastos de transportes originados por la modalidad "Costo y Fletes".
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2004 alcanzó los 298 miles de barriles diarios, que equivale a una utilización del 93,2% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319,5 miles de barriles diarios.
Quimica
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional
Las ventas netas en el ejercicio 2004 fueron de $ 2.146 millones, superiores a los $ 1.553 millones del ejercicio 2003 La utilidad operativa del año 2004 ascendió a $ 564 millones, $ 177 millones superiores al del año 2003.. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la producción record de metano!, siendo un 12% superior al del año 2003.
Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profértil S A.. que ha mejorado el nivel de utilización de sus unidades llegando a 93,1% en el año 2004 con respecto al 91 % del año 2003.. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumento de los precios internacionales de urea llegando en algunos meses a valores que no se alcanzaban desde el año 1995..
Corporación y otros
En el ejercicio 2004, se registraron cargos por $ 430 millones, 38% superiores a los del periodo anterior, siendo las principales causas las pérdidas registradas por Astra Evangelista y mayores gastos administrativos
AÑO 2006
Producción de Petróleo y Gas Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2006, 2005 y 2004.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
2006 Comparado con 2005
La Sociedad
Las ventas netas consolidadas del ejercicio 2006 fueron de $ 25.635 millones lo que representa un aumento del 12% comparados con los $ 22.901 millones del año anterior. Dicho aumento se produjo fundamentalmente como consecuencia de los mayores volúmenes de gas oil, fuel oil, naftas, especialidades, GLP y aceites lubricantes comercializados en el mercado local, mientras que en el mercado externo la caída de los volúmenes se vio compensada casi en su totalidad por el aumento de los precios internacionales.
El costo de ventas del año 2006 fue de $ 15.821 millones, comparado con los $ 11.258 millones en el 2005, lo que representa un aumento del 41%, principalmente afectado por, mayores compras de crudo, gas natural, importaciones de gasoil y aumento en las regalías, amortizaciones, servicios de mantenimiento y contrataciones.
La utilidad operativa del ejercicio 2006 fue de $ 6.883 millones que comparada con los $ 9.161 millones del ejercicio anterior representa una disminución del 25%, afectado principalmente por, los mayores gastos mencionados anteriormente frente a la estabilidad de precios locales.
La utilidad neta antes del impuesto a las ganancias en el ejercicio 2006 fue de $ 7.258 millones, un 17% menor comparados con los $ 8.772 millones del año 2005. Esta disminución fue como consecuencia neta de menores resultados operativos por $ 2.278 millones, que fueron compensados con una disminución en otros egresos netos de $ 341 millones y mayores ganancias en resultados de inversiones permanentes de $ 144 millones.
Por otra parte se registró un incremento en los resultados financieros de $ 352 millones como consecuencia de la disminución del pago de intereses efectuados en 2005 por cancelación anticipada de anticipos de clientes, por el impacto positivo en la tenencia de bienes de cambio debido a los incrementos que experimentaron los costos de producción y por la activación de costos financieros en obras de inversión
En la línea de otros egresos, netos se registraron pérdidas por $ 204 millones durante el ejercicio 2006, registrando de esta manera una disminución del 63% respecto de la pérdida de $ 545 millones correspondientes al año 2005 que incluyó la registración de $121 millones por primas de seguros. Los principales cargos registrados durante el año 2006 corresponden a provisiones medioambientales en Estados Unidos, previsiones por juicios y otras contingencias.
La Sociedad provisionó $ 2.801 millones por impuesto a las ganancias disminuyendo un 18% los $ 3.410 millones correspondientes al año 2005.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2006 fueron de $ 17,883 millones que comparadas con los $ 15.195 millones del ejercicio anterior, representan un aumento del 18%, Las ventas netas de crudo aumentaron en $ 2.191 millones debido principalmente al aumento del precio internacional del crudo que determina los precios internos de transferencia entre segmentos de negocio, aminorado por un menor volumen vendido, producto de una menor producción, que parcialmente se compensó con mayores compras.
Por otra parte, durante el ejercicio 2006 se incrementaron las ventas de gas en $ 292 millones como consecuencia del aumento del precio a industrias, que quedó en parte compensado por el incremento de la alícuota y base de cálculo de retenciones a las exportaciones, mientras que los derivados de gas y otras ventas aumentaron en $ 205 millones.
La utilidad operativa de Exploración y Producción disminuyó en el 2006 en un 8% respecto del año 2005 como consecuencia de mayores aumentos en los gastos operativos. La variación se produjo principalmente por el incremento del 46% en las amortizaciones, producto de una mayor alícuota generada por una menor base de reservas probadas. Adicionalmente se registraron incrementos en contrataciones de obras y servicios, gastos de reparaciones y mantenimiento por el incremento en los costos de los servicios prestados y compras de gas para cumplir con compromisos de venta previamente asumidos.
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos durante 2006 fue de 348 mil barriles diarios comparado con los 367 mil barriles diarios obtenidos en 2005. La producción de gas natural durante el ejercicio 2006 disminuyó a 1.781 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.827 millones de pies cúbicos diarios de Igual período de 2005.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2006 fueron de $ 20.801 millones aumentando un 14% respecto de los $ 18.178 millones vendidos el ejercicio anterior. Este incremento fue consecuencia de un aumento en el mercado local en los precios y volúmenes vendidos de gas oil a segmentos con mayor margen y fuel oil, como así también en los precios del aerokerosene, aceites y bases de lubricantes. A su vez en el mercado externo hubo una fuerte caída en los volúmenes comercializados de naftas, gas oil y aerokerosene, que fueron destinados al mercado interno, parcialmente compensados por un aumento en los precios de todos los productos refinados y por el incremento en el volumen exportado de fuel oil..
El resultado operativo de 2006 registró una ganancia de $ 258 millones, disminuyendo en un 86% respecto a los $ 1.900 millones del ejercicio anterior. Esta disminución fue consecuencia de los menores volúmenes de exportaciones y un incremento en las compras de crudo y combustibles a terceros tanto en volumen como en precio, como así también un aumento en el costo de crudo comprado a la unidad de Exploración y Producción, que explican en gran medida la caída del margen operativo, dado que los precios locales se mantuvieron en niveles similares. Los gastos de mantenimiento sufrieron un importante incremento como consecuencia de aumentos en los costos de los servicios contratados.
El volumen procesado en las refinerías de YPF durante 2006 alcanzó los 315 miles de barriles diarios, que equivale a una utilización del 98,5% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319.5 miles de barriles diarios.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2006 fueron de $ 3.048 millones, aumentando un 34% respecto de los $ 2.269 millones del ejercicio 2005. La utilidad operativa del año 2006 ascendió a $ 572 millones, $ 30 millones superior a la del año 2005. Este resultado fue consecuencia de un aumento en las ventas debido a un incremento en los precios tanto en el mercado local como en el externo, que compensó la caída de volumen del mercado externo y el incremento que sufrieron los gastos de mantenimiento y de contratación de servicios.
Corporación y otros
En el ejercicio 2006, se registró una pérdida operativa de $ 540 millones, 20% superiores a la del período anterior, siendo las principales causas mayores gastos administrativos compensados parcialmente con la ganancia operativa de A - Evangelista S.A..
2005 Comparado con 2004 La Sociedad
Las ventas netas del ejercicio 2005 fueron de $ 22.901 millones comparados con $ 19.931 millones del año anterior. Esto representa un aumento del 15%, como consecuencia de los mayores precios internacionales que afectaron a toda la canasta de productos comercializados en el mercado externo mientras que en el mercado interno se registraron incrementos en los precios del gas natural, por la aplicación del sendero de precios establecidos por la Resolución N° 208/104 de la Secretaría de Energía de la Nación, crudo, gas oil y aerokerosene. Estos mayores ingresos por mejores precios quedaron parcialmente compensados con una caída del volumen vendido, principalmente crudo, debido a una menor producción.
El costo de ventas del año 2005 fue de $ 11.258 millones, comparado con los $ 9.212 millones en el . 2004, lo que representa un aumento del 22%, principalmente por mayores compras de crudo e importaciones de gasoil y gas natural, así como aumento en las regalías, amortizaciones y otros gastos de producción.
La utilidad operativa del ejercicio 2005 fue de $ 9.161 millones comparada con los $ 8.471 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 8% impulsado por los mayores precios internacionales que afectan las exportaciones.
La utilidad neta antes del impuesto a las ganancias en el ejercicio 2005 fue de $ 8.772 millones comparados con los $ 7.782 millones del ejercicio 2004. Este aumento fue como consecuencia neta de mayores resultados operativos por $ 690 millones, de una disminución en otros egresos netos de $ 436 millones, menores ganancias en resultados de inversiones permanentes de $ 115 millones, menores ingresos financieros de $36 millones originadas principalmente por los intereses por las cancelaciones anticipadas de deudas en Compañía Mega S.A. y en anticipos de clientes en YPF compensadas parcialmente por el impacto positivo en la tenencia de bienes de cambio debido a los incrementos que experimentaron los costos de producción y de $ 15 millones por mayores resultados por la venta de inversores no corrientes.
En la línea de otros egresos* netos se registraron pérdidas por $ 545 millones durante el ejercicio 2005 respecto de una pérdida de $ 981 millones durante el año 2004. Los principales cargos registrados durante el año 2005 corresponden a previsiones por juicios, provisiones medioambientales y otras contingencias.
La Sociedad provisionó $ 3.410 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 3.017 millones correspondientes al ejercicio 2004.
Durante el 2004 el resultado de las operaciones discontinuadas y por la venta de operaciones discontinuadas, correspondientes a Global Companies LLC e YPF Indonesia Ltd., aportaron $ 3 millones y $ 139 millones, respectivamente.
Exploración y Producción
Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2005 fueron de $ 15.195
millones que comparadas con los $ 14.141 millones del ejercicio anterior, representan un aumento del 7%. Las ventas netas de crudo aumentaron en $1.515 millones debido principalmente al aumento del precio internacional del crudo que determina los precios internos de transferencia entre segmentos de negocio, aminorado por un menor volumen vendido, producto de una menor producción, que parcialmente se compensó con mayores compras. Por otra parte, durante el ejercicio 2005 se incrementaron las ventas de gas en $ 488 millones como consecuencia del aumento del precio a industrias, mientras que los derivados de gas aumentaron en $ 122 millones.
Como consecuencia de aumentos en los gastos operativos, principalmente regalías, amortizaciones, gastos de conservación y mantenimiento, y compras de crudo para cumplir con compromisos de venta previamente asumidos, la utilidad operativa de Exploración y Producción tanto en el 2005 como en el 2004 se mantuvo en valores similares.
La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos durante 2005 fue de 367 mil barriles diarios comparado con los 399 mil barriles diarios obtenidos en 2004. La producción de gas natural durante el ejercicio 2005 disminuyó a 1.827 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.926 millones de pies cúbicos diarios del 2004 como consecuencia de una menor producción.
Refino y Marketing
Las ventas netas en el ejercicio 2005 fueron de $ 18.178 millones, aumentando un 15% respecto de los $ 15.808 millones vendidos el ejercicio anterior. Este aumento fue consecuencia de mejores precios en el mercado externo de gas oil, fuel oil y naftas de exportación compensados con una caída de volúmenes exportados de gas oil y un incremento en las retenciones a las exportaciones. En el mercado local, hubo un aumento en los precios y volúmenes vendidos de gas oil como así también un aumento en los precios del aerokerosene y bases de lubricantes.
El resultado operativo de 2005 registró una ganancia de $ 1.900 millones, aumentando en un 44% respecto a los $ 1.324 millones del ejercicio anterior. Este aumento fue consecuencia de mayores ventas producto de mejores precios compensados con mayores compras por importación de gas oil, un incremento del costo de crudo comprado a la unidad Exploración y Producción, mayores gastos de refinación y mayores gastos de transportes originados por la modalidad "Costo y Fletes".
El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2005 alcanzó los 302 miles de barriles diarios, que equivale a una utilización del 94,4% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319.5 miles de barriles diarios.
Química
La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.
Las ventas netas en el ejercicio 2005 fueron de $ 2.269 millones, superiores a los $ 2.146 millones del ejercicio 2004. La utilidad operativa del año 2005 ascendió a $ 542 millones, $ 22 millones inferior a la del año 2004. Este resultado fue consecuencia de un aumento en las ventas debido a un incremento en los precios tanto en el mercado local como en el externo compensados por mayores compras y amortizaciones. El aumento del resultado operativo de Profértil S.A. se vio compensado con el resultado que dejó de aportar Petroken Petroquímica Ensenada S.A., tras la venta de esta compañía a fines del año anterior.
Corporación y otros
En el ejercicio 2005, se registró una pérdida operativa cargos por $ 451 millones, 5% superiores a la del período anterior, siendo las principales causas mayores gastos administrativos compensados parcialmente con la ganancia operativa de A - Evangelista S.A.
AÑO 2007
Producción de Petróleo y Gas Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
2007 Comparado con 2006
La Sociedad
Las ventas netas en 2007 fueron de $ 29.104 millones, lo que representa un aumento del 13,5 % en comparación con la suma de $ 25.635 millones en 2006 Este aumento se debió principalmente al mayor volumen de ventas de gas oil y fuel oil en el mercado interno, parcialmente producto de la participación de la Sociedad en el Programa de Energía Total, como también al mayor volumen vendido de productos petroquímicos en dicho mercado, todo ello complementado con un aumento en los precios del gas oil y naftas en el mercado doméstico.
Como resultado de ello, nuestras ventas domésticas aumentaron un 21,9 % hasta la suma de $ 20.704 en 2007, en comparación con la suma de $ 16.986 millones en 2006. Las exportaciones disminuyeron un 3% hasta $ 8.400 millones en 2007, respecto de los $ 8.649 millones en 2006, debido principalmente a la disminución en los volúmenes de exportación de gas natural, petróleo crudo y naftas, lo cual fue parcialmente compensado por el aumento en el precio internacional de los combustibles. Nuestras exportaciones en ambos periodos se realizaron principalmente a los Estados Unidos, Brasil y Chile.
El costo de ventas en 2007 fue de $19 mil millones, en comparación con los $15.821 millones en 2006, lo que representa un aumento del 20 %, que se debió principalmente al aumento del 45% en el volumen total de petróleo crudo comprado a terceros, lo cual fue necesario para compensar nuestra menor producción de petróleo crudo, dada la declinación natural de nuestros campos, y así aumentar el ritmo de operación de nuestras refinerías para aumentar la oferta de productos refinados atento a la creciente demanda interna. De esta manera, los mayores volúmenes de compras de petróleo crudo han afectado de forma negativa nuestros márgenes dado que a partir del reemplazo de producción propia por producción de terceros perdemos el margen ganado por nuestras actividades de producción.
Adicionalmente, la depreciación del activo fijo aumentó aproximadamente un 11%, principalmente como resultado de un aumento en el valor del activo sujeto a amortización como consecuencia de los siguientes factores: (1) mayores costos por obligaciones de abandono de pozos registrados al cierre del ejercicio 2006 en función a nuevas estimaciones realizadas a dicha fecha en base a nueva información disponible respecto a los costos futuros asociados a dichas actividades, de acuerdo a la normativa contable vigente, y posteriormente sometidos a amortización durante el año 2007 a partir del método de unidades de producción, y (ii) mayores inversiones sujetas a amortización durante el año 2007 y con relación al año 2006.
Los sueldos y cargas sociales, costos de mantenimiento, servicios contratados y algunos otros costos de producción también aumentaron, impulsados principalmente por la inflación y la renegociación de algunos contratos laborales y de servicios. Asimismo, y continuando con lo ocurrido en el año 2006, la Sociedad se ha visto afectada por una serie de factores que han motivado el reconocimiento de ciertas penalidades por compromisos contractuales y que han contribuido negativamente al resultado operativo aportado por el segmento Exploración y Producción.
Los gastos de comercialización en 2007 ascendieron a $ 2.120 millones, comparados con $1 797 millones en 2006, lo que representa un aumento del 18 %.
La utilidad operativa en 2007 fue de $ 6,657 millones, en comparación con los $ 6.883 millones en 2006, lo que representa una disminución del 3,3% La utilidad operativa disminuyó principalmente por los aumentos en las compras de petróleo crudo y gas oil, y también por el aumento en la depreciación y otros gastos.
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron del 22,9% y 26,9% en 2007 y 2006, respectivamente
El rubro Otros Egresos netos, aumentó a $ 439 millones en 2007, con respecto a los $204 millones en 2006, principalmente como resultado de un aumento en las previsiones para juicios, debidas fundamentalmente a nueva información vinculada a nuestras demandas judiciales que determinó la necesidad de efectuar las reestimaciones pertinentes de acuerdo con la normativa contable, como asimismo a nuestra reevaluación de ciertas obligaciones relacionadas con el medio ambiente y también sobre la base de nueva información disponible a la fecha de emisión de los estados contables.
En 2007 los resultados financieros netos aumentaron el 14% a $518 millones respecto de los $454 millones en 2006, Este aumento corresponde principalmente al mayor resultado por tenencia de bienes de cambio, como consecuencia de los mayores costos de producción con respecto al periodo anterior, base sobre la cual se valúan nuestras existencias, como asimismo al resultado por diferencia de cambio, teniendo en cuenta nuestra posición financiera neta activa en moneda extranjera Adicionalmente, los gastos financieros se incrementaron debido fundamentalmente a mayores cargos por la actualización financiera de nuestro pasivo por abandono de pozos motivado en el incremento del mismo dada su reestimación en función a nueva información disponible al 31 de diciembre de 2006, todo ello en correlación con el incremento del activo relacionado según se mencionara precedente.
El cargo por impuesto a las ganancias en 2007 disminuyó el 1,5% a $2.756 millones, respecto de los $2.801 millones en 2006 Las tasas impositivas efectivas en 2007 y en 2006 fueron de 40,30% y 38,59%, respectivamente, en comparación con la tasa de impuesto a las ganancias vigente del 35%, debido fundamentalmente a los resultados negativos de nuestra sociedad controlada YPF Holdings Inc, durante el ejercicio 2007, y por la cual la Sociedad no reconoce un activo por impuesto diferido atento a la evaluación de recuperabilidad del mismo, como asimismo a ciertas pérdidas contables cuya deducción no es permitida impositivamente, tal como se detalla en la nota 3.k) a los estados contables básicos, siendo la principal la reexpresión en moneda constante de los bienes de uso.
La utilidad neta para el ejercicio 2007 fue de $ 4.086 millones, en comparación con $ 4.457 millones en 2006, lo que representa una disminución del 8%. Esta disminución se debió principalmente al 3% de caída en la utilidad operativa, al aumento de Otros Egresos, netos, y a los resultados financieros netos descriptos más arriba.
Exploración y producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2007 ascendieron a $18.068 millones, lo que representa un incremento del 1% respecto de los $17.883 millones correspondientes al año 2006 Las ventas intersegmento, que esencialmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaron levemente en $ 23 millones en 2007, debido al incremento del 9% en el precio internacional promedio del petróleo crudo que determinó el precio interno de las transferencias entre segmentos de negocio hasta la entrada en vigencia en el mes de noviembre de 2007 de la Resolución M.E.P. N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, según se menciona en párrafos precedentes.
Dicho efecto se vio parcialmente compensado por una disminución del 6% en el volumen de las ventas de petróleo crudo, originada principalmente en una disminución del 5% en la producción de la Sociedad, motivado ello fundamentalmente en la declinación natural de nuestros campos. Adicionalmente, en 2007, la facturación correspondiente a las exportaciones de gas natural disminuyeron principalmente a causa de los menores volúmenes exportados (los cuales se redujeron aproximadamente 56% en comparación con el año 2006, pasando a representar en el año 2007 apenas el 7% del volumen vendido total por la Sociedad) fundamentalmente como consecuencia de las limitaciones establecidas a la Sociedad respecto a la posibilidad de exportar, mientras el precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno se incrementó aproximadamente un 8%, principalmente como resultado de una parcial recomposición de precios en los segmentos industrial y de centrales térmicas y pese al significativo aumento en los volúmenes de gas vendidos al sector residencial, cuyos precios se mantuvieron sin modificaciones respecto al año 2006 siendo estos últimos significativamente menores que los correspondientes a otros segmentos del mercado Los subproductos del gas y las demás ventas permanecieron estables
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó el 13,5% hasta $ 5.679 millones en 2007 en comparación con los $ 6.564 millones registrados en 2006, debido a la disminución de las ventas de petróleo crudo y a los mayores gastos operativos. Los gastos operativos aumentaron el 9,5% debido fundamentalmente a aumentos significativos en los trabajos y servicios contratados, de acuerdo con los aumentos de costos ocurridos en la Argentina y en la industria petrolera internacional, como así también a los mayores costos laborales generados por la renegociación de contratos de trabajo con los sindicatos de trabajadores petroleros.
Adicionalmente, registramos un aumento de $ 353 millones durante el año 2007 (lo que representa un incremento del 10,8% respecto al año 2006) en el cargo correspondiente a la depreciación del activo fijo, principalmente a causa de la disminución en las reservas, las cuales sirven de base a los efectos del cálculo de la amortización por el método de unidades de producción, junto con el aumento en los activos tanto por nuevas inversiones como asimismo los relacionados con las obligaciones de abandono de pozos al 31 de diciembre de 2006, y según se menciona precedentemente
La producción promedio de petróleo en 2007 disminuyó el 4,6% hasta 329 mil barriles diarios, desde 345 mil barriles diarios en el mismo período en 2006. La producción de gas natural en 2007 disminuyó el 2,3% hasta 1.740 millones de pies cúbicos por día desde 1.784 millones de pies cúbicos por día en el mismo período en 2006. Dichas declinaciones fueron fundamentalmente consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos, como asimismo al cese de producción en nuestro yacimiento Magallanes en enero de 2007 debido a ciertos problemas técnicos, el cual se estima comenzará a producir nuevamente durante el primer semestre de 2008.
Adicionalmente a lo mencionado precedentemente, la Sociedad incrementó durante el ejercicio su actividad exploratoria, fundamentalmente a partir de la iniciación de los trabajos en áreas offshore en las cuales participa, todo lo cual ha determinado un aumento en los costos por dicho concepto de aproximadamente $117 millones, sin tener en cuenta las perforaciones exploratorias improductivas
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2007 fueron de $ 24.278 millones, lo que representa un aumento del 16,7% con respecto a $ 20.801 millones en ventas netas registradas en 2006. Dicho aumento se debe principalmente a los aumentos en los volúmenes de venta en el mercado interno y en los precios promedio del gas oil y las naftas en dicho mercado, siendo estos los dos productos principales del segmento. Los volúmenes de gas oil durante el 2007 en comparación con el año 2006 destinados al mercado interno por la Sociedad aumentaron aproximadamente el 8%, mientras que los volúmenes de naftas aumentaron aproximadamente el 20%, habiéndose asimismo incrementado los precios de dichos productos durante el período antes indicado.
No obstante los incrementos antes mencionados, los precios locales de los productos que comercializa la Sociedad permanecieron aún significativamente por debajo de los precios internacionales para los productos hidrocarburíferos. En consecuencia, los incrementos mencionados en precios y volúmenes fueron compensados parcialmente con una disminución del 25 % en el volumen de naftas exportadas, el principal producto del segmento vendido al mercado internacional, donde los precios fueron en promedio significativamente más altos que en la Argentina en 2007, dada la necesidad de destinar dicha producción a la satisfacer la demanda local en cumplimiento de las regulaciones vigentes en la Argentina.
La utilidad operativa aumentó a $ 1.234 millones en 2007, con respecto a los $ 258 millones del mismo periodo en 2006. Dicho incremento se debió a los aumentos en los volúmenes y precios del gas oil y nafta en el mercado interno, que se mencionaran precedentemente. En cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan más del 90% de sus costos operativos, el segmento registró un incremento de aproximadamente 5% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, motivado fundamentalmente por el incremento durante el año 2007 del precio internacional del petróleo crudo, base sobre la cual se fija el precio intersegmento para dicho producto. Asimismo se registró un aumento del 15% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de contratos de servicios, como resultado de la renegociación de algunos contratos de servicios teniendo en cuenta la inflación, como así también por los mayores volúmenes de petróleo crudo comprado a terceros para satisfacer el aumento en la producción diaria de nuestras refinerías.
El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo y la depreciación del activo fijo, dividido por el número de barriles procesados en el período, fue de $ 10,7 en 2007, en comparación con $ 9,3 en 2006. Adicionalmente, los resultados del segmento se han visto afectados por el nuevo régimen de retenciones a las exportaciones establecido por la Resolución 394107, todo ello a partir de su sanción a mediados del mes de noviembre de 2007.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías operadas en 2007, alcanzó a 326 mil barriles, lo que representa un incremento de 3,5% sobre los 315 mil barriles por día respecto de los procesados en 2006.
Química
Las ventas netas en 2007 aumentaron el 13,4% a $3.455 millones con respecto a los $3.048 millones, correspondiente al 2006. Dicho incremento se atribuye principalmente al aumento en los volúmenes de ventas en el mercado interno, como así también a un aumento del 12% en el precio promedio de los productos petroquímicos exportados, que compensó ampliamente la disminución del 2% en el volumen de los productos destinados a dicho mercado No obstante lo antes mencionado, la utilidad operativa en 2007 disminuyó 12,6% con respecto a los $572 millones en 2006, lo cual se explica fundamentalmente por un aumento en los costos de mantenimiento y servicios contratados; por los efectos de la resolución del Ministerio de Economía y Producción M.E.P. N° 394107, que entró en vigencia a partir de noviembre de 2007, y por los menores resultados obtenidos por nuestra participación en Profértil S.A. en comparación con el año 2006, debido esto último fundamentalmente a la menor disponibilidad de gas natural para la producción de fertilizantes que tuvo esta compañía durante los meses de invierno.
Administración central y otros
En el ejercicio 2007, las pérdidas operativas por gastos administrativos y otros alcanzaron los $ 620 millones, 14,8% superiores a la del ejercicio anterior, siendo las principales causas los mayores sueldos y cargas sociales, y honorarios y retribuciones por servicios, compensados parcialmente con la mayor ganancia operativa obtenida por nuestra sociedad controlada A- Evangelista S.A , la cual es imputada a esta unidad.
2006 Comparado con 2005 La Sociedad
Las ventas netas en 2006 fueron de $ 25.635 millones, lo que representa un aumento del 11,9% con respecto a $ 22.901 millones en 2005. Dicho aumento se atribuye principalmente al mayor volumen de ventas de gas oil en el mercado interno (que aumentaron el 11,5%) y naftas (que aumentaron el 21%), a ligeros aumentos en los precios internos promedio de dichos productos, así como al 16% de aumento en el precio interno promedio del gas natural, como consecuencia de la mayor participación en nuestro mix de ventas de los volúmenes correspondientes a los sectores industriales del mercado argentino, los cuales poseen un mayor precio que el mercado residencial, lo cual compensó ampliamente la disminución del 5% en el volumen de gas natural vendido en el mercado interno. Como resultado, las ventas en el mercado interno aumentaron el 19,1% a $16.986 millones en 2006 con respecto a $ 14 257 millones en 2005. Las exportaciones ascendieron a $ 8.649 millones en 2006 contra $8.644 millones en 2005.
El costo de ventas en 2006 fue de $ 15.821 millones, en comparación con $11.258 millones en 2005, lo que representa un aumento del 40,5%, principalmente atribuible a: un aumento del 21% en los precios promedio del petróleo crudo y a un aumento del 147% en el volumen de petróleo crudo comprado a terceros, fundamentalmente como consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos y ciertas huelgas ocurridas durante el año 2006 que afectaron la producción, todo ello para mantener el ritmo operativo de nuestras refinerías; un 44% de aumento en los precios promedio del gas natural y a un aumento del 7% en el volumen de importaciones de gas natural realizadas para cumplir con la demanda interna y un marcado aumento de la depreciación del activo fijo, debido a una menor base de reservas probadas.
Adicionalmente, los gastos de mantenimiento y los servicios contratados aumentaron, motivados fundamentalmente por los incrementos de precios generales en la industria, como asimismo los cargos vinculados a las regalías hidrocarburíferas, siendo esto último consecuencia del aumento den los precios del crudo WTI, base sobre la cual se calculan las mismas. Adicionalmente, la Sociedad incurrió en ciertas penalidades por nuestra imposibilidad de entregar gas natural según nuestros compromisos contractuales.
Los gastos de comercialización ascendieron a $ 1.797 millones en 2006, comparados con $ 1.650 millones en 2005, lo cual representa un aumenta del 8,9%.
La utilidad operativa en 2006 fue de $ 6.883 millones en comparación con $ 9.161 millones en 2005, lo que representa una disminución del 24,9%, La utilidad operativa disminuyó principalmente debido al aumento de gastos mencionados anteriormente (mayores compras de petróleo y gas natural y una mayor depreciación del activo fijo, gastos de mantenimiento y servicios contractuales, entre otros) que no fueron compensados por el correspondiente aumento en los precios internos, los que aumentaron a un ritmo bastante menor en comparación con los precios internacionales.
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron de 26,9% y 40,0% en 2006 y 2005, respectivamente
Los Otros Egresos, netos, disminuyeron el 62,6% hasta la suma de $ 204 millones en 2006 respecto de la suma de $ 545 millones en 2005, principalmente como resultado de la reducción en las primas de seguro atribuibles a la no recurrencia en 2006 de pagos efectuados en 2005, atribuibles a la finalización de nuestra participación en OIL Insurance Ltd y a una variedad de otros factores Los principales cargos en 2006 se derivaron de las previsiones para juicios, trabajos de remediación ambiental y otras contingencias.
En 2006 los resultados financieros netos aumentaron el 345% alcanzando la suma de $ 454 millones respecto de la suma de $ 102 millones en 2005. Este aumento es atribuible al marcado aumento en los resultados por tenencia de bienes de cambio, debido a la revaluación de stock por el aumento de los costos de producción, base sobre la cual valuamos la mayor parte de nuestras existencias. Además, la utilidad de colocaciones a corto plazo aumentó y los gastos por intereses de pasivos disminuyeron.
El cargo por impuesto a las ganancias en 2006 disminuyó el 17,9% a $ 2,801 millones de $ 3.410 millones en 2005. Las tasas efectivas del impuesto a las ganancias en 2006 y 2005 fueron de 38,59% y 38,87% respectivamente, en comparación con la tasa establecida por ley, de 35%
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento de Exploración y Producción en 2006 fueron de $ 17.883 millones, lo que representa un aumento del 17,7% con respecto a los $ 15.195 millones en 2005. Las ventas de petróleo crudo aumentaron en $ 2.191 millones en 2006, como consecuencia del aumento en los precios internacionales del petróleo crudo que contribuyeron a los mayores precios internos utilizados para las transferencias entre segmentos de negocio.
Este efecto fue parcialmente compensado por una disminución del 6% en el volumen de ventas de petróleo crudo que se produjo como consecuencia de una baja en la producción, dada la declinación natural de nuestros campos Asimismo, las ventas de gas natural aumentaron en $ 292 millones debido al aumento del 22% en nuestro precio interno promedio del gas natural en 2006, cuyo efecto fue parcialmente compensado por una disminución del 5% en los volúmenes de gas natural vendidos en el mercado interno y al aumento en la alícuota de las retenciones a las exportaciones, (cuyo efecto compensó ampliamente un aumento del 43% en nuestros precios internacionales para las ventas de gas natural).
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó el 8,1% a $ 6.564 millones en 2006, en comparación con los $ 7.140 millones en 2005, debido a mayores gastos operativos Dicha disminución refleja principalmente un aumento de $ 1.033 (46%) en la depreciación del activo fijo, debida principalmente a una mayor alícuota de amortización como resultado de la disminución de nuestras reservas probadas y por los motivos explicados seguidamente, así como al incremento en los activos ocasionado por un aumento significativo de nuestras obligaciones relativas al abandono de pozos a principios del ejercicio. Los honorarios por contrataciones de obras y servicios de reparación y mantenimiento también aumentaron debido a los mayores costos de servicios prestados, lo que resultó de la renegociación de algunos de nuestros contratos de servicios, de acuerdo con aumentos registrados en toda la industria para el costo de dichos contratos en la Argentina. Adicionalmente, el volumen de gas natural importado de terceros para cumplir compromisos de venta adquiridos con anterioridad aumentó el 7%, mientras que el precio promedio de dichas compras aumentó el 44%.
La producción de petróleo durante 2006 disminuyó el 6% a 345 mil barriles diarios, en comparación con los 367 mil barriles diarios en 2005, mientras que la producción de gas natural en 2006 disminuyó el 2,3% a 1.784 millones de pies cúbicos por día, en comparación con los 1.827 millones de pies cúbicos por día en 2005, lo que ocurrió en ambos casos, principalmente, como consecuencia de una disminución de la producción debida a la declinación natural de la producción, atribuible a la madurez general de nuestros yacimientos, así como a una huelga laboral ocurrida en nuestras instalaciones de producción en el sur de la Argentina durante los primeros meses de 2006.
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2006 fueron de $ 20. 801 millones, el 14,4% más que las ventas netas de $ 18.178 registradas en 2005, lo que resultó principalmente por el aumento en el volumen de gas oil y naftas vendidos en el mercado interno, de 11,5% y 21%, respectivamente, en 2006 en comparación con el ejercicio anterior los aumentos en los volúmenes de gas oil y naftas vendidos en el mercado interno fueron reforzados por aumentos en los precios internos promedio del gas oil y las naftas, aproximadamente del 3% y 1% respectivamente, en 2006 en comparación con 2005 Asimismo, los volúmenes de gas oil y naftas vendidos en el mercado internacional disminuyeron en el 54% y 29% respectivamente, como resultado de la necesidad de satisfacer el aumento de la demanda en el mercado interno, Esta disminución fue parcialmente compensada por los aumentos en los precios internacionales de todos los productos refinados y por el aumento en el volumen y precio de fuel oil exportado.
La utilidad operativa fue de $ 258 millones en 2006, lo que representa una disminución de 86,4%, en comparación con $ 1.900 millones en 2005 Esta disminución se debió principalmente a los mayores precios de petróleo crudo, que representaron más del 90% de los costos operativos del segmento. El segmento registró un 28% de aumento en el precio promedio del petróleo crudo comprado a la unidad de negocio de Exploración y producción, y el 21% de aumento en el precio promedio del petróleo crudo comprado a terceros. El costo de refinación por barril fue de $ 9,3 en 2006 en comparación con $ 7,6 en 2005
La producción de nuestras refinerías en 2006, incluido el 50% de la producción de Refinor (somos propietarios del 50% de Refinor), alcanzó los 332.000 barriles diarios, lo que representa una tasa de utilización del 93,5% de la capacidad de procesamiento existente de 345.600 barriles diarios.
Química
Las ventas netas en 2006 aumentaron el 34,3% a $ 3,048 millones, en comparación con $ 2 269 millones en 2005.
La utilidad operativa en 2006 fue de $ 572 millones, el 5,5% de aumento en comparación con los $ 542 millones en 2005, lo que resulta principalmente del aumento en los precios internos e internacionales del metanol, que en promedio aumentaron el 42%, lo que compensa ampliamente la disminución en los volúmenes de venta como consecuencia de los significativos aumentos en los precios de las materias primas (principalmente nafta virgen) y las limitaciones a los incrementos de precios correspondientes a las ventas en el mercado interno de la urea en la segunda mitad de 2006.
Administración Central y otros
En el ejercicio 2006, se registró una pérdida operativa de $ 540 millones, 20% superiores a la del ejercicio anterior, siendo las principales causas mayores gastos administrativos compensados parcialmente con la ganancia operativa de A - Evangelista S A.
AÑO 2008
Producción de Petróleo y Gas Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
2008 comparado con 2007
La Sociedad
Las ventas netas en 2008 fueron de $ 34.875 millones, lo que representa un aumento del 19,8% en comparación con la suma de $ 29 104 millones en 2007. Este aumento se debió principalmente al incremento en los precios promedio obtenidos por la Sociedad en el mercado interno para el gas oil y naftas También se produjeron importantes incrementos de precios en otros productos corno los combustibles de usó aeronáutico, tanto para el mercado local como para el mercado externo, lo cual fue compensando parcialmente en el caso de las ventas al exterior, con el aumento registrado en las retenciones a las exportaciones por la entrada en vigencia de la Resol 394/07, que en el caso de los productos refinados y petroquímicos se vieron incrementadas en aprox. $ 2.470 millones en el año 2008 respecto al año anterior.
Como resultado de ello, nuestras ventas domésticas aumentaron un 33,5% hasta la suma de $ 27.647 en 2008, en comparación con la suma de $ 20.704 millones en 2007 Las exportaciones disminuyeron un 13,9% hasta $ 7.228 millones en 2008, respecto de los $ 8.400 millones en 2007, debido principalmente a la disminución en los volúmenes de exportación de gas natural, petróleo crudo y naftas, lo cual fue sólo parcialmente compensado por el aumento en el precio internacional de los combustibles Nuestras exportaciones en ambos periodos se realizaron principalmente a los Estados Unidos, Brasil y Chile.
El costo de ventas en 2008 fue de $24 013 millones, en comparación con los $19 000 millones en 2007, lo que representa un aumento del 26,4%, que se debió en parte al aumento del 21% en el volumen total de petróleo crudo comprado a terceros, lo cual fue necesario para compensar nuestra menor producción de petróleo crudo, dada la declinación natural de nuestros campos y las huelgas de trabajadores que afectaron las operaciones de la Sociedad en la región sur de la Argentina. Estas mayores compras de crudo han permitido mantener nuestras refinerías en un régimen de operación alto a través del cual podemos obtener una producción de refinados tendiente a satisfacer en la mayor medida posible con dicho esfuerzo la creciente demanda local de dichos productos.
De esta manera, los mayores volúmenes de compras de petróleo crudo han afectado de forma negativa nuestros márgenes dado que a partir del reemplazo de producción propia por producción de terceros perdemos el margen ganado por nuestras actividades de producción. Adicionalmente, la depreciación del activo fijo aumentó aproximadamente un 15,4%, principalmente como resultado de un aumento en el valor del activo sujeto a amortización como consecuencia de los siguientes factores: (i) mayores costas por obligaciones de abandono de pozos registrados al cierre del primer semestre del presente ejercicio 2008, en función a nuevas estimaciones realizadas a dicha fecha en base a nueva información disponible respecto a los costos futuros asociados a dichas actividades, de acuerdo a la normativa contable vigente, y posteriormente sometidos a amortización durante el segundo semestre del año 2008 de acuerdo al método de unidades de producción, y (ii) mayores inversiones sujetas a amortización durante el año 2008 y con relación al año 2007.
Los sueldos y cargas sociales, costos de mantenimiento, servicios contratados y algunos otros costos de producción también aumentaron, impulsados principalmente por la inflación y la renegociación de algunos contratos laborales y de servicios.
Los gastos de comercialización en 2008 ascendieron a $ 2.460 millones, comparados con $ 2.120 millones en 2007, lo que representa un aumento del 16 %
La utilidad operativa en 2008 fue de $ 6 665 millones, en comparación con los $ 6.657 millones en 2007, lo que representa un leve aumento del 0,1%
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron del 19,1% y 22,9% en 2008 y 2007, respectivamente
El rubro Otros Egresos netos, disminuyó a $ 376 millones en 2008, con respecto a los $ 439 millones en 2007, entre otros como resultado de una disminución en las previsiones para juicios, lo cual fue parcialmente compensado con mayores cargos provenientes de ciertas obligaciones relacionadas con el medio ambiente considerando nueva información disponible durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008
Los resultados financieros y por tenencia correspondientes al año 2008 fueron negativos en $ 174 millones, cuando en el ejercicio anterior hablan sido positivos en $ 518 millones. Esta importante variación se produjo como consecuencia de menores intereses ganados por menores colocaciones financieras, mayores intereses pagados por financiamiento de terceros y mayores diferencias de cambio negativas provocadas por la devaluación del peso respecto al dólar
El cargo por impuesto a las ganancias en 2008 disminuyó 7,3% a $ 2.558 millones, respecto de los $ 2.758 millones en 2007 Las tasas impositivas efectivas en 2008 y en 2007 fueron de 41,27% y 40,30%, respectivamente, en comparación con la tasa de impuesto a las ganancias vigente del 35%, debido fundamentalmente a los resultados negativos de nuestra sociedad controlada YPF Holdings Inc durante los ejercicios 2007 y 2008, y por la cual la Sociedad no reconoce un activo por impuesto diferido atento a la evaluación de recuperabilidad del mismo, como asimismo a ciertas pérdidas contables cuya deducción no es permitida ¡m positivamente, tal como se detalla en la nata 3 j) a los estados contables básicos, siendo la principal la reexpresión en moneda constante de los bienes de uso.
La utilidad neta para el ejercicio 2008 fue de $ 3.640 millones, en comparación con $ 4.086 millones en 2007, lo que representa una disminución del 10,9% Esta disminución se debió principalmente a la marcada disminución en los resultados financieros netos mencionados precedentemente
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2008 ascendieron a $ 17.618 millones, lo que representa una disminución del 2,5% respecto de los $18 068 millones correspondientes al año 2007 Las ventas al negocio de Refino y Marketing, que esencialmente consistieron en ventas de petróleo crudo, disminuyeron en $ 1.393 millones en 2008, debido a la disminución del 6,3% en los volúmenes transferidos, en razón de la menor producción de crudo registrada como consecuencia de las huelgas de trabajadores antes mencionadas y a la declinación natural de nuestros campos, como asimismo por la disminución del precio interno promedio del año de las transferencias entre segmentos de negocio y con respecto al promedio del año anterior.
Lo mencionado anteriormente fue parcialmente compensado con el incremento en el precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno (aproximadamente un 38% en promedio), principalmente como resultado de una recomposición de precios en los segmentos industrial y de centrales térmicas durante el año 2008.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó el 41,6% hasta $ 3.315 millones en 2008 en comparación con los $ 5.679 millones registrados en 2007, debido a la disminución de las ventas de petróleo crudo, según se explica anteriormente, y a los mayores gastos operativos los gastos operativos aumentaron el 15,4% debido fundamentalmente a aumentos significativos en los trabajos y servicios contratados, de acuerdo con los aumentos de costos ocurridos en la Argentina y en la industria petrolera internacional, especialmente a consecuencia de los elevados precios alcanzados por el WTI durante una parte significativa del año, con el consecuente efecto en la demanda de los servicios vinculadas a la actividad petrolera.
Adicionalmente, registramos un aumento de $ 495 millones durante el año 2008 (lo que representa un incremento del 13,7% respecto al año 2007) en el cargo correspondiente a la depreciación del activo fijo, principalmente a causa del aumento en los activos sujetos a amortización, tanto por nuevas inversiones como asimismo los relacionados con la actualización de las obligaciones de abandono de pozos efectuada al 30 de junio de 2008, y según se menciona precedentemente.
Cabe mencionar también que los gastos exploratorios se han incrementado en $ 162 millones respecto al año 2007, principalmente como consecuencia de la mayor actividad de perforación en la región oeste de Argentina y en la cuenca marina del golfo San Jorge, que si bien resultaron negativas en 2008, dieron cumplimiento al compromiso de la Sociedad en materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina.
La producción promedio de petróleo en 2008 disminuyó el 4,9% hasta 313 mil barriles diarios, desde 329 mil barriles diarios en el mismo período en 2007 La producción de gas natural en 2008 disminuyó el 4,7% hasta 1 658 millones de pies cúbicos por día desde 1.740 millones de pies cúbicos por día en el mismo periodo en 2007. Dichas declinaciones fueron fundamentalmente consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos, como asimismo a las huelgas de trabajadores que afectaron las operaciones de la Sociedad en la región sur de la Argentina.
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2008 fueron de $ 28.017 millones, lo que representa un aumento del 15,4% con respecto a $ 24.278 millones en ventas netas registradas en 2007. Dicho aumento se debe principalmente a los aumentos en los precios promedio del gas oil y las naftas en el mercado interno, siendo estos los dos productos principales del segmento, así como también a un incremento de los volúmenes vendidos de naftas.
Los volúmenes de gas oil destinados al mercado interno por la Sociedad durante el 2008 en comparación con el año 2007 se mantuvieron estables, mientras que los volúmenes de naftas aumentaron aproximadamente el 13,5% .No obstante las incrementos antes mencionados, los precios locales de los productos que comercializa la Sociedad permanecieron en promedio durante el año aún por debajo de los precios internacionales para los productos hidrocarburíferos. Adicionalmente, los incrementos mencionados en precios y volúmenes fueron compensados parcialmente con una disminución del 31 % en el volumen de naftas exportadas, el principal producto del segmento vendido al mercado internacional
La utilidad operativa aumentó a $ 3.089 millones en 2008, con respecto a los $ 1234 millones del mismo periodo en 2007. Dicho incremento se debió a los aumentos en los precios del gas oil y en los precios y volúmenes de las naftas en el mercado interno, que se mencionaran precedentemente. En cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró una disminución de aproximadamente 6% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, a partir de la consideración en su determinación, entre otros efectos, la vigencia durante el año 2008 del nuevo régimen de retenciones a las exportaciones establecido por la Resolución 394/07, según se menciona precedentemente.
Adicionalmente, se registró un aumento del 17% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los
mayores costos de contratos de servicios, como resultado de la renegociación de algunos contratos de servicios teniendo en cuenta los incrementos de costos generales en la economía, como así también el incremento las compras de petróleo crudo a terceros para satisfacer el mantenimiento del alto nivel de producción diaria de nuestras refinerías, el cual refleja un precio diferencial mayor respecto al precio de transferencia interno, como consecuencia fundamental de la diferente calidad de dicho petróleo crudo. El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el periodo, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de barriles procesados en el período, fue de $ 12,7 en 2008, en comparación con $ 10,7 en 2007.
Adicionalmente, los resultados del segmento se han visto afectados por el nuevo régimen de retenciones a las exportaciones establecido por la Resolución 394/07, y según se menciona en apartados precedentes, todo ello a partir de su sanción a mediados del mes de noviembre de 2007. La producción diaria promedio de nuestras refinerías en 2008, considerando asimismo la producción procesada por Refinería del Norte S A ("Refinor"), sociedad bajo control conjunto, alcanzó a 328 mil barriles, lo que representa una leve disminución de 1,8% sobre los 334 mil barriles por día respecto de los procesados en 2007.
Química
Las ventas netas en 2008 aumentaron el 13,5% a $3 923 millones con respecto a los $3.455 millones, correspondiente al 2007. Dicho incremento se atribuye principalmente al aumento en los precios de ventas en el mercado interno, especialmente en la línea de fertilizantes. En el mercado externo, las ventas netas disminuyeron en 2008, ya que el aumento del 12% en el precio promedio de los productos petroquímicos exportados no llegó a compensar la disminución del 23% en el volumen de los productos destinados a dicho mercado. En este sentido, cabe mencionar también que con la vigencia del nuevo régimen de retenciones a las exportaciones establecido por la Resolución 394/07, las mismas se han incrementado en aproximadamente $ 270 millones para las ventas al exterior de productos de petroquímica básica efectuadas por YPF durante 2008 y con respecto a las registradas en 2007.
La utilidad operativa de este segmento se incrementó un 135,8% hasta los $1.178 millones en 2008 con respecto a los $ 500 millones obtenidos en 2007, lo cual se explica fundamentalmente por los mejores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo Industrial Ensenada, y por los mejores resultados obtenidos por nuestra participación en Profértil S A en comparación con el año 2007, debido esto último fundamentalmente a los mayores volúmenes de urea y otros fertilizantes vendidos por esta compañía en el mercado local y a los mejores precios obtenidos por estos productos, tanto en el mercado local como en el externo.
Administración central y otros
En el ejercicio 2008, las gastos operativos administrativos y otros alcanzaron los $ 815 millones, 31,5% superiores a la del ejercicio anterior, siendo las principales causas los mayores sueldos y cargas sociales, honorarios y retribuciones por servicios, y gastos de publicidad y propaganda.
AÑO 2009
Producción de Petróleo y Gas Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007.
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.
2009 Comparado con 2008
La Sociedad
Las ventas netas en 2009 fueron de $ 34.320 millones, lo que representa una disminución del 1,6% en comparación con la suma de $ 34.875 millones en 2008. Esta disminución se debió principalmente a la caída en los precios y volúmenes de productos exportados, motivada por la tendencia negativa que ha afectado a la actividad económica internacional desde la segunda mitad del año 2008, como así también por el menor volumen vendido de gas oil en el mercado interno a partir de la menor demanda que se verificó durante el año 2009 y en relación al año 2008.
Como se menciona precedentemente, los precios de los commodities se vieron fuertemente afectados, siendo un claro ejemplo la cotización del crudo WTI que cayó aproximadamente un 38% en su promedio del año 2009 respecto al año anterior. Esta situación impulsó también la baja de los precios de ciertos productos comercializados en el mercado interno, como el Gas Licuado de Petróleo ("GLP"), combustible de aviación y ciertos petroquímicos, que se rigen por marcadores de precios internacionales.
Adicionalmente se observó también una baja en la demanda de fertilizantes comercializados en el mercado interno, especialmente durante el primer semestre de 2009. Todo esto fue parcialmente compensado por los mayores precios promedio obtenidos por la Sociedad en las naftas y gas oil vendidos en el mercado interno, por tos mayores volúmenes de naftas vendidos en el mercado antes mencionado, así como también por el ingreso devengado correspondiente al incentivo del Programa Petróleo Plus implementado por la Administración Nacional, para lo cual se han realizado los esfuerzos exigidos por el programa antes mencionado que permitieron continuar con nuestro compromiso asociado a satisfacer los requerimientos de la demanda.
El costo de ventas en 2009 fue de $ 23.177 millones, en comparación con los $ 24.013 millones en 2008, lo que representa una disminución del 3,5%, que se debió en su mayor parte a una disminución en el monto de las compras efectuadas, especialmente de gas oil a partir de la menor demanda antes mencionada, y de crudo, debido en este último caso a que las mismas se habían incrementado en segundo trimestre de 2008 con motivo de las huelgas de trabajadores que habían tenido lugar en la región sur de la Argentina en ese periodo, afectando en consecuencia los márgenes de la Sociedad, a diferencia de lo ocurrido cuando se volvieron a producir este tipo de conflictos durante el tercer trimestre de este año, momento en el cual la disminución de producción prácticamente fue cubierta con el consumo del inventario propio. También disminuyeron las compras de fertilizantes, debido a la importante caída en la demanda de estos productos según se menciona en párrafo precedente, y las compras de gas oil, las que habían sido necesarias en 2008 para satisfacer la demanda local de este producto
Los gastos de administración en 2009 muestran un incremento de $ 49 millones, lo cual se encuentra atomizado en prácticamente la totalidad de los componentes de dicho gasto, no obstante destacarse los incrementos en costos vinculados a depreciación de bienes de uso y sueldos y cargas sociales.
Los gastos de comercialización en 2009 ascendieron a $ 2.490 millones, comparados con $ 2.460 millones en 2008, lo que representa un aumento del 1,2%, habiendo manifestado un comportamiento similar a los gastos de administración, en cuanto al incremento atomizado en prácticamente todos sus componentes, según se menciona previamente, destacándose no obstante el incremento en los costos relacionados con contrataciones de servicios y gastos de reparación y mantenimiento, lo cual incluye la adecuación de las estaciones de servicio para la comercialización del nuevo Euro Diesel (gas oil con bajo contenido de azufre).
La utilidad operativa en 2009 fue de $ 6.999 millones, en comparación con los $ 6.665 millones en 2008, lo que representa un incremento de aproximadamente 5,0%, lo cual es producto principalmente de las causas mencionadas previamente.
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron del 20,4% y 19,1 % en 2009 y 2008, respectivamente,
El rubro Otros Ingresos (Egresos) netos, presentó una variación positiva de $ 535 millones respecto al mismo periodo de 2008, entre otros como resultado de menores cargos provenientes de ciertas obligaciones relacionadas con el medio ambiente de nuestra sociedad controlada YPF Holdings Inc., teniendo en cuenta fundamentalmente que durante el año 2008 dicha sociedad firmó un acuerdo de remediación de un área del Río Passaic, en función de ciertas obligaciones pasadas y según se menciona en la nota 3 a los estados contables consolidados, a recuperos de cargos oportunamente previsionados vinculados a ciertos reclamos en razón del cambio de probabilidad de las mismas y teniendo en cuenta la evolución legal de las causas, al reconocimiento de ingresos vinculados a seguros que permitieron recuperar, al menos parcialmente, ciertas pérdidas operativas provocadas por factores exógenos a la Sociedad, como así también a ingresos por recuperos vinculados a siniestros de nuestra sociedad controlada Profértil S A
Los resultados financieros y por tenencia correspondientes al año 2009 fueron negativos en $ 1.242 millones, en comparación con los $ 174 millones negativos correspondientes al año 2008. Esta importante variación se produjo fundamentalmente como consecuencia de mayores intereses pagados por el mayor financiamiento tomado con terceros, al menor resultado por tenencia de los bienes de cambio durante el año 2009 versus el año 2008, fundamentalmente a partir del menor incremento de costos expresados en pesos durante el año 2009 versus lo sucedido en el año anterior , a lo cual también debe sumarse, y en menor medida, el efecto de las mayores diferencias de cambio negativas provocadas por la devaluación del peso respecto al dólar y dada la posición financiera de la Sociedad en dicha moneda en cada ejercicio.
El cargo por impuesto a las ganancias en 2009 disminuyó a $ 2.408 millones, respecto de los $ 2.558 millones correspondientes al año 2008, motivado fundamentalmente como consecuencia del menor resultado antes de impuesto en razón de las causas mencionadas en párrafos anteriores.
En base a lo anterior, la utilidad neta correspondiente al año 2009 fue de $ 3.486 millones, en comparación con $ 3.640 millones para el año 2008, lo que representa una disminución del 4,2%.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2009 ascendieron a $ 19.981 millones, lo que representa un aumento del 13,4% respecto de los $ 17.618 millones correspondientes al año 2008 Las ventas intersegmento, que fundamentalmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaran en $ 1.810 millones en 2009, debido al incremento de aproximadamente un 19% (1% si se lo mide en dólares) del precio interno promedio del ario de las transferencias entre segmentos de negocio, lo cual fue sólo levemente compensado por la disminución del 1,7% en los volúmenes transferidos, todo ello con respecto al promedio correspondiente al año anterior.
Estos efectos positivos a su vez se vieron potenciados por el ingreso devengado correspondiente al incentivo Petróleo Plus implementado por la Administración Nacional, tal como fue mencionado anteriormente. Con respecto al precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno, el mismo no sufrió modificación de consideración en su promedio del año 2009 respecto al promedio del año anterior, dado que si bien se observó una recomposición de precios en los segmentos industrial y de centrales térmicas durante el año, el mismo se vio compensado por una importante baja en el precio del gas vendido a nuestra compañía participada MEGA, el cual se rige por parámetros internacionales cuya evolución a la baja fue similar a la experimentada por el WTI. En materia de exportaciones de gas, los volúmenes exportados continuaron siendo bajos debido a las limitaciones impuestas a la Sociedad, y no experimentaron variaciones significativas respecto al año anterior, al igual que el monto de las retenciones sufridas.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción se incrementó un 62% hasta $ 5.379 millones en 2009 en comparación con los $ 3.315 millones registrados en 2008, debido al aumento de las ventas de petróleo crudo y al devengamiento del ingreso por el incentivo Petróleo Plus, según se explica anteriormente, lo cual fue compensado por un leve incremento en los gastos operativos Los gastos operativos aumentaron un 2,1% debido fundamentalmente a aumentos en los trabajos y servicios contratados, de acuerdo con los aumentos de costos ocurridos, así como también por un incremento de $ 121 en las regalías de crudo, debido al mayor precio en boca de pozo utilizado para el cálculo de las mismas.
Cabe mencionar también que los gastos exploratorios han disminuido en $ 132 millones respecto al año 2008, principalmente como consecuencia de que las perforaciones improductivas ocurridas en 2008 en la región oeste de Argentina y en la cuenca marina del golfo San Jorge, fueron mayores a las llevadas a cabo en 2009 en la cuenca última antes mencionada y en la cuenca Austral, todo ello a partir del cumplimiento por la Sociedad de su compromiso en materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina.
La producción promedio de petróleo en 2009 disminuyó el 3,5% hasta aproximadamente 302 mil barriles diarios, desde aproximadamente 313 mil barriles diarios en el mismo periodo en 2008. La producción de gas natural en 2009 disminuyó el 11,2% hasta 1.470 millones de pies cúbicos por día desde 1.655 millones de pies cúbicos por día en el mismo periodo en 2008 Dichas declinaciones fueron fundamentalmente consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos, como asimismo a la disminución en la demanda por parte de usinas e industrias, en el caso del gas natural.
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2009 fueron de $ 27.562 millones, lo que representa una disminución del 1,6% con respecto a $ 28.017 millones en ventas netas registradas en 2008. Dicha disminución se explica fundamentalmente como fruto de dos efectos contrapuestos. Por una parte, la marcada disminución de los precios internacionales que afectó a toda la canasta de productos exportados, a lo cual se suma la disminución en los volúmenes de naftas comercializados en el mercado externo, y a los menores volúmenes de gas oil comercializados en el mercado interno, compensado esto último a partir de menores compras, todo ello como consecuencia de la menor demanda que se verificó durante el año 2009 y según se menciona en párrafos precedentes.
Estos efectos negativos se vieron compensados, aunque no en su totalidad por los aumentos en los precios promedio del gas oil y las naftas en el mercado interno, siendo estos los dos productos principales del segmento, así como también a un incremento del 10,7% de los volúmenes vendidos de naftas. No obstante los incrementos antes mencionados, los precios locales de los productos que comercializa la Sociedad permanecieron aún por debajo de los precios internacionales para los productos hidrocarburíferos. Cabe destacar sin embargo, que en el mercado interno también se registraron disminuciones en los precios de aquellos productos que se rigen por marcadores de precios internacionales, como el combustible de aviación y el gas licuado de petróleo
La utilidad operativa disminuyó a $ 1.896 millones en 2009, con respecto a los $ 3.089 millones del mismo periodo en 2008. Dicha disminución se debió principalmente a las disminuciones en los precios internacionales, que se mencionaran precedentemente. En cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró un aumento de aproximadamente 19% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, fundamentalmente como consecuencia de la devaluación sufrida por el peso respecto del dólar, ya que si se mide el precio intersegmento en esta última moneda, el incremento registrado fue menor al 1%.
Adicionalmente, se registró un aumento del 17% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de los consumos de energía eléctrica, vapor y otros suministros, de las contrataciones de obras y servicios, así como también a causa de las mayores amortizaciones registradas por el mayor valor de los activos puestos en operación. El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de barriles procesados en el periodo, fue de $ 14,8 en 2009, en comparación con $ 12,7 en 2008.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en 2009, considerando asimismo la producción procesada por Refinería del Norte S A. ("Refinor"), sociedad bajo control conjunto, alcanzó a 310 mil barriles, lo que representa una disminución de 5,4% sobre los 328 mil barriles por día respecto de los procesados en 2008, a partir fundamentalmente de paros programados para reparaciones en nuestras refinerías, como así también a factores exógenos que han afectado la operación de las mismas.
Química
Las ventas netas en 2009 disminuyeron el 22,6% a $ 3.037 millones con respecto a los $ 3.923 millones, correspondiente a 2008. Dicha disminución se atribuye principalmente a la baja en los precios de ventas en el mercado interno, especialmente en las líneas de metanol y fertilizantes. En el mercado externo, las ventas netas disminuyeron en 2009, tanto en volúmenes, especialmente de metanol, como fundamentalmente en el precio promedio de los productos petroquímicos exportados como consecuencia de la baja en los precios internacionales de referencia que se observó en 2009 y con respecto a los observados en 2008, de manera similar a lo comentado al respecto en los otros segmentos de negocios.
La utilidad operativa de este segmento disminuyó un 52,5% hasta los $ 559 millones en 2009 con respecto a los $ 1.178 millones obtenidos en 2008, lo cual se explica fundamentalmente por los menores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo Industrial Ensenada, y por los menores resultados obtenidos por nuestra participación en Profértil S.A. en comparación con el año 2008, debido esto último fundamentalmente a los menores volúmenes de urea y otros fertilizantes vendidos por esta compañía en el mercado local y a los menores precios obtenidos por estos productos, tanto en el mercado local como en el externo.
Administración central y otros
En el ejercicio 2009, las pérdidas operativas por gastos administrativos y otros alcanzaron los $ 820 millones, apenas un 0,6% superiores a la del ejercicio anterior, siendo las principales causas los mayores sueldos y cargas sociales y depreciaciones de activos fijos, compensados parcialmente con una ganancia operativa levemente mayor obtenida por nuestra sociedad controlada A- Evangelista S. A, la cual es imputada a este segmento.
PRODUCCION
Características de la Sociedad
Los precios promedios correspondientes a la cotización del crudo WTI fueron US$ 79,48, US$ 61,81 y US$ 99,67 en 2010, 2009 y 2008, respectivamente. No obstante las variaciones en las cotizaciones antes mencionadas, y como consecuencia de la Resolución del Ministerio de Economía y Producción Nº 394/07 vigente a partir de noviembre de 2007, que estableció un nuevo régimen de retenciones a las exportaciones para ciertos productos hidrocarburíferos, los efectos resultantes de las mismas se han visto limitados durante los años 2008, 2009 y 2010 como consecuencia del tope respecto a los valores que cada empresa puede obtener por la comercialización externa de hidrocarburos, resultando en consecuencia los mismos del producto de las negociaciones acordadas entre productores y refinadores en el mercado interno.
Durante 2010 las operaciones de YPF continuaron reportadas
de acuerdo a las siguientes Unidades de Negocios:
• Exploración y Producción: exploración y producción,
incluyendo las
compras de gas, compras de petróleo crudo derivadas de contratos de
servicios y concesiones, así como las ventas de petróleo crudo intersegmento
y gas natural y sus derivados y generación eléctrica.
• Refino y Marketing: refinación, transporte, compra y
comercialización de
petróleo crudo a terceros y productos destilados.
• Química: las operaciones petroquímicas.
• Administración Central y otros: los gastos y activos de
la administración
central y las actividades de construcción.
Desde 1999, somos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en todo el mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionarlo desde el año 2000 hasta el año 2008, cuando Petersen Energía adquirió en diferentes momentos acciones que representan el 15.46% de nuestro capital social. Asimismo, Repsol YPF otorgó opciones a favor de ciertas afiliadas de Petersen Energía para adquirir hasta un 10% adicional de nuestro capital social en circulación.
Esta opción vence el 21 de febrero de 2012. Adicionalmente
a lo mencionado precedentemente, recientemente Repsol YPF efectuó operaciones de
ventas a terceros de acciones de nuestra Sociedad por lo que a la fecha de
emisión de estos estados contables la participación de dicha sociedad en YPF
asciende a 79,81% de nuestro capital social.
Producción de Petróleo y Gas
Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008:
| Producción de petróleo, condensado y
líquidos
|
Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de |
||
(millones de barriles)
|
|||
| 2010 | 2009 | 2008 | |
| 107 | 111 | 115 | |
| Producción de gas natural | Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de |
||
| 2010 | 2009 | 2008 | |
| (miles de millones de pies cúbicos) | |||
| 491 | 533 | 607 | |
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como
porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados:
| Producción de gas natural | |||
| (miles de millones de pies cúbicos) | |||
| 491 | 533 | 607 | |
| Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de |
|||
| 2010 | 2009 | 2008 | |
|
% sobre ventas netas |
|||
| Ventas netas | 100,0 | 100,0 | 100,0 |
| Costo de ventas | (67,7) | (67,5) | (68,9) |
| Utilidad bruta | 32,3 | 32,5 | 31,1 |
| Gastos administrativos | (3,2) | (3,2) | (3,0) |
| Gastos de comercialización | (6,8) | (7,3) | (7,1) |
| Gastos de exploración | (0,8) | (1,6) | (2,0) |
| Utilidad operativa | 21,5 | 20,4 | (2,0) |
Las ventas netas en 2010 fueron de $ 44.162 millones, lo
que representa un aumento del 28,7% en comparación con la suma de $ 34.320
millones en 2009. Este aumento se debió entre otros al incremento en los mayores
volúmenes vendidos en las líneas premium de naftas y gasoil (nafta N-Premium y
Eurodiesel), a la adecuación de los precios promedio obtenidos por la Sociedad
en el mercado interno para el gas oil y las naftas, como así también como
consecuencia de la recuperación en el precio del WTI (alrededor del 29% en su
promedio del año 2010 respecto al año anterior), lo cual es recogido por los
precios de ciertos productos vendidos en el mercado doméstico, tales como
el LPG, combustible de aviación y algunos petroquímicos.
Durante el año 2010 la Sociedad continuó con los esfuerzos
exigidos por el Programa Petróleo Plus implementado por la Administración
Nacional, que permitieron reforzar nuestro compromiso asociado a explotar y
desarrollar los recursos energéticos disponibles que permitan satisfacer los
requerimientos de la demanda doméstica de combustibles, todo lo cual dio lugar a
la registración del incentivo asociado al mismo en los años bajo análisis.
El costo de ventas en 2010 fue de $ 29.899 millones, en comparación con los $ 23.177 millones en 2009, lo que representa un aumento del 29,0%. Este incremento se debió, por una parte, al aumento en el importe de las compras de crudo a otros productores, el cual se debió principalmente a los mayores precios pagados (25% medidos en pesos) teniendo en cuenta que los mismos son fijados en dólares, con el consecuente efecto de la devaluación, como asimismo a raíz de los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, habiendo sido los volúmenes adquiridos muy similares a los registrados en 2009. Por otra parte, también se realizaron mayores importaciones de gas oil de bajo contenido de azufre destinado a la elaboración de nuestro gas oil premium, de naftas y de fertilizantes, todo ello para cumplir con los mayores volúmenes demandados de estos productos en el mercado local y permitir asimismo cumplir con los requerimientos regulatorios vigentes en la materia.
Cabe destacar también que en 2010 se efectuaron compras de
biocombustibles (biodiesel y bioetanol) para incorporar a nuestros combustibles
líquidos, en cumplimiento de las disposiciones que entraron en vigencia al
respecto. En cuanto a los gastos de producción, cabe mencionar que se registró
un incremento en las regalías de crudo, por una mayor valorización en boca de
pozo de los volúmenes producidos, relacionada con el incremento de los precios
según se menciona previamente, como así también se han registrado incrementos en
las tarifas pagadas por contrataciones de obras y servicios, incrementos en
costos salariales, en el cargo por amortizaciones, todo lo cual afecta el costo
de producción del crudo, como así también en cargos vinculados a compromisos
contractuales.
Los gastos exploratorios registrados en resultados en
2010, ascendieron a $ 344 millones. Los mismos fueron inferiores en relación a
los registrados el año anterior, fundamentalmente por la imputación a resultados
durante 2009 de las erogaciones correspondientes a la campaña en la cuenca del
Golfo San Jorge Marina y que se iniciara durante el año 2008, circunstancia que
tuvo un impacto superior, en términos negativos, que los registrados por la
actividad exploratoria durante el año 2010 en la cuenca Neuquina y Noroeste. No
obstante lo mencionado precedente m ente, la actividad exploratoria continuó
siendo uno de los objetivos estratégicos de la Sociedad, habiéndose erogado
durante 2010 aproximadamente 610 millones de pesos.
Los gastos de administración correspondientes a 2010
presentan un aumento de $ 327 millones (29,7%) frente al año anterior,
fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal, ocasionados
principalmente por la centralización en sectores
corporativos de funciones que anteriormente se realizaban en las distintas
unidades de negocios y a los ajustes salariales, como así también debido a
mayores cargos por honorarios y retribuciones por servicios, especialmente
vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de
software, y a mayores cargos por publicidad, todo ello consecuentemente con los
incrementos de precios generales en la economía y a partir, entre otros, de la
evolución de crecimiento de la misma.
Los gastos de comercialización en 2010 ascendieron a $
3.015 millones, comparados con $ 2.490 millones en 2009, lo que representa un
incremento del 21,1%, motivado fundamentalmente por mayores cargos por
transporte de productos, vinculado principalmente a las mayores ventas de
combustibles en el mercado interno y externo, según se menciona precedentemente,
como así también al incremento en las tarifas correspondientes a partir del
incremento de precios generales en la economía tal como se menciona en el
párrafo precedente.
Los efectos mencionados determinaron que la utilidad operativa en 2010 alcance los $ 9.475 millones, en comparación con los $ 6.999 millones correspondientes al año 2009. Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron del 21,5% y 20,4% en 2010 y 2009, respectivamente. Los resultados financieros y por tenencia correspondientes al año 2010 fueron negativos en $ 379 millones, en comparación con los $ 1.242 millones negativos correspondientes al año 2009.
Esta variación se produjo fundamentalmente como
consecuencia de los resultados por tenencia de bienes de cambio positivos
durante el año
2010 y frente a los resultados levemente negativos que se produjeran en 2009,
todo ello
sobre la base de los mayores costos de producción que impactan en el valor de
los stocks
(y consecuentemente luego en el costo de ventas) de la Sociedad, como así
también a las
menores diferencias de cambio negativas provocadas por la menor devaluación del
peso
respecto al dólar durante el año 2010 en comparación con el año 2009, teniendo
en cuenta
la posición financiera neta pasiva de la Sociedad en dicha moneda.
El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al año 2010 aumentó a $3.230 millones, respecto de los $ 2.218 millones correspondientes al año 2009, motivado como consecuencia del mayor resultado antes de impuesto en razón de las causas mencionadas en párrafos anteriores.
La registración del pasivo por impuesto diferido
originado en el ajuste por inflación, la cual ha provocado la modificación de
los saldos
iniciales según se menciona en la Nota 1.b a los estados contables básicos de
YPF,
determina que la tasa efectiva de impuesto a las ganancias (impuesto a las
ganancias
dividido el resultado antes de impuesto a las ganancias) se aproxime a la tasa
nominal
(35% ), no obstante ser los pagos efectivamente realizados superiores a esta
última a partir
de la imposibilidad legal de deducir impositivamente la amortización
correspondiente al
ajuste por inflación de los bienes de uso.
En base a todo lo anterior, la utilidad neta
correspondiente al año 2010 fue de $ 5. 790 millones, en comparación con $ 3.689 millones para el año 2009, lo que
representa
un aumento del 57,0%.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2010 ascendieron a $ 23.020 millones, lo que representa un aumento del 15,2% respecto de los $ 19.981 millones correspondientes al año 2009. Las ventas intersegmento, que fundamentalmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaron en $ 2.955 millones en 2010, debido al incremento de aproximadamente un 20% (15% si se lo mide en dólares) del precio interno promedio del año de las transferencias entre segmentos de negocio, lo cual fue sólo levemente compensado por la disminución del 2,5% en los volúmenes transferidos, todo ello con respecto al promedio correspondiente al año anterior.
Estos efectos positivos a su vez se vieron potenciados por el ingreso devengado correspondiente al incentivo Petróleo Plus implementado por la Administración Nacional, tal como fue mencionado anteriormente.
Con respecto al precio promedio del gas natural vendido en
el mercado interno, se observa una parcial recomposición de los mismos durante
el año 2010 respecto al año anterior, fundamentalmente en el segmento de usinas
y en algunas industrias en el mercado argentino, especialmente en las ventas a
nuestra compañía participada MEGA, cuyo contrato se rige por la cotización de
parámetros internacionales, que acompañaron la evolución del precio del crudo
WTI comentada anteriormente.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción se incrementó un 15,4% hasta $ 6.210 millones en 2010 en comparación con los $ 5.379 millones registrados en 2009, debido al aumento de las ventas de petróleo crudo, lo cual fue compensado por un incremento en los gastos operativos.
Los gastos operativos aumentaron un 15,1% debido
fundamentalmente a aumentos en los trabajos y servicios contratados, a partir de
los esfuerzos realizados por la Sociedad para incrementar el índice de reemplazo
de reservas (incorporaciones de reservas versus producción) el cual ha alcanzado
valores destacables durante el año 2010 para YPF, como así también a partir de
los aumentos de costos ocurridos en términos generales, al incremento de costos
vinculados a compromisos contractuales teniendo en cuenta los requerimientos de
los acuerdos vigentes y las estimaciones de la Gerencia, y al incremento de $
395 millones en las regalías de crudo,
debido al mayor precio en boca de pozo utilizado para el cálculo de las mismas,
según se menciona precedentemente.
Cabe mencionar también que los gastos exploratorios han
disminuido en $ 208 millones respecto al año 2009, principalmente como
consecuencia de que las perforaciones improductivas ocurridas en 2009 en la
cuenca marina del golfo San Jorge y en la cuenca Austral fueron de un costo
mayor a las llevadas a cabo en 2010 en las cuencas Neuquina y Noroeste de
Argentina. No obstante lo mencionado precedentemente, la actividad exploratoria
desarrollada a partir del compromiso de la Sociedad en materia de búsqueda de
nuevos recursos en la Argentina, continuó siendo uno de sus objetivos
estratégicos, habiéndose erogado durante 2010 aproximadamente 610 millones de
pesos.
La producción promedio de petróleo en 2010 se mantuvo en
niveles similares a los obtenidos en el año 2009, alcanzando los 293 mil
barriles diarios. La producción de gas natural en 2010 disminuyó el 7,8% hasta
1.346 millones de pies cúbicos por día desde 1.460 millones de pies cúbicos por
día en 2009. Esta disminución fue fundamentalmente consecuencia de la
declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica
general de madurez de los mismos, como asimismo a la disminución en la demanda
por parte de usinas, en el caso del gas natural.
Refina y Marketing
Las ventas netas en 2010 fueron de $ 36.794 millones, lo que representa un incremento del 33,5% con respecto a $ 27.562 millones en ventas netas registradas en 2009. Dicho aumento se explica entre otros como fruto del incremento de los volúmenes vendidos en todas las líneas de naftas y gasoil, especialmente de aquellos productos correspondientes a la línea premium (N-Premium y Eurodiesel), como así también de la adecuación de los precios promedio del gas oil y las naftas en el mercado interno, siendo estos los dos productos principales del segmento. No obstante los incrementos antes mencionados, los precios locales de los productos que comercializa la Sociedad permanecieron aún por debajo de los precios internacionales para los productos refinados.
Asimismo cabe destacar, que en el mercado interno también se registraron mejoras en los precios de aquellos productos que se rigen por marcadores de precios internacionales, como el combustible de aviación y el gas licuado de petróleo. La utilidad operativa se incrementó a $ 3.313 millones en 2010, con respecto a los $ 1.896 millones del mismo período en 2009. Dicho aumento se debió entre otros a los incrementos en los volúmenes comercializados en el mercado interno, como así también a la adecuación de precios de los productos comercializados.
En cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan
aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró un aumento
de aproximadamente 20% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a
nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, incremento que reflejó
los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la
evolución del mercado, y teniendo en cuenta las calidades de crudo respectivas,
hecho que también afectó los costos de compra de crudo a terceros de la unidad
bajo análisis.
Adicionalmente, se registró un aumento del 20% en el costo
de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado
precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de los consumos de
energía eléctrica, vapor y otros suministros, de las
contrataciones de obras y servicios, así como también a causa de los incrementos
y ajustes salariales reconocidos a lo largo del presente ejercicio. El costo de
refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento
en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el
número de barriles procesados en el periodo, fue de $ 17,8 en 2010, en
comparación con $ 14,8 en 2009.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en
2010, considerando asimismo los volúmenes procesados por Refinería del Norte
S.A. ("Refinor"), sociedad bajo control conjunto, alcanzó a 304 mil barriles, lo
que representa una leve disminución de 1,9% sobre los 310 mil barriles por di a
procesados en 2009.
Química
Las ventas netas en 2010 aumentaron el 42,1% a $ 4.316
millones con respecto a los $ 3.037 millones, correspondiente a 2009. Dicho
incremento se atribuye principalmente a la mejora en los precios de ventas en el
mercado interno, especialmente en la líneas de
metano! y productos aromáticos, así como también a los mayores volúmenes
comercializados de fertilizantes. Asimismo, otro factor positivo que ha
contribuido al incremento previamente mencionado han sido los mayores volúmenes
y los mayores precios percibidos por las ventas a Refino, de aditivos aromáticos
como tolueno y xileno, utilizados en la elaboración de combustibles
líquidos.
En el mercado externo, las ventas netas aumentaron en
2010, tanto en volúmenes, especialmente de refinado parafínico liviano, como
fundamentalmente en el precio promedio de los productos petroquímicos exportados
como consecuencia de la suba en los precios internacionales de referencia que se
observó en 2010 y con respecto a los observados en 2009, de manera similar a lo
comentado al respecto en los otros segmentos de negocios.
La utilidad operativa de este segmento se incrementó un
56,4% hasta los $ 874 millones en 2010 con respecto a los $ 559 millones
obtenidos en 2009, lo cual se explica fundamentalmente por los mejores márgenes
en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo
Industrial Ensenada. Con respecto a los resultados obtenidos por nuestra
participación en Profertil S.A. en el año 2010, los mismos se mantuvieron en
niveles similares a los obtenidos en el año 2009, debido fundamentalmente a que
el efecto positivo de los mayores volúmenes de urea y otros fertilizantes
vendidos por esta compañía en el mercado local y de los mejores precios
obtenidos por estos productos,tanto en el mercado local como en el externo, se
ha visto compensado por una marcada disminución en los volúmenes exportados de
urea granulada.
Administración central y otros
En el ejercicio 2010, las pérdidas operativas por gastos
administrativos y otros alcanzaron los $ 952 millones, un 16,1% superiores a las
del ejercicio anterior, siendo las principales causas los mayores sueldos y
cargas sociales, los mayores honorarios y retribuciones por servicios,
especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias
por uso de software, y las mayores erogaciones por publicidad, compensados
parcialmente con una ganancia operativa levemente mayor obtenida por nuestra
sociedad controlada A - Evangelista S.A., la cual es imputada a este segmento, y
por ingresos vinculados a servicios de apoyo, fundamentalmente en materia
informática, que fueran brindados a sociedades relacionadas.
2009 comparado con 2008
La Sociedad
Las ventas netas en 2009 fueron de $ 34.320 millones, lo
que representa una disminución del 1,6% en comparación con la suma de $ 34.875
millones en 2008. Esta disminución se debió principalmente a la caída en los
precios y volúmenes de productos exportados, motivada por la tendencia negativa
que ha afectado a la actividad económica internacional desde la segunda mitad
del año 2008, como así también por el menor volumen vendido de gas oil en el
mercado interno a partir de la menor demanda que se verificó durante el año 2009
y en relación al año 2008. Como se menciona precedentemente, los precios de los
commodities se vieron fuertemente afectados, siendo un claro ejemplo la
cotización del crudo WTI que cayó aproximadamente un 38% en su promedio del año
2009 respecto al año anterior.
Esta situación impulsó también la baja de los precios de ciertos productos comercializados en el mercado interno, como el Gas Licuado de Petróleo ("GLP'), combustible de aviación y ciertos petroquímicos, que se rigen por marcadores de precios internacionales. Adicionalmente se observó también una baja en la demanda de fertilizantes comercializados en el mercado interno, especialmente durante el primer semestre de 2009.
Todo esto fue parcialmente compensado por los mayores precios promedio obtenidos
por la Sociedad en las naftas y gas oil vendidos en el mercado interno, por los
mayores volúmenes de naftas vendidos en el mercado antes mencionado, así como
también por el ingreso devengado correspondiente al incentivo del Programa
Petróleo Plus implementado por la Administración Nacional, para lo cual se han
realizado los esfuerzos exigidos por el programa antes mencionado que
permitieron continuar con nuestro compromiso asociado a satisfacer los
requerimientos de la demanda.
El costo de ventas en 2009 fue de $ 23.177 millones, en
comparación con los $ 24.013 millones en 2008, lo que representa una disminución
del 3,5%, que se debió en su mayor parte a una disminución en el monto de las
compras efectuadas, especialmente de gas oil a partir de la menor demanda antes
mencionada, y de crudo, debido en este último
caso a que las mismas se habían incrementado en segundo
trimestre de 2008 con motivo de las huelgas de trabajadores que habían tenido
lugar en la región sur de la Argentina en ese periodo, afectando en consecuencia
los márgenes de la Sociedad, a diferencia de lo ocurrido cuando se volvieron a
producir este tipo de conflictos durante el tercer trimestre de este año,
momento en el cual la disminución de producción prácticamente fue cubierta con
el consumo del inventario propio. También disminuyeron las compras de
fertilizantes, debido
a la importante caída en la demanda de estos productos según se menciona en
párrafo precedente, y las compras de gas oil, las que habían sido necesarias en
2008 para satisfacer la demanda local de este producto.
Los gastos de administración en 2009 muestran un incremento de $ 49 millones, lo cual se encuentra atomizado en prácticamente la totalidad de los componentes de dicho gasto, no obstante destacarse los incrementos en costos vinculados a depreciación de bienes de uso y sueldos y cargas sociales.
Los gastos de comercialización en 2009 ascendieron a $ 2.490
millones, comparados con $ 2.460 millones en 2008, lo que representa un aumento
del 1 ,2%, habiendo manifestado un comportamiento similar a los gastos de
administración, en cuanto
al incremento atomizado en prácticamente todos sus componentes, según se
menciona previamente, destacándose no obstante el incremento en los costos
relacionados con contrataciones de servicios y gastos de reparación y
mantenimiento, lo cual incluye la adecuación de las estaciones de servicio para
la comercialización del nuevo Euro Diesel (gas oil con bajo contenido de
azufre).
La utilidad operativa en 2009 fue de $ 6.999 millones, en
comparación con los $ 6.665 millones en 2008, lo que representa un incremento de
aproximadamente 5,0%, lo cual es producto principalmente de las causas
mencionadas previamente. Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por
ventas netas) fueron del 20,4% y 19,1% en 2009 y 2008, respectivamente.
El rubro Otros Ingresos (Egresos) netos, presentó una
variación positiva de $ 535 millones respecto al mismo período de 2008, entre
otros como resultado de menores cargos provenientes de ciertas obligaciones
relacionadas con el medio ambiente de nuestra sociedad controlada YPF Holdings
lnc., teniendo en cuenta fundamentalmente que durante el año 2008 dicha sociedad
firmó un acuerdo de remediación de un área del Río Passaic, en función de
ciertas obligaciones pasadas y según se menciona en la nota 3 a los estados
contables consolidados, a recuperes de cargos oportunamente previsionados
vinculados a ciertos reclamos en razón del cambio de probabilidad de las mismas
y teniendo en cuenta la evolución legal de las causas, al reconocimiento de
ingresos vinculados a seguros que permitieron recuperar, al menos parcialmente,
ciertas pérdidas operativas provocadas por factores exógenos a la Sociedad, como
así también a ingresos por recuperes vinculados a siniestros de nuestra sociedad
controlada Profertil S.A.
Los resultados financieros y por tenencia correspondientes
al año 2009 fueron negativos en $ 1.242 millones, en comparación con los $ 174
millones negativos correspondientes al año 2008. Esta importante variación se
produjo fundamentalmente como consecuencia de mayores intereses pagados por el
mayor financiamiento tomado con terceros, al menor resultado por tenencia de los
bienes de cambio durante el año 2009 versus el año 2008, fundamentalmente a
partir del menor incremento de costos expresados en pesos durante el año 2009
versus lo sucedido en el año anterior, a lo cual también debe sumarse, y en
menor medida, el efecto de las mayores diferencias de cambio negativas
provocadas por la devaluación del peso respecto al dólar y dada la posición
financiera de la Sociedad en dicha moneda en cada ejercicio.
El cargo por impuesto a las ganancias en 2009 disminuyó a
$ 2.218 millones, respecto de los $ 2.311 millones correspondientes al año 2008,
motivado fundamentalmente como consecuencia del menor resultado antes de
impuesto en razón de las causas mencionadas en párrafos anteriores.
En base a lo anterior, la utilidad neta correspondiente al
año 2009 fue de $ 3.689 millones, en comparación con $ 3.901 millones para el
año 2008, lo que representa una disminución del 5,4%.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2009 ascendieron a $ 19.981 millones, lo que representa un aumento del 13,4% respecto de los $ 17.618 millones correspondientes al año 2008. Las ventas intersegmento, que fundamentalmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaron en $ 1.810 millones en 2009, debido al incremento de aproximadamente un 19% (1% si se lo mide en dólares) del precio interno promedio del año de las transferencias entre segmentos de negocio, lo cual fue sólo levemente compensado por la disminución del 1, 7% en los volúmenes transferidos, todo ello con respecto al promedio correspondiente al año anterior.
Estos efectos positivos a su vez se vieron potenciados por
el ingreso devengado correspondiente al incentivo Petróleo Plus implementado por
la Administración Nacional, tal como fue mencionado anteriormente. Con respecto
al precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno, el mismo no
sufrió modificación de consideración en su promedio del año 2009 respecto al
promedio del año anterior, dado que si bien se observó una recomposición de
precios en los segmentos industrial y de centrales térmicas durante el año, el
mismo se vio compensado por una importante baja en el precio del gas vendido a
nuestra compañía participada MEGA, el cual se rige por parámetros
internacionales cuya evolución a la baja fue similar a la experimentada por el
WTI. En materia de exportaciones de gas, los volúmenes exportados continuaron
siendo bajos debido a las limitaciones impuestas a la Sociedad, y no
experimentaron variaciones significativas respecto al año anterior, al igual que
el monto de las retenciones sufridas.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y
Producción se incrementó un 62% hasta $ 5.379 millones en 2009 en comparación
con los $ 3.315 millones registrados en 2008, debido al aumento de las ventas de
petróleo crudo y al devengamiento del ingreso por el incentivo Petróleo Plus,
según se explica anteriormente, lo cual fue compensado por un leve incremento en
los gastos operativos. Los gastos operativos aumentaron un 2,1% debido
fundamentalmente a aumentos en los trabajos y servicios contratados, de acuerdo
con los aumentos de costos ocurridos, así como también por un incremento de $
121 en las regalías de crudo, debido al mayor precio en boca de pozo utilizado
para el cálculo de las mismas.
Cabe mencionar también que los gastos exploratorios han disminuido en $ 132 millones respecto al año 2008, principalmente como consecuencia de que las perforaciones improductivas ocurridas en 2008 en la región oeste de Argentina y en la cuenca marina del golfo San Jorge, fueron mayores a las llevadas a cabo en 2009 en la cuenca última antes mencionada y en la cuenca Austral, todo ello a partir del cumplimiento por la Sociedad de su compromiso en materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina.
La producción promedio de petróleo en 2009 disminuyó el 3,5% hasta aproximadamente 302 mil barriles diarios, desde aproximadamente 313 mil barriles diarios en el mismo periodo en 2008. La producción de gas natural en 2009 disminuyó el 11,9% hasta 1.460 millones de pies cúbicos por día desde 1.658 millones de pies cúbicos por día en el mismo periodo en 2008. Dichas declinaciones fueron fundamentalmente consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos, como asimismo a la disminución en la demanda por parte de usinas e industrias, en el caso del gas natural.
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2009 fueron de $ 27.562 millones, lo que representa una disminución del 1,6% con respecto a $ 28.017 millones en ventas netas registradas en 2008. Dicha disminución se explica fundamentalmente como fruto de dos efectos contrapuestos. Por una parte, la marcada disminución de los precios internacionales que afectó a toda la canasta de productos exportados, a lo cual se suma la disminución en los volúmenes de naftas comercializados en el mercado externo, y a los menores volúmenes de gas oil comercializados en el mercado interno, compensado esto último a partir de menores compras, todo ello como consecuencia de la menor demanda que se verificó durante el año 2009 y según se menciona en párrafos precedentes.
Estos efectos negativos se vieron compensados, aunque no
en su totalidad por los aumentos en los precios promedio del gas oil y las
naftas en el mercado interno, siendo estos los dos productos principales del
segmento, así como también a un incremento del 10,7% de los volúmenes vendidos
de naftas. No obstante los incrementos antes mencionados, los precios locales de
los productos que comercializa la Sociedad permanecieron aún por debajo de los
precios internacionales para los productos hidrocarburiferos. Cabe destacar sin
embargo, que en el mercado interno también se registraron disminuciones en los
precios de aquellos productos que se rigen por marcadores de precios
internacionales, como el combustible de aviación y el gas licuado de petróleo.
La utilidad operativa disminuyó a $ 1.896 millones en 2009, con respecto a los $ 3.089 millones del mismo periodo en 2008. Dicha disminución se debió principalmente a las disminuciones en los precios internacionales, que se mencionaran precedentemente. En cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró un aumento de aproximadamente 19% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, fundamentalmente como consecuencia de la devaluación sufrida por el peso respecto del dólar, ya que si se mide el precio intersegmento en esta última moneda, el incremento registrado fue menor al 1%.
Adicionalmente, se registró un aumento del 17% en el costo
de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado
precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de los consumos de
energía eléctrica, vapor y otros suministros, de las contrataciones de obras y
servicios, así como también a causa de las mayores amortizaciones registradas
por el mayor valor de los activos puestos en operación. El costo de refinación
por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el
período, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de
barriles procesados en el período, fue de $ 14,8 en 2009, en comparación con $
12,7 en 2008.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en
2009, considerando asimismo la producción procesada por Refinería del Norte S.A.
("Refinor''}, sociedad bajo control conjunto, alcanzó a 310 mil barriles, lo que
representa una disminución de 5,4% respecto de los 328 mil barriles por día
procesados en 2008, a partir fundamentalmente de paros programados para
reparaciones en nuestras refinerías, como así también a factores exógenos que
han afectado la operación de las mismas.
Química
Las ventas netas en 2009 disminuyeron el 22,6% a $ 3.037 millones con respecto a los $ 3.923 millones, correspondiente a 2008. Dicha disminución se atribuye principalmente a la baja en los precios de ventas en el mercado interno, especialmente en la líneas de metano! y fertilizantes. En el mercado externo, las ventas netas disminuyeron en 2009, tanto en volúmenes, especialmente de metanol, como fundamentalmente en el precio promedio de los productos petroquímicos exportados como consecuencia de la baja en los precios internacionales de referencia que se observó en 2009 y con respecto a los observados en 2008, de manera similar a lo comentado al respecto en los otros segmentos de negocios. La utilidad operativa de este segmento disminuyó un 52,5% hasta los $ 559 millones en 2009 con respecto a los $ 1.178 millones obtenidos en 2008, lo cual se explica fundamentalmente por los menores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo Industrial Ensenada, y por los menores resultados obtenidos por nuestra participación en Profertil S.A. en comparación con el año 2008, debido esto último fundamentalmente a los menores volúmenes de urea y otros fertilizantes vendidos por esta compañía en el mercado local y a los menores precios obtenidos por estos productos, tanto en el mercado local como en el externo.
Administración central y otros
En el ejercicio 2009, las pérdidas operativas por gastos administrativos y otros alcanzaron los $ 820 millones, apenas un 0,6% superiores a la del ejercicio anterior, siendo las principales causas los mayores sueldos y cargas sociales y depreciaciones de activos fijos, compensados parcialmente con una ganancia operativa levemente mayor obtenida por nuestra sociedad controlada A- Evangelista S.A., la cual es imputada a este segmento.
Al 31 de diciembre de 2010, el patrimonio neto de la
Sociedad ascendía a $ 19.040
millones, que incluye la reserva legal de $ 2.243 millones. De acuerdo con lo
establecido por
la Ley N"19.550 de Sociedades Comerciales, 5% de la utilidad neta del ejercicio
debe ser
apropiada a reserva legal hasta que la misma alcance el 20% del capital social.
Al 31 de
diciembre de 201 O, la reserva legal ha quedado totalmente integrada en el 20%
del capital
social por $ 2.243 millones.
Operaciones con sociedades relacionadas
Durante 2010 hubo compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, las que fueron detalladas en la Nota 7 a los estados contables básicos.
INFORMACION COMPLEMENTARIA SOBRE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS
(Resolución General Nº 541 de la Comisión Nacional de Valores)
La información que sigue se presenta de acuerdo con los requerimientos de la
Resolución General Nº 541 de la Comisión Nacional de Valores ("CNV")
"Presentación de
Información sobre reservas de petróleo y gas", para YPF S.A. ("YPF") y sus
sociedades
controladas.
Las reservas comprobadas representan cantidades estimadas de petróleo crudo
(incluyendo condensados y liquides de gas natural) y de gas natural para las
cuales la
información geológica y de ingeniería disponible demuestra con certeza razonable
que van
a poder ser extraídas en el futuro de yacimientos conocidos, teniendo en cuenta
las
condiciones económicas y operativas existentes al cierre del ejercicio. Las
reservas
comprobadas desarrolladas son reservas comprobadas con razonables expectativas
de ser extraídas mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los métodos
operativos
actuales.
Las estimaciones de reservas fueron preparadas usando métodos de ingeniería y geológicos estándar generalmente aceptados por la industria del petróleo y de acuerdo con las regulaciones vigentes de la Securities and Exchange Commision ("SEC") y de la CNV. La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada yacimiento fue efectuada en base a la experiencia en el área, el grado de desarrollo, calidad y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción.
Existen numerosas
incertidumbres inherentes a la estimación de las reservas comprobadas y a la
estimación de
perfiles de producción futura y la oportunidad de los costos de desarrollo,
incluyendo muchos
factores que escapan al control del productor. La ingeniería de reservas es un
proceso
subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo crudo y gas natural bajo la
tierra, que
no pueden ser medidas de una manera exacta, y la exactitud de cualquier
estimación de
reservas está en función de la calidad de la información disponible y de la
interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos.
Como resultado de ello, las estimaciones
de diferentes
ingenieros a menudo varían. Adicionalmente, los resultados de perforaciones,
verificaciones y
producción posterior a la fecha de cualquier estimación pueden justificar una
revisión de esta
última. Por lo tanto, las estimaciones de reservas son a menudo diferentes de las
cantidades
de petróleo crudo y gas natural que finalmente se recuperan. La validez de tales
estimaciones
depende en gran medida de la precisión de los supuestos sobre los cuales se
basan. Las
reservas estimadas estuvieron sujetas a evaluación económica para determinar sus
limites
económicos.
En la determinación de los volúmenes netos de reservas excluimos de nuestras
cifras
las regalías que se deban pagar a terceros, ya sea en especie o en efectivo,
cuando el
propietario de la regalía tenga participación directa en los volúmenes
producidos y pueda
disponer de los volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta.
Por el
contrario, en la medida en que los pagos en concepto de regalías realizados a
terceros, ya sea
en especie o en efectivo, constituyan una obligación financiera, o sean
sustancialmente
equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, los volúmenes de
reservas
correspondientes no son descontados de nuestras cifras de reservas aún a pesar
de que de
acuerdo con la legislación aplicable en cada caso se denominen "regalías". YPF
aplica este
mismo criterio en el cálculo de los volúmenes de producción.
Los siguientes cuadros reflejan las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2010 y la evolución correspondiente:
Perspectivas
Transcurrido el año 2010, y no obstante las publicaciones vinculadas al comportamiento de las variables macroeconómicas que muestran signos de continuidad y fortalecimiento general en la recuperación económica mundial, el año 2011 continúa conformando un período de desafíos singulares, fundamentalmente a partir de las expectativas de comportamiento de las condiciones macroeconómicas internacionales, y especialmente a partir de la continuidad y/o profundización de la medidas necesarias que permitan apaciguar las incertidumbres que aún perduran sobre los riesgos soberanos correspondientes a algunos países de la zona del euro y que se manifestaran en meses recientes, como así también respecto a la permanencia de las políticas públicas que se han aplicado durante el 2009 y 2010 en los principales países del mundo para zanjar los efectos negativos de la crisis que se desatara durante el año 2008 y a la necesidad de restablecer en muchos de esos países un nuevo equilibrio comercial a partir de una profunda modificación en el comportamiento de la demanda tanto doméstica como internacional, tal cual se comentara en párrafos precedentes.
Dentro de este contexto, hemos continuado con el proceso de eficientización de nuestras actividades, tendiente a profundizar el objetivo de contribuir y acompañar en la mayor medida posible el crecimiento de la economía nacional, la cual ha manifestado señales contundentes en la materia durante el último año tal cual el crecimiento en la demanda de combustibles que nuestra Sociedad ha tenido durante 2010, como así también facilitar el desenvolvimiento de la Sociedad dentro de un entorno de crecimiento a nivel de comercio internacional, a partir de los indicadores publicados recientemente, los cuales aún no permiten realizar una afirmación concluyente e irreversible de dicha tendencia, atento a lo mencionado anteriormente.
Durante el transcurso del corriente año hemos emitido
exitosamente dos nuevas
series de obligaciones negociables por $ 143 millones y US$ 70 millones, lo que
representa
una reafirmación de la confianza que el mercado continúa depositando en la
Sociedad. En
este orden, y tal cual mencionamos precedentemente, parte de nuestros esfuerzos
continúan enfocados a la optimización de nuestra estructura de financiamiento,
atento a
nuestra situación de liquidez corriente actual, y considerando asimismo tanto
las
oportunidades que podría ofrecer el mercado financiero doméstico a partir de la
solidez
demostrada durante la crisis internacional que afectó a la economía mundial,
como así
también teniendo en cuenta las perspectivas de estabilización del mercado
financiero
internacional, todo lo cual facilitará la gestión de la Sociedad especialmente
en cuanto al
cumplimiento del plan estratégico de la misma, permitiéndonos continuar
contribuyendo a
satisfacer la demanda creciente en materia energética de la Argentina.
En términos de Exploración y Producción, y tal como se destaca seguidamente, la
Sociedad continúa con su esfuerzo tendiente a aumentar los factores de
recuperación en
los yacimientos maduros mediante perforaciones de tipo infill drilling {búsqueda
de petróleo
remanente en el reservorio a través de nuevas perforaciones entre pozos
existentes) y la
recuperación secundaria y terciaria, buscando lograr a través de esto último y
de otras
iniciativas resultados satisfactorios de acuerdo al objetivo antes mencionado,
no obstante y
dadas las características propias de la actividad con su riesgo asociado no
poder garantizar
el éxito de los mismos:
Dentro del objetivo antes mencionado, YPF ha dado comienzo al proyecto de
desarrollo en el yacimiento Llancanelo en el departamento de Malargüe que
demandará inversiones por aproximadamente 55 millones de dólares en el
próximo trienio. El yacimiento Llancanelo fue descubierto en 1937 cuando se
perforaron dos pozos que detectaron petróleo pesado de alta viscosidad {fluido
de
alta viscosidad y difícil de movilizar), por lo cual YPF aplicará todos los
recursos
tecnológicos disponibles a fin de desarrollar la actividad, minimizando los
efectos
sobre el medio ambiente en un área natural protegida de alta sensibilidad
ambiental.
Continuando con la labor realizada hasta la fecha, que permitiera obtener la
aprobación de ciertos proyectos tales como "Fonmación Lajas Tight Gas" y
"Piedras Negras", entre otros, dentro del programa de incentivo denominado Gas
Plus, el cual alienta la búsqueda de gas en condiciones no tradicionales
permitiendo en consecuencia acordar precios para dicho gas superiores al
promedio que obtenemos actualmente, la Sociedad se encuentra abocada a
realizar los esfuerzos necesarios que permitan identificar oportunidades
adicionales que satisfagan los requerimientos del programa y, en consecuencia,
las necesidades de la demanda doméstica.
Durante el transcurso del corriente año hemos celebrado acuerdos con varias
provincias para realizar trabajos que se enmarcan dentro de nuestro compromiso
con la búsqueda de reservas que permitan contribuir a las necesidades
energéticas del país, todo ello a partir del lanzamiento por nuestra parte
durante
el mes de diciembre de 2009, del proyecto denominado "Un Proyecto de Futuro -
Programa de Desarrollo Exploratorio 2010/2014" (el "Programa"), lo cual apunta a
conocer el potencial de reservas de petróleo y gas del país y verificar las
posibilidades de hallazgo de hidrocarburos en el Mar Argentino.
Dentro del Programa previamente mencionado y luego de haber realizado 4
pozos exploratorios de tight gas al sur del área Loma La Lata, en la provincia
de
Neuquén, hemos visualizado gas no convencional con un volumen estimado de
aproximadamente 4,5 TCF's (trillones de pies cúbicos). los cuales si bien no
constituyen aún reservas según los requerimientos regulatorios en la materia,
representan recursos hidrocarburìferos que permiten mantener y alentar las
expectativas respecto del Programa, destacando asimismo la vanguardia de la
Sociedad en Sudamérica en cuanto a la aplicación de la tecnología requerida para
la actividad antes mencionada y el compromiso con el desarrollo económico de la
Argentina.
Adicionalmente, dentro de las actividades exploratorias
que nos encontramos
realizando en la provincia de Neuquén hemos descubierto, tras la perforación de
dos pozos, que la formación Vaca Muerta presenta condiciones similares a
cuencas productivas de Shale gas y Shale oil en los Estados Unidos. El volumen
de gas y petróleo no convencional existente en nuestro dominio minero podrá ser
definido luego de realizadas y concluidas las etapas de delineación de los
descubrimientos y de exploración del mismo concepto geológico dentro del resto
de la cuenca Neuquina. Dado que estos proyectos se encuentran en sus etapas
iniciales no se cuenta aún con la suficiente información para cuantificar dichos
recursos.
Finalmente es importante mencionar que en el año 2010
hemos logrado alcanzar un
coeficiente de reemplazo de reservas de petróleo crudo de características
extraordinarias, lo
cual demuestra aún más el esfuerzo de la Sociedad.
Atento a nuestro objetivo de satisfacer la demanda local de combustibles dentro de nuestras máximas posibilidades, es nuestra intención continuar mejorando la eficiencia de producción y de costos, buscando la optimización permanente de nuestros activos de refino a fin de aumentar su capacidad, aumentar su flexibilidad respecto a la obtención de los productos que son resultado del proceso de refinación, continuar adaptando nuestras refinerías a las nuevas normas de bajo contenido de azufre, y desarrollar nuestros activos y redes logísticas para satisfacer el crecimiento continuado esperado de la demanda.
Luego de las inversiones realizadas durante el año 2009 que permitieron la adecuación de plantas para la incorporación de FAME y Etanol a los combustibles según requerimientos de la ley N' 26.093, durante el corriente año hemos iniciado la provisión al mercado de productos bajo dichas especificaciones.
Es nuestra intención continuar realizando
inversiones, tal cual
lo mencionado precedentemente (como así también proyectos de inversiones
singulares
como lo representa la construcción en curso de la Planta de Reformado Catalítico
Continuo (CCR) en nuestro Complejo Industrial La Plata, que se
estima implicará una inversión final
superior a US$ 340 millones y que permitirá realizar procesos químicos de
reformado de
naftas a base de catalizadores, dando en consecuencia mejoras en términos de
productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente, o la inversión
de
aproximadamente 396 millones de dólares para mejorar aún más la calidad de las
naftas y
gasoil que produce nuestra refinería de Luján de Cuyo), que permitan satisfacer
los
objetivos antes enunciados, incorporando asimismo gradualmente al mercado
productos de
alta gama en un todo acorde a la evolución tecnológica asociada, contribuyendo
también a
partir de todo ello al empleo de personal a partir de los requerimientos de las
proyectos bajo
cartera.
Durante el mes de diciembre de 2010 el proyecto de
recuperación de gases de
antorcha del Complejo Industrial La Plata fue registrado dentro del Mecanismo de
Desarrollo
Limpio (MDL) de las Naciones Unidas, lo que nos permitirá acceder a 190.000
certificados
de reducción de emisiones, equivalentes a aproximadamente 1,9 millones de euros
por año.
Se trata del primer proyecto MDL de recuperación de gas de antorcha en refinería
en el
mundo. En este orden, han sido aprobados y completados la instalación de dos
sistemas de
recuperación de gases a mecheros en la Refinería La Plata para aprovechar en
hornos y
calderas el gas que se quemaba en antorchas. La inversión realizada tiene por
objetivo
generar un ahorro de combustible en la refinería y reducir las emisiones a la
atmósfera delgas efecto invernadero, contemplado en el Protocolo de Kyoto, además de mejorar
la
imagen del complejo industrial. El desarrollo de la nueva tecnología comenzó en
2006, y la
primera parte se puso en marcha en enero de este año, terminando de
implementarse en su
totalidad recientemente.
Asimismo, y dentro del marco del compromiso de la Sociedad
con la seguridad y el
medioambiente, durante el mes de octubre de 2010 realizamos en nuestra sede el
Seminario "Gestión de emergencias en la industria del petróleo y gas" organizado
por
nuestra compañía junto con ARPEL (Asociación regional de empresas de petróleo y
gas
natural en Latinoamérica y el Caribe). Este seminario surge a partir de la
necesidad de
mantener permanentemente actualizados los mecanismos de prevención y actuación
ante
emergencias, lo cual se ve reforzada luego del incidente que afectara en el
Golfo de México
a una de las empresas más grandes de la industria del petróleo y gas en el
mundo, todo lo
cual ha marcado un antes y un después para la actividad antes mencionada.
Durante el
seminario, se expuso el impacto global que tienen los incidentes y se ha
analizado en forma
conjunta la prevención de las emergencias en nuestra industria.
Según los Estados Contables de la Sociedad al 31 de diciembre de 2010, el saldo de utilidades no asignadas a dicha fecha es de $ 4.610 millones, incluidas las utilidades correspondientes al ejercicio finalizado en la fecha antes mencionada. Adicionalmente, luego del pago de dividendos aprobado en reuniones de Directorio de fechas 14 de abril y 5 de noviembre de 2010, existe un saldo remanente correspondiente a la reserva para futuros dividendos de $ 596 millones. Las normas legales vigentes establecen que debe destinarse a la Reserva Legal no menos del 5% de la utilidad de cada ejercicio hasta que dicha reserva alcance un monto igual al 20% del capital social (art. 70, Ley 19.550), hecho este último que se ha cumplimentado durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009.
Consecuentemente se propone: a) trasladar a resultados no
asignados $ 596 millones
correspondiente al saldo de la reserva para futuros dividendos no utilizada; b)
absorber
contra la cuenta Ajuste al Capital el efecto correspondiente a la registración
del pasivo
impositivo diferido originado en la aplicación del ajuste por inflación, el cual
fuera registrado
contra resultados acumulados durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre
de 2010,
todo ello de acuerdo a lo establecido por la Resolución 576/2010, por un
importe de $ 1.180
millones; e) Trasladar a resultados no asignados $ 236 millones correspondientes
al
excedente de la Reserva Legal luego de efectuar la absorción mencionada en el
punto b)
precedente; d) la constitución de una reserva para futuros dividendos por la
suma de $
6.622 millones, facultando al Directorio a determinar la oportunidad para su
distribución
hasta la fecha de la próxima asamblea ordinaria de accionistas, teniendo en
cuenta las condiciones financieras y de disponibilidad de fondos así como los resultados
operativos,
inversiones y de otros aspectos que considere relevantes en el desarrollo de la
sociedad, o
su aplicación de acuerdo a lo previsto por el artículo 224 segundo párrafo de la
Ley de
Sociedades.
Entre otros propósitos, la presente Memoria, análisis y explicaciones de la Dirección, tiene por objeto cumplir con la información requerida por la Ley de Sociedades Comerciales (Artículo 66 de la Ley N° 19.550).
PRODUCCION 2011
Producción de Petróleo y Gas
Producciones consolidadas.
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2011, 2010 y 2009:
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las
venias netas para
los ejercicios indicados:
2011 comparado con 2010
La Sociedad
Las ventas netas en 2011 fueron de $ 56.697 millones, lo que representa un
aumento del 28,4% en
comparación con la suma de $ 44.162 millones en 2010. Este aumento se debió
entre otros al
incremento en los volúmenes vendidos en prácticamente la totalidad de nuestras
naftas y gas oil, a la
adecuación de los precios promedio obtenidos por la Sociedad en el mercado
interno para el gasoil y
las naftas, como así también como consecuencia de la recuperación en el precio
internacional de
referencia del petróleo crudo (el barril de crudo Brent subió alrededor del 40%
en su promedio del año
2011 respecto al año anterior). lo cual tiene su impacto en los precios de
ciertos productos vendidos
en el mercado doméstico, tales como el fuel oil y algunos petroquímicos, entre
otros. Adicionalmente,
y tal como se menciona en párrafos precedentes, los ingresos correspondientes al
año 2011 se vieron
afectados negativamente por la suspensión temporal del programa Petróleo Plus,
el cual ha sido
aplicado con efecto retroactivo, lo cual determina un impacto en términos
comparativos contra el año
2010 de aproximadamente US$ 355 millones.
El costo de ventas en 2011 fue de $ 41.932 millones, en comparación con los $ 29.899 millones en 2010, lo que representa un aumento del 40,2%. Este incremento se debió, por una parte, al aumento en el importe de las compras de crudo a otros productores, el cual estuvo motivado principalmente en los mayores volúmenes comprados para reemplazar parcialmente los menores volúmenes producidos, especialmente debido a los conflictos gremiales acontecidos en las provincias de Santa Cruz y Chubut que afectaron el normal desarrollo de las actividades de la Sociedad durante el segundo trimestre de 2011, como asimismo en los mayores precios pagados (aproximadamente 22% medidos en pesos) fundamentalmente como consecuencia de los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, y en menor medida, teniendo en cuenta el efecto del incremento en el tipo de cambio, ya que los mismos son fijados en dólares.
Por otra parte, también se realizaron mayores importaciones de gas oil de bajo contenido de azufre destinado a la elaboración de nuestro gas oil Premium y de gas oil automotor común, todo ello para cumplir con los mayores volúmenes demandados de estos productos en el mercado local y permitir asimismo cumplir con los requerimientos regulatorios vigentes en la materia. Cabe destacar también que en 2011 se incrementaron los precios y volúmenes de las compras de biocombustibles (especialmente de biodiesel y bioetanol) para incorporar a nuestros combustibles liquidas, en cumplimiento de las disposiciones vigentes.
En cuanto a los costos de
producción, se han registrado
aumentos, entre otros, en las regalías de crudo, por una mayor valorización en
boca de pozo de los
volúmenes producidos, aunque esto fue sólo parcialmente compensado por los
menores volúmenes
de crudo producidos atento a lo mencionado en el párrafo precedente, como así
también incrementos
en las tarifas pagadas por contrataciones de obras y servicios e incrementos en
costos salariales, todo
ello como consecuencia de las negociaciones con las respectivas entidades de
representación gremial
y en línea con la evolución general de la economía, según se menciona en
párrafos precedentes, todo
lo cual afecta el costo de producción del crudo.
Los gastos de administración correspondientes a 2011 presentan un aumento de $
476 millones
(33%) frente al año anterior, fundamentalmente debido a incrementos en los
gastos de personal,
ocasionados principalmente por los ajustes salariales producidos en el
transcurso del año 2011, como
así también debido a mayores cargos por honorarios y retribuciones por
servicios, especialmente
vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de
software, todo ello
consecuentemente con los incrementos de precios generales en la economía y a
partir, entre otros, de
la evolución de crecimiento de la misma.
Los gastos de comercialización en 2011 ascendieron a $ 3.723 millones, comparados
con $ 3.015
millones en 2010, lo que representa un incremento del 23,5%, motivado
fundamentalmente por
mayores cargos por transporte de productos. vinculado principalmente a las
mayores ventas de
combustibles en el mercado interno, como así también por el incremento en las
tarifas
correspondientes a partir del incremento de precios generales en la economía,
ambos efectos ya
mencionados precedentemente. También afectan a este rubro los incrementos
salariales acordados y
los mayores cargos por publicidad y actividades promocionales.
Los gastos de exploración en 2011 tuvieron un incremento de $ 230 millones
frente al año anterior,
fundamentalmente como resultado de la actividad exploratoria desarrollada en la
cuenca de Malvinas
en el presente año.
Los efectos mencionados determinaron que la utilidad operativa en 2011 alcance
los $ 8.563
millones, en comparación con los $ 9.475 millones correspondientes al año 2010,
siendo los
márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) del 15,1% y
21,5%,
respectivamente y para los años mencionados.
Los resultados financieros y por tenencia correspondientes al año 2011 fueron
negativos en $ 347
millones. en comparación con los $ 379 millones negativos correspondientes al
año 2010. Esta
variación se produjo fundamentalmente como consecuencia de los resultados por
tenencia de bienes
de cambio positivos durante el año 2011 y frente a los menores resultados que se
produjeran en igual
periodo de 2010, todo ello sobre la base de los mayores costos de producción
que impactan en el
valor de los stocks (y consecuentemente luego en el costo de ventas) de la
Sociedad, todo lo cual se
vio sólo parcialmente compensado por una mayor incidencia, comparando ambos
periodos, de las diferencias de cambio negativas provocadas por la devaluación del peso respecto
al dólar, teniendo
en cuenta la posición financiera neta pasiva de la Sociedad en dicha moneda.
El cargo por impuesto a las ganancias en el año 2011 alcanzó los $ 2.950
millones. respecto de los
$ 3.230 millones correspondientes al año 2010, como lógica consecuencia de un
menor resultado
antes de impuesto en razón de las causas mencionadas en párrafos anteriores.
Como consecuencia
de la registración del pasivo por impuesto diferido originado en el ajuste por
inflación, todo ello de
acuerdo a las normas contables vigentes, la tasa efectiva de impuesto a las
ganancias (impuesto a las
ganancias dividido el resultado antes de impuesto a las ganancias) se aproxima a
la tasa nominal
(35%), no obstante ser los pagos efectivamente realizados superiores a esta
última a partir de la
imposibilidad legal de deducir impositivamente la amortización correspondiente
al ajuste por inflación
de los bienes de uso.
En base a todo lo anterior, la utilidad neta correspondiente al año 2011 fue de
$ 5.296 millones, en
comparación con $ 5.790 millones para el año 2010, lo que representa una
disminución del 8,5%.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2011 ascendieron a
$ 25.109
millones, lo que representa un aumento del 9,1% respecto de los $ 23.020
millones correspondientes
al año 2010. Las ventas intersegmento, que fundamentalmente consistieron en
ventas de petróleo
crudo, se incrementaron en $ 2.701 millones en 2011, debido al incremento de
aproximadamente un
26% (20% si se lo mide en dólares) del precio interno promedio del año
correspondiente a las
transferencias entre segmentos de negocio, las cuales recogen la evolución de
los precios del
mercado doméstico para nuestra canasta de crudos, todo lo cual fue sólo
parcialmente compensado
por la disminución del 8.4% en los volúmenes transferidos, todo ello comparado
con los precios y
volúmenes de transferencia correspondientes al año anterior.
Con respecto al precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno, se observa una parcial recomposición de los mismos durante el año 2011 respecto al año anterior, fundamentalmente en algunas industrias en el mercado argentino, especialmente en las ventas a nuestra compañía participada MEGA, cuyo contrato se rige por la cotización de parámetros internacionales, que acompañaron la evolución del precio internacional del crudo comentada anteriormente.
Adicionalmente, y tal como se menciona en párrafos
precedentes, los ingresos correspondientes al año 2011 se vieron afectados
negativamente por la
suspensión temporal del programa Petróleo Plus, el cual ha sido aplicado con
efecto retroactivo, lo
cual determina un impacto en términos comparativos contra el año 2010 de
aproximadamente US$
355 millones.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó un 19,9% hasta $ 4.977 millones en 2011 en comparación con los $ 6.210 millones registrados en 2010. El aumento de las ventas de petróleo crudo mencionado en el párrafo anterior fue más que compensado por el incremento de los gastos operativos. Los gastos operativos aumentaron un 19,8% debido fundamentalmente a aumentos en los trabajos y servicios contratados, a partir de los esfuerzos realizados por la Sociedad para incrementar el índice de reemplazo de reservas (incorporaciones de reservas versus producción) el cual ha alcanzado valores destacables durante los años 2010 y 2011 para YPF, como así también a partir de los aumentos de costos ocurridos en términos generales, y al incremento de S 404 millones en las regalías de crudo, debido al mayor precio en boca de pozo utilizado para el cálculo de las mismas, según se menciona precedentemente.
También ha tenido
incidencia en el incremento registrado en los gastos operativos del segmento, el
efecto de los días
caídos de producción por los conflictos gremiales que tuvieron lugar en las
provincias de Santa Cruz y
Chubut en el segundo trimestre del año 2011, los cuales afectaron
sustancialmente las actividades de
la Sociedad en esa región en el mencionado periodo, y fundamentalmente a partir
de los costos
operativos que la misma debió afrontar en dichos casos aún sin estar en
actividad plena.
Cabe mencionar también que los gastos exploratorios se han incrementado en $ 230 millones respecto al año 2010, principalmente como resultado de la actividad exploratoria desarrollada en la cuenca de Malvinas en el presente año.
Asimismo amerita destacarse también que la actividad exploratoria desarrollada a partir del compromiso de la Sociedad en materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina, y dentro de lo que se encuentra la exploración de recursos no convencionales lo cual implica la concentración de importantes recursos de la Sociedad, continuó siendo uno de sus objetivos estratégicos, habiéndose destinado a la actividad mencionada durante 2011 aproximadamente 1.731 millones de pesos, 1.121 millones más que en 2010.
La producción promedio de petróleo en 2011 disminuyó un 6,8% con respecto al
año 2010,
alcanzando los 273 mil barriles diarios, principalmente como consecuencia de los
conflictos gremiales
antes mencionados. La producción de gas natural en 2011 disminuyó el 10,3% hasta
1.208 millones
de pies cúbicos por día desde 1.346 millones de pies cúbicos por día en 2010.
Esta disminución,
además de la incidencia de los conflictos gremiales acontecidos en la provincia
de Santa Cruz en el
segundo trimestre de 2011, fue también consecuencia de la declinación natural de
la producción de
nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos.
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2011 fueron de $ 49.544 millones, lo que representa un incremento del 34,7% con respecto a $ 36.794 millones en ventas netas registradas en 2010. Dicho aumento se explica entre otros como fruto del incremento de los volúmenes vendidos en todas las líneas de naftas y gasoil, especialmente de aquellos productos correspondientes a la línea premium (N-Premium y Eurodiesel), como así también de la adecuación de los precios promedio del gas oil y las naftas en el mercado interno, siendo estos los dos productos principales del segmento.
No obstante los
incrementos antes mencionados, los precios locales de los productos que
comercializa la Sociedad
permanecieron aún por debajo de los precios -internacionales para los productos
refinados. Asimismo
cabe destacar, que en el mercado interno también se registraron mejoras en los
precios de aquellos
productos que se rigen por marcadores de precios internacionales. como el
propileno, entre otros.
La utilidad operativa se incrementó a $ 3.649 millones en 2011, con respecto a los $ 3.313 millones registrados en 2010. Dicho aumento se debió entre otros a los incrementos en los volúmenes comercializados en el mercado interno, como así también a la adecuación de precios de los productos comercializados, según se menciona en el párrafo precedente, compensado por los incrementos en los costos operativos, y según se describe a continuación.
En este orden, en cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró un aumento de aproximadamente 26% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, incremento que reflejó los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, y teniendo en cuenta las calidades de crudo respectivas, hecho que también afectó los costos de compra de crudo a terceros de la unidad bajo análisis.
Adicionalmente, se registró un aumento del 29% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de las contrataciones de obras y servicios, de los consumos de energía eléctrica, vapor y otros suministros, así como también a causa de los incrementos y ajustes salariales reconocidos a lo largo del presente ejercicio, tanto al personal propio como al de contratistas.
El costo
de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del
segmento en el periodo,
menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de barriles
procesados en el
periodo. fue en promedio de $ 22,9 en 2011, en comparación con $ 17,8 en 2010.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en 2011, considerando asimismo los volúmenes procesados por Refinería del Norte S.A. ("Refinar"), sociedad bajo control conjunto, alcanzó a 290 mil barriles, lo que representa una leve disminución de 4,6% sobre los 304 mil barriles por día procesados en 2010. Esta disminución, además de la incidencia de los paros de planta del año 2011, fue consecuencia de la menor disponibilidad de crudo y de los conflictos sindicales mencionados precedentemente.
Química
Las ventas netas en 2011 aumentaron el 11,7% a $ 4.820 millones con respecto a
los $ 4.316
millones, correspondiente a 2010. Dicho incremento se atribuye principalmente a
la mejora en los
precios de ventas en el mercado interno, especialmente en las líneas de metano!
y productos
aromáticos. así como también a los mayores volúmenes comercializados de estos
mismos productos.
Asimismo. otro factor positivo que ha contribuido al incremento previamente
mencionado han sido los
mayores volúmenes y los mayores precios percibidos por las ventas a Refino, de
bases octánicas y
metanol, utilizados en la elaboración de combustibles liquidas.
La utilidad operativa de este segmento se incrementó aproximadamente 66% hasta los $ 1.451 millones en 2011 con respecto a los $ 874 millones obtenidos en 2010, lo cual se explica fundamentalmente por nuestra participación en Profertil, y por los mejores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo Industrial Ensenada y en la planta de Metanol
Con respecto a los resultados obtenidos por nuestra participación en
Profertil S.A. en el año
2011, los mismos se incrementaron con respecto a los obtenidos en el año 2010,
debido
fundamentalmente al efecto positivo de los mayores volúmenes de urea y otros
fertilizantes vendidos
por esta compañía en el mercado local y en el mercado externo y a los mejores
precios obtenidos por
estos productos, tanto en el mercado local como en el externo.
Administración central y otros
En el ejercicio 2011, las pérdidas operativas por gastos administrativos y
otros alcanzaron los
$ 1.383 millones, un 45,3% superiores a las del ejercicio anterior, siendo las
principales causas los
mayores sueldos y cargas sociales, los mayores honorarios y retribuciones por
servicios,
especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias
por uso de software, y
las mayores erogaciones por publicidad, sumado al efecto de una ganancia
operativa levemente
menor obtenida por nuestra sociedad controlada A - Evangelista S.A., la cual es
imputada a este
segmento, y a los ingresos vinculados a servicios de apoyo, fundamentalmente en
materia
informática, reconocidos durante el año 2010 y que fueran brindados a sociedades
relacionadas.
2010 comparado con 2009
La Sociedad
Las ventas netas en 2010 fueron de $ 44.162 millones, lo que representa un aumento del 28,7% en comparación con la suma de $ 34.320 millones en 2009. Este aumento se debió entre otros al incremento en los mayores volúmenes vendidos en las líneas premium de naftas y gasoil (nafta NPremium y Eurodiesel), a la adecuación de los precios promedio obtenidos por la Sociedad en el mercado interno para el gas oil y las naftas, como así también como consecuencia de la recuperación en el precio del WTI (alrededor del 29% en su promedio del año 2010 respecto al año anterior), lo cual es recogido por los precios de ciertos productos vendidos en el mercado doméstico, tales como el LPG, combustible de aviación y algunos petroquímicos.
Durante el año 2010 la Sociedad continuó con
los esfuerzos exigidos por el Programa Petróleo Plus implementado por la
Administración Nacional,
que permitieron reforzar nuestro compromiso asociado a explotar y desarrollar
los recursos
energéticos disponibles que permitan satisfacer los requerimientos de la demanda
doméstica de
combustibles, todo lo cual dio lugar a la registración del incentivo asociado al
mismo en los años bajo
análisis.
El costo de ventas en 2010 fue de $ 29.899 millones, en comparación con los $ 23.177 millones en 2009, lo que representa un aumento del 29,0%. Este incremento se debió, por una parte, al aumento en el importe de las compras de crudo a otros productores, el cual se debió principalmente a los mayores precios pagados (25% medidos en pesos) teniendo en cuenta que los mismos son fijados en dólares, con el consecuente efecto de la devaluación, como asimismo a raíz de los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, habiendo sido los volúmenes adquiridos muy similares a los registrados en 2009.
Por otra parte, también se realizaron mayores importaciones de gas oil de bajo contenido de azufre destinado a la elaboración de nuestro gas oil premium, de naftas y de fertilizantes, todo ello para cumplir con los mayores volúmenes demandados de estos productos en el mercado local y permitir asimismo cumplir con los requerimientos regulatorios vigentes en la materia. Cabe destacar también que en 2010 se efectuaron compras de biocombustibles (biodiesel y bioetanol) para incorporar a nuestros combustibles liquidas, en cumplimiento de las disposiciones que entraron en vigencia al respecto.
En cuanto a los gastos de
producción. cabe mencionar que se registró un incremento en las regalías de
crudo, por una mayor
valorización en boca de pozo de los volúmenes producidos, relacionada con el
incremento de los
precios según se menciona previamente, como así también se han registrado
incrementos en las
tarifas pagadas por contrataciones de obras y servicios. incrementos en costos
salariales, en el cargo
por amortizaciones, todo lo cual afecta el costo de producción del crudo, como
así también en cargos
vinculados a compromisos contractuales.
Los gastos exploratorios registrados en resultados en 2010, ascendieron a $
344 millones. Los
mismos fueron inferiores en relación a los registrados el año anterior,
fundamentalmente por la
imputación a resultados durante 2009 de las erogaciones correspondientes a la
campaña en la
cuenca del Golfo San Jorge Marina y que se iniciara durante el año 2008,
circunstancia que tuvo un
impacto superior, en términos negativos, que los registrados por la actividad
exploratoria durante el
año 2010 en la cuenca Neuquina y Noroeste. No obstante lo mencionado
precedentemente, la
actividad exploratoria continuó siendo uno de los objetivos estratégicos de la
Sociedad, habiéndose
erogado durante 2010 aproximadamente 610 millones de pesos.
Los gastos de administración correspondientes a 2010 presentan un aumento de
$ 327 millones
(29,7%) frente al año anterior, fundamentalmente debido a incrementos en los
gastos de personal,
ocasionados principalmente por la centralización en sectores corporativos de
funciones que
anteriormente se realizaban en las distintas unidades de negocios y a los
ajustes salariales, como así
también debido a mayores cargos por honorarios y retribuciones por servicios,
especialmente
vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de
software, y a mayores
cargos por publicidad, todo ello consecuentemente con los incrementos de precios
generales en la
economía y a partir, entre otros, de la evolución de crecimiento de la misma.
Los gastos de comercialización en 2010 ascendieron a $ 3.015 millones,
comparados con $ 2.490
millones en 2009, lo que representa un incremento del 21,1 %, motivado
fundamentalmente por
mayores cargos por transporte de productos, vinculado principalmente a las
mayores ventas de
combustibles en el mercado interno y externo, según se menciona precedentemente,
como así
también al incremento en las tarifas correspondientes a partir del incremento de
precios generales en
la economía tal como se menciona en el párrafo precedente.
Los efectos mencionados determinaron que la utilidad operativa en 2010
alcance los $ 9.475
millones, en comparación con los $ 6.999 millones correspondientes al año 2009.
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron
del 21,5% y 20,4% en
2010 y 2009, respectivamente.
Los resultados financieros y por tenencia correspondientes al año 2010
fueron negativos en $ 379
millones, en comparación con los $ 1.242 millones negativos correspondientes al
año 2009. Esta
variación se produjo fundamentalmente como consecuencia de los resultados por
tenencia de bienes
de cambio positivos durante el año 2010 y frente a los resultados levemente
negativos que se
produjeran en 2009, todo ello sobre la base de los mayores costos de producción
que impactan en el
valor de los stocks (y consecuentemente luego en el costo de ventas) de la
Sociedad, como así
también a las menores diferencias de cambio negativas provocadas por la menor
devaluación del
peso respecto al dólar durante el año 2010 en comparación con el año 2009,
teniendo en cuenta la
posición financiera neta pasiva de la Sociedad en dicha moneda.
El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al año 2010 aumentó a
$ 3.230 millones,
respecto de los $ 2.218 millones correspondientes al año 2009, motivado como
consecuencia del
mayor resultado antes de impuesto en razón de las causas mencionadas en párrafos
anteriores. La
registración del pasivo por impuesto diferido originado en el ajuste por
inflación, la cual ha provocado
la modificación de los saldos iniciales según se menciona en la Nota 1.b a los
estados contables
básicos de YPF, determina que la tasa efectiva de impuesto a las ganancias
(impuesto a las
ganancias dividido el resultado antes de impuesto a las ganancias) se aproxime a
la tasa nominal
(35%), no obstante ser los pagos efectivamente realizados superiores a esta
última a partir de la
imposibilidad legal de deducir impositivamente la amortización correspondiente
al ajuste por inflación
de los bienes de uso.
En base a todo lo anterior, la utilidad neta correspondiente al año 2010 fue
de $ 5.790 millones, en
comparación con $ 3.689 millones para el año 2009, lo que representa un aumento
del 57,0%.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2010 ascendieron a $ 23.020 millones, lo que representa un aumento del 15,2% respecto de los $ 19.981 millones correspondientes al año 2009. Las ventas intersegmento, que fundamentalmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaron en $ 2.955 millones en 2010, debido al incremento de aproximadamente un 20% (15% si se lo mide en dólares) del precio interno promedio del año de las transferencias entre segmentos de negocio, lo cual fue sólo levemente compensado por la disminución del 2,5% en los volúmenes transferidos, todo ello con respecto al promedio correspondiente al año anterior.
Estos
efectos positivos a su vez se vieron potenciados por el ingreso devengado
correspondiente al
incentivo Petróleo Plus implementado por la Administración Nacional, tal como
fue mencionado
anteriormente. Con respecto al precio promedio del gas natural vendido en el
mercado interno, se
observa una parcial recomposición de los mismos durante el año 2010 respecto al
año anterior,
fundamentalmente en el segmento de usinas y en algunas industrias en el mercado
argentino,
especialmente en las ventas a nuestra compañía participada MEGA. cuyo contrato
se rige por la
cotización de parámetros internacionales, que acompañaron la evolución del
precio del crudo WTI
comentada anteriormente.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción se incrementó
un 15,4% hasta
$ 6.210 millones en 2010 en comparación con los $ 5.379 millones registrados en
2009, debido al
aumento de las ventas de petróleo crudo, lo cual fue compensado por un
incremento en los gastos
operativos. Los gastos operativos aumentaron un 15,1% debido fundamentalmente a
aumentos en los
trabajos y servicios contratados, a partir de los esfuerzos realizados por la
Sociedad para incrementar
el índice de reemplazo de reservas (incorporaciones de reservas versus
producción) el cual ha
alcanzado valores destacables durante el año 2010 para YPF, como así también a
partir de los
aumentos de costos ocurridos en términos generales. al incremento de costos
vinculados compromisos contractuales teniendo en cuenta los requerimientos de los
acuerdos vigentes y las
estimaciones de la Gerencia, y al incremento de $ 395 millones en las regalías
de crudo, debido al
mayor precio en boca de pozo utilizado para el cálculo de las mismas, según se
menciona
precedentemente.
Cabe mencionar también que los gastos exploratorios han disminuido en $ 208
millones respecto
al año 2009, principalmente como consecuencia de que las perforaciones
improductivas ocurridas en
2009 en la cuenca marina del golfo San Jorge y en la cuenca Austral fueron de un
costo mayor a las
llevadas a cabo en 2010 en las cuencas Neuquina y Noroeste de Argentina. No
obstante lo
mencionado precedentemente, la actividad exploratoria desarrollada a partir del
compromiso de la
Sociedad en materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina, continuó
siendo uno de sus
objetivos estratégicos, habiéndose erogado durante 2010 aproximadamente 610
millones de pesos .
La producción promedio de petróleo en 2010 se mantuvo en niveles similares a
los obtenidos en el
año 2009, alcanzando los 293 mil barriles diarios. La producción de gas natural
en 2010 disminuyó el
7,8% hasta 1.346 millones de pies cúbicos por día desde 1.460 millones de pies
cúbicos por di a en
2009. Esta disminución fue fundamentalmente consecuencia de la declinación
natural de la
producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los
mismos, como
asimismo a la disminución en la demanda por parte de usinas, en el caso del gas
natural.
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2010 fueron de $ 36.794 millones, lo que representa un incremento del 33,5% con respecto a $ 27.562 millones en ventas netas registradas en 2009. Dicho aumento se explica entre otros como fruto del incremento de los volúmenes vendidos en todas las líneas de naftas y gasoil, especialmente de aquellos productos correspondientes a la línea premium (N-Premium y Eurodiesel), como así también de la adecuación de los precios promedio del gas oil y las naftas en el mercado interno, siendo estos los dos productos principales del segmento.
No obstante los
incrementos antes mencionados, los precios locales de los productos que
comercializa la Sociedad
permanecieron aún por debajo de los precios internacionales para los productos
refinados. Asimismo
cabe destacar, que en el mercado interno también se registraron mejoras en los
precios de aquellos
productos que se rigen por marcadores de precios internacionales, como el
combustible de aviación y
el gas licuado de petróleo.
La utilidad operativa se incrementó a $ 3.313 millones en 2010, con respecto a los $ 1.896 millones del mismo periodo en 2009. Dicho aumento se debió entre otros a los incrementos en los volúmenes comercializados en el mercado interno, como así también a la adecuación de precios de los productos comercializados. En cuanto a las compras de petróleo crudo, que representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró un aumento de aproximadamente 20% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, incremento que reflejó los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, y teniendo en cuenta las calidades de crudo respectivas, hecho que también afectó los costos de compra de crudo a terceros de la unidad bajo análisis.
Adicionalmente, se registró un aumento del 20% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de los consumos de energía eléctrica, vapor y otros suministros, de las contrataciones de obras y servicios, así como también a causa de los incrementos y ajustes salariales reconocidos a lo largo del presente ejercicio. El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de barriles procesados en el periodo, fue de $ 17,8 en 2010, en comparación con $ 14,8 en 2009.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en 2010, considerando
asimismo los
volúmenes procesados por Refinería del Norte S.A. ("Refinar''), sociedad bajo
control conjunto,
alcanzó a 304 mil barriles, lo que representa una leve disminución de 1,9% sobre
los 310 mil barriles
por día procesados en 2009.
Química
Las ventas netas en 2010 aumentaron el 42,1% a $ 4.316 millones con respecto a los $ 3.037 millones, correspondiente a 2009. Dicho incremento se atribuye principalmente a la mejora en los precios de ventas en el mercado interno, especialmente en las líneas de metanol y productos aromáticos, así como también a los mayores volúmenes comercializados de fertilizantes.
Asimismo,
otro factor positivo que ha contribuido al incremento previamente mencionado han
sido los mayores
volúmenes y los mayores precios percibidos por las ventas a Refino, de aditivos
aromáticos como
tolueno y xileno, utilizados en la elaboración de combustibles líquidos. En el
mercado externo, las
ventas netas aumentaron en 2010, tanto en volúmenes, especialmente de refinado
parafínico liviano,
como fundamentalmente en el precio promedio de los productos petroquímicos
exportados como
consecuencia de la suba en los precios internacionales de referencia que se
observó en 2010 y con
respecto a los observados en 2009, de manera similar a lo comentado al respecto
en los otros
segmentos de negocios.
La utilidad operativa de este segmento se incrementó un 56.4% hasta los $ 874
millones en 2010
con respecto a los $ 559 millones obtenidos en 2009, lo cual se explica
fundamentalmente por los
mejores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en
el Complejo
Industrial Ensenada. Con respecto a los resultados obtenidos por nuestra
participación en Profertil
S.A. en el año 2010, los mismos se mantuvieron en niveles similares a los
obtenidos en el año 2009,
debido fundamentalmente a que el efecto positivo de los mayores volúmenes de
urea y otros
fertilizantes vendidos por esta compañía en el mercado local y de tos mejores
precios obtenidos por
estos productos, tanto en el mercado local como en el externo, se ha visto
compensado por una
marcada disminución en los volúmenes exportados de urea granulada.
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA SOBRE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS
(Resolución General Nº 541 de la Comisión Nacional de
Valores)
La información que sigue se presenta de acuerdo con los
requerimientos de la Resolución General Nº 541 de la Comisión Nacional de
Valores ("CNV") "Presentación de Información sobre reservas de petróleo y gas",
para YPF S.A. ("YPF") y sus sociedades controladas.
Las reservas comprobadas representan cantidades estimadas
de petróleo crudo (incluyendo condensados y líquidos de gas natural) y de gas
natural para las cuales la información geológica y de ingeniería disponible
demuestra con certeza razonable que van a poder ser extraídas en el futuro de
yacimientos conocidos, teniendo en cuenta las condiciones económicas y
operativas existentes al cierre del ejercicio. Las reservas comprobadas
desarrolladas son reservas comprobadas con razonables expectativas de ser extra
idas mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los
métodos operativos actuales.
Las estimaciones de reservas fueron preparadas usando métodos de ingeniería y geológicos estándar generalmente aceptados por la industria del petróleo y de acuerdo con las regulaciones vigentes de la Securities and Exchange Commision ("SEC") y de la CNV. La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada yacimiento fue efectuada en base a la experiencia en el área, el grado de desarrollo, calidad y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción.
Existen numerosas incertidumbres inherentes a la
estimación de las reservas comprobadas y a la estimación de perfiles de
producción futura y la oportunidad de los costos de desarrollo, incluyendo
muchos factores que escapan al control del productor. La ingeniería de reservas
es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo crudo y gas
natural bajo la tierra, que no pueden ser medidas de una manera exacta, y la
exactitud de cualquier estimación de reservas
está en función de la calidad de la información disponible y de la
interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Como resultado de ello,
las estimaciones de diferentes ingenieros a menudo varían.
Adicionalmente, los resultados de perforaciones, verificaciones y producción posterior a la fecha de cualquier estimación pueden justificar una revisión de esta última. Por lo tanto, las estimaciones de reservas son a menudo diferentes de las cantidades de petróleo crudo y gas natural que finalmente se recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de la precisión de los supuestos sobre los cuales se basan. Las reservas estimadas estuvieron sujetas a evaluación económica para determinar sus límites económicos.
En la determinación de los volúmenes netos de reservas excluimos de nuestras cifras las regalías que se deban pagar a terceros, ya sea en especie o en efectivo, cuando el propietario de la regalía tenga participación directa en los volúmenes producidos y pueda disponer de los volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta. Por el contrario, en la medida en que los pagos en concepto de regalías realizados a terceros. ya sea en especie o en efectivo, constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, los volúmenes de reservas correspondientes no son descontados de nuestras cifras de reservas aún a pesar de que de acuerdo con la legislación aplicable en cada caso se denominen "regalías". YPF aplica este mismo criterio en el cálculo de los volúmenes de producción.
Los siguientes cuadros reflejan las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2011 y la evolución correspondiente:
Asimismo. y de acuerdo a lo requerido por la Resolución General W 541 de la CNV, se informa que del total de reservas comprobadas al 31 de Diciembre de 2011, aproximadamente 33 millones de barriles equivalentes de petróleo están basados en estimaciones preparadas por Ryder Scott (consultores independientes).
Producción de Petróleo y Gas
Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010:
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de los ingresos ordinarios para los ejercicios indicados:
2012 comparado con 2011
La Sociedad
Los ingresos ordinarios correspondientes al año 2012 fueron
de $ 67.174 millones, lo que
representa un aumento del 19,5% en comparación con la suma de $ 56.211 millones
correspondiente a 2011. La evolución y comportamiento del mercado interno de
hidrocarburos en términos de volumen demuestra una vinculación directa con el
comportamiento de las variables macroeconómicas que afectan a la Argentina,
principalmente en lo que respecta a nuestros principales productos.
Consecuentemente,
durante el corriente año la evolución de los principales sectores productivos en
la Argentina
se ha visto afectada, entre otros, por el impacto de condiciones climáticas
adversas sobre la
campaña agrícola 2011/2012, reduciendo el nivel de cosechas y por ende los
volúmenes
demandados de gasoil. En este orden, dentro de las principales causas que
determinaron la
variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:
• Con respecto a las ventas de gas oil, durante 2012 y
comparado con 2011 el
monto de ingresos tuvo un efecto neto positivo de aproximadamente $ 5 mil
millones. Dentro de este contex1o, el precio promedio obtenido por la Sociedad
para el mix de gasoil representó durante 2012 un incremento de
aproximadamente 30% respecto al precio promedio obtenido en 2011. El efecto
antes mencionado fue parcialmente compensado con la disminución en los
volúmenes comercializados de aproximadamente 6,0%. Esto último se manifestó
fundamentalmente en nuestro producto Ultradiesel en prácticamente todos los
segmentos comerciales, no obstante haber sido compensada la disminución que
se produjo en el segmento estaciones de servicio de dicho producto con
volúmenes de nuestro nuevo combustible Diesel 500;
• Contrariamente a lo mencionado previamente, durante 2012 se produjo un incremento en los volúmenes despachados de naftas (Premium y especialmente Súper) de aproximadamente 6,3%. Adicionalmente, durante 2012 el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de naftas representó un incremento de aproximadamente 25% respecto al precio promedio obtenido en 2011;
• En términos de fuel oil, los volúmenes comercializados localmente durante 2012 se incrementaron aproximadamente 108% respecto a 2011, los cuales son destinados fundamentalmente a la generación de electricidad. Adicionalmente, el precio promedio del producto antes mencionado se incrementó durante 2012 aproximadamente 24% con relación a 2011.
• Con relación a las ventas de gas natural en el mercado doméstico, el volumen
comercializado por la Sociedad durante 2012 prácticamente no tuvo variaciones
respecto a 2011, no obstante mostrar una recomposición en el precio promedio
obtenido durante 2012 lo cual implicó un incremento de ingresos de
aproximadamente $ 420 millones.
En cuanto al precio internacional de referencia del
petróleo crudo, cabe mencionar que el
precio del barril de crudo Brent se mantuvo casi sin modificación en su promedio
del año
2012 y con respecto al promedio del año anterior.
Adicionalmente, durante el año 2011 el resultado operativo se vio afectado por la reversión del saldo oportunamente reconocido por la Sociedad correspondiente al Programa Petróleo Plus, el cual fuera suspendido a comienzos del año 2012 y con relación a toda presentación pendiente de autorización, por un monto neto de $ 431 millones.
Asimismo,
durante 2012 y a partir de la renegociación de ciertas concesiones, la Sociedad
registró el
efecto total correspondiente a créditos vinculados a desbalances de gas a su
favor y con
relación a otros socios, todo ello conforme los derechos contractuales
pertinentes, todo lo
cual representó un efecto neto positivo entre ambos períodos de aproximadamente
$ 194
millones.
El costo de ventas en 2012 fue de $ 50.267 millones, en
comparación con los $ 41.143
millones en 2011, lo que representa un aumento del 22,2%. En cuanto a las
principales
causas de la variación, se destacan:
• Aumento en las regalías de crudo, fundamentalmente por la mayor valorización en boca de pozo (como marco de referencia, el precio de compra promedio durante 2012 ascendió a US$ 72,0 por barril, mientras que en 2011 el mismo fue de US$ 59, 7, todo lo cual tiene asimismo un mayor impacto -mayor variación- si se lo expresa en Pesos, atento a la devaluación promedio de 10,3% ocurrida durante 2012).
Adicionalmente, el monto de regalías correspondientes al
año
2012 se vio incrementado como consecuencia de los mayores volúmenes de
crudo producidos (la producción de crudo se incrementó 2,5% durante 2012), y
por el aumento de las alícuotas registrados en aquellas provincias en las cuales
se han renovado las concesiones recientemente, como Mendoza a finales de
2011 y Santa Cruz a finales del presente año 2012.
• Incremento en las tarifas pagadas por contrataciones de obras y servicios vinculados a la actividad de la Sociedad. Lo mencionado previamente tiene su origen fundamentalmente en las negociaciones llevadas a cabo por la Sociedad con los proveedores, teniendo en consideración que en algunos casos implicaron la actualización de tarifas vigentes desde 2010, con el consiguiente impacto acumulado durante 2012 en los costos operativos de este año. Adicionalmente, la mayor actividad desarrollada durante 2012, tanto en lo vinculado a los recursos no convencionales como así también a sus yacimientos maduros, ha resultado en un incremento de los costos operativos del corriente año; los resultados potenciales de estos esfuerzos, sujetos al riesgo propio de la industria, no son observables en el corto plazo y, como tal, se espera comenzarán a dar sus frutos en un futuro próximo.
• Incrementos salariales fundamentalmente a partir de las
negociaciones y
acuerdos con las entidades de representación gremial correspondientes.
• Incrementos en las depreciaciones de bienes de uso en
aproximadamente $
1.691 millones con motivo de la mayor producción de crudo registrada en el
presente ejercicio, según lo anteriormente mencionado, así como también debido
a las mayores inversiones en activos y a la mayor diferencia de conversión de
los
mismos teniendo en cuenta su valuación según la moneda funcional de la
Sociedad.
• Durante 2012 se compraron a terceros aproximadamente 772 mil metros cúbicos de crudo menos respecto al año anterior, principalmente con motivo de la menor producción propia en el segundo trimestre de 2011, como así también por la menor disponibilidad de crudo neuquino (liviano) en el mercado en el primer trimestre de 2012.
El precio promedio de las compras de crudo a terceros,
medido
en pesos, se incrementó aproximadamente un 34% en 2012 y en comparación
con el registrado en el año pasado, fundamentalmente como consecuencia de los
ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la
evolución del mercado, y en menor medida, teniendo en cuenta el efecto del
incremento en el tipo de cambio, ya que los mismos son fijados en dólares. El
efecto neto de lo mencionado previamente determinó un incremento neto de las
compras de crudo de aproximadamente $ 334 millones.
• Adicionalmente, también se realizaron menores
importaciones de gas oil
automotor común y de gas oil de bajo contenido de azufre (Eurodiesel), aunque a
mayores precios con respecto al año 2011. Cabe destacar también que en 2012
se incrementaron aproximadamente en un 23% los volúmenes comprados de
biocombustibles (FAME y bioetanol) para incorporar al gas oil y las naftas
comercializados por la compañía, en cumplimiento de las regulaciones vigentes.
Asimismo, estas compras fueron efectuadas a precios
superiores a los
registrados en el año anterior, puntualmente en el caso del bioetanol, atento a
las
cotizaciones internacionales para dicho producto.
Los gastos de administración correspondientes a 2012 presentan un aumento de $ 410 millones (22,5%) frente a los registrados durante el año anterior, fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal, ocasionados principalmente por los ajustes salariales producidos en el transcurso del año 2012, como así también debido a mayores cargos por honorarios y retribuciones por servicios, especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de software.
Los gastos de comercialización en 2012 ascendieron a $ 5.662 millones,
comparados
con $ 5.438 millones en 2011, lo que representa un incremento del 4,1 %,
motivada fundamentalmente por los mayores cargos por transporte de productos,
vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de
combustibles en el mercado
interno, efecto que fue parcialmente compensado por las menores retenciones a
las exportaciones, como consecuencia de los menores volúmenes exportados de
nafta virgen, refinado parafínico liviano y gas licuado durante 2012.
Con relación a Otros Egresos, durante 2012 se vio afectado fundamentalmente por cargos vinculados .a nuestra sociedad controlada YPF Holdings, a partir tanto del avance de negociaciones de acuerdos con entidades gubernamentales americanas vinculadas a litigios, todo ello con el objetivo de minimizar los impactos potenciales que dichas situaciones representan, como así también a la actualización de los costos estimados de remediaciones atento a la nueva información disponible y/o avance en las tareas de caracterización de sitios.
Asimismo, en cuanto a la actividad propia de YPF S.A.,
durante el
pasado ejercicio 2011 se habían percibido aproximadamente $ 135 millones como
compensación del seguro ante el siniestro ocurrido en la plataforma de la UTE
Magallanes
en 2010.
Los efectos mencionados precedentemente determinaron que
la utilidad operativa en
2012 alcance los $ 7.903 millones, en comparación con los $ 7.188 millones
correspondientes al año 2011, lo que representa un incremento aproximado del
9,9%.
En términos del resultado de las Inversiones en sociedades, los resultados del año 2012 presentan una variación negativa respecto a 2011 de aproximadamente $ 571 millones. Dentro de las principales causas de la variación se encuentra el efecto que sobre la actividad operativa de Mega, Profertil y Refinar ha tenido la imposición del cargo vinculado a las Resoluciones Nº 1.982 y 1.991 del ENARGAS.
Adicionalmente, la actividad
operativa de
Mega se vio negativamente afectada durante 2012 por el efecto de las
cotizaciones
internacionales de los precios de los productos que dicha compañía comercializa
en el
mercado externo. A la fecha de emisión de los Estados Contables, la Dirección de
la
Sociedad se encuentra trabajando activamente con el objetivo de encontrar y
finalmente
consensuar con todas las partes involucradas las alternativas viables que
permitan mejorar,
en caso de ser exitosas, la operatoria y rendimiento de las inversiones en estas
sociedades.
Los resultados financieros correspondientes al año 2012
fueron positivos en $ 548
millones, en comparación con los $ 287 millones negativos correspondientes al
año 2011.
En este orden, los mayores resultados financieros
negativos por intereses, producto de un
mayor endeudamiento promedio y a mayores tasas durante el ejercicio 2012, fue
más que
compensado con el efecto de la mayor diferencia de cambio positiva generada por
la mayor
devaluación observada durante 2012 respecto al año anterior, y atento a la
posición
monetaria pasiva en pesos de la Sociedad. En este orden, el monto de
endeudamiento
financiero promedio para 2011 fue de $ 9.774 millones (no obstante ascender
dicho monto
al 31 de diciembre de 2011 a $ 12.198 millones), mientras que el monto de
endeudamiento
financiero promedio para 2012 fue de $ 14.651 millones (siendo el saldo al 31 de
diciembre
de 2012 de $ 17.104 millones). Asimismo, el monto de efectivo y equivalentes de
la
Sociedad al 31 de diciembre de 2011 era de $ 1.112 millones, mientras que al 31
de
diciembre de 2012 el mismo ascendió a $ 4.747 millones.
El cargo por impuesto a las ganancias en el año 2012
alcanzó los $ 4.663 millones,
aproximadamente $ 1.522 millones superior al cargo correspondiente al año 2011
el cual
alcanzó los $ 3.141 millones. En este orden, del total del cargo correspondiente
al impuesto
a las ganancias y según se menciona previamente, $ 2.720 millones y $ 2.495
millones,
respectivamente para los años 2012 y 2011, corresponden al impuesto corriente,
mientras
que $ 1.943 millones en 2012 y $ 646 millones en 2011 tienen su origen en la
registración
del pasivo diferido asociado fundamentalmente a la diferencia de conversión de
los bienes
de uso, teniendo en cuenta la moneda funcional de la Sociedad.
La utilidad neta correspondiente al año 2012 fue de $
3.902 millones, en comparación
con $ 4.445 millones para el año 2011, lo que representa una disminución
aproximada del
12,2%, producto de los efectos mencionados anteriormente.
Los otros resultados integrales en 2012 ascendieron a $
4.241 millones, comparados con
$ 1.852 millones en 2011, lo que representa un incremento del 129,0% motivado
fundamentalmente por la mayor diferencia de conversión de los bienes de uso,
teniendo en
cuenta la moneda funcional de la Sociedad y la evolución del tipo de cambio.
En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente al año
2012 fue de $
8.143 millones, en comparación con $ 6.297 millones para el año 2011, lo que
representa un
incremento aproximado del 29,3%.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en
2012 ascendieron a
$ 33.194 millones, lo que representa un aumento del 32,5% respecto de los $
25.050
millones correspondientes al año 2011. Las ventas intersegmento, que
fundamentalmente
consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaron en $ 7.064 millones
en 2012,
debido al incremento de aproximadamente un 30% (18% si se lo mide en dólares)
del precio
interno promedio del año correspondiente a las transferencias entre segmentos de
negocio,
las cuales recogen la evolución de los precios del mercado doméstico para
nuestra canasta
de crudos, y debido también al aumento del 4,5% en los volúmenes transferidos,
todo ello
comparado con los precios y volúmenes de transferencia correspondientes al año
anterior.
Con respecto al precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno, se observa una parcial recomposición de los mismos durante el año 2012 respecto al año anterior, fundamentalmente en el segmento de GNC y en algunas industrias en el mercado argentino, todo lo cual implicó un incremento de ingresos de aproximadamente $ 420 millones. Adicionalmente, durante el año 2011 el resultado operativo se vio afectado por la reversión del saldo oportunamente reconocido por la Sociedad correspondiente al Programa Petróleo Plus, el cual fuera suspendido a comienzos del año 2012 y con relación a toda presentación pendiente de autorización, por un monto neto de $ 431 millones.
Asimismo,
durante 2012 y a partir de la renegociación de ciertas concesiones, la Sociedad
registró el efecto total correspondiente a créditos vinculados a
desbalances de gas a su favor y con
relación a otros socios, todo ello conforme los derechos contractuales
pertinentes, lo cual
representó un efecto neto entre ambos períodos de aproximadamente 194 millones.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción aumentó un 37,5% hasta $ 5.943 millones en 2012 en comparación con los $ 4.322 millones registrados en 2011. El aumento de las ventas de petróleo crudo mencionado en el párrafo anterior se vio parcialmente compensado por el incremento de los gastos operativos.
Los gastos operativos aumentaron un 31,5% debido
fundamentalmente a: i) incremento en las depreciaciones de
bienes de uso por aproximadamente $ 1.423 millones, fundamentalmente por los
mayores valores de activos sujetos a depreciación respecto al mismo período del
año anterior; ii) incrementos en los rubros de contrataciones de obras y
servicios de reparación y mantenimiento por aproximadamente $ 1.286 millones,
principalmente como consecuencia
de la renegociación de las tarifas pagadas por contrataciones de obras y
servicios vinculados a la actividad de la Sociedad, como así también a partir de
la mayor actividad desarrollada durante 2012, y tal cual se menciona en párrafos
precedentes; iii) incremento en las regalías de petróleo por aproximadamente $
929 millones, principalmente por la mayor valorización en boca de pozo del
mismo, según se menciona precedentemente y por el incremento de las alícuotas
registrados en aquellas provincias en las cuales se han renovado las concesiones
últimamente, como Mendoza a finales de 2011 y Santa Cruz a finales del año 2012
y, iv) mayores cargos por remediaciones ambientales en el país por $ 374
millones aproximadamente.
Cabe mencionar también que los cargos exploratorios
imputados a resultados se han
mantenido sin variación significativa en 2012 y con respecto al año anterior,
principalmente
como resultado de similitud en los importes vinculados a actividad exploratoria
desarrollada
en la cuenca de Malvinas e imputada a resultados en el año 2011, y el cargo por
el
abandono definitivo del pozo improductivo Jaguar correspondiente a nuestra
participación
en el bloque off-shore de Georgetown, Guyana en 2012. Asimismo amerita
destacarse
también que la actividad exploratoria desarrollada a partir del compromiso de la
Sociedad en
materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina, lo cual implica la
concentración
de importantes recursos de la Sociedad, continuó y continuará siendo uno de sus
objetivos
estratégicos.
La producción de petróleo, condensado y líquidos en 2012
aumentó un 1,0% con
respecto al año 2011, alcanzando los 275 mil barriles diarios, pudiendo
considerarse sin
embargo que este último año no constituye un ejercicio de referencia en términos
de
producción en atención a las razones mencionadas en la Asamblea de Accionistas
de fecha
17 de Julio del año 2012. La producción de gas natural en 2012 disminuyó el 2,1%
hasta
1.179 millones de pies cúbicos por día desde 1.208 millones de pies cúbicos por
día en
2011 (33,4 y 34,2 millones de metros cúbicos por día en 2012 y 2011,
respectivamente).
Esta disminución fue principalmente consecuencia de la
declinación natural de la producción
de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos.
Atento a lo
mencionado previamente, la producción total de petróleo, condensado, líquidos y
gas
natural, expresada en barriles equivalentes de petróleo, ascendió a 177 millones
en 2012 (aproximadamente 485 mil barriles diarios), en comparación
con 178 millones en 2011
(aproximadamente 488 mil barriles diarios).
Refino y Marketing
Las ventas netas en 2012 fueron de $ 59.604 millones, lo
que representa un incremento
del 19,9% con respecto a $ 49.692 millones en ventas netas registradas en 2011.
En este orden, dentro de las principales causas que determinaron la variación en
los
ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:
• Con respecto a las ventas de gas oil, durante 2012 y
comparado con 2011 se
produjo una disminución en los volúmenes comercializados de aproximadamente
6,0%. Esto último se manifestó fundamentalmente en nuestro producto Ultradiesel
en prácticamente todos los segmentos comerciales, no obstante haber sido
compensada la disminución que se produjo en el segmento estaciones de servicio
de dicho producto con volúmenes de nuestro nuevo combustible Diesel 500.
Adicionalmente, durante 2012 el precio promedio obtenido
por la Sociedad para el mix de gasoil representó un incremento de
aproximadamente 30% respecto al precio promedio obtenido en 2011;
• Contrariamente a lo mencionado previamente, durante 2012
se produjo un
incremento en los volúmenes despachados de naftas (Premium y especialmente
Súper) de aproximadamente 6,3%. Adicionalmente, durante 2012 el precio
promedio obtenido por la Sociedad para el mix de naftas representó un
incremento de aproximadamente 25% respecto al precio promedio obtenido en
2011. El efecto neto de las variaciones antes mencionadas representaron un
incremento de los ingresos de aproximadamente $ 3,1 mil millones en 2012 y
respecto a 2011;
• En términos de fuel oil, los volúmenes comercializados
localmente durante 2012
se incrementaron aproximadamente 108% respecto a 2011, los cuales son
destinados fundamentalmente a la generación de electricidad. Adicionalmente, el
precio promedio del producto antes mencionado se incrementó durante 2012
aproximadamente 24% con relación a 2011.
La utilidad operativa disminuyó a $ 3.006 millones en 2012, con respecto a los $ 4.422 millones registrados en 2011, lo que representa una variación negativa de aproximadamente 32,0%. Dicha disminución se debió fundamentalmente, a que los incrementos en los volúmenes de naftas comercializados en el mercado interno, y la mejora de precios de los productos, fueron más que compensados por los incrementos en los costos operativos, según se describe a continuación.
En este orden, en cuanto a las compras de petróleo crudo,
las cuales representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el
segmento registró un aumento de aproximadamente 30% en el precio promedio pagado
por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción y
a terceros, incremento que reflejó en gran medida los ajustes de precios entre
los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, y
teniendo en cuenta las calidades de crudo respectivas.
A su vez, y tal como se menciona con anterioridad, se
realizaron menores importaciones
de gas oil automotor común y de gas oil de bajo contenido de azufre
(Eurodiesel), aunque a
mayores precios con respecto al año 2011 , así como también se incrementaron
aproximadamente en un 23% los volúmenes comprados de biocombustibles (FAME y
bioetanol) en 2012 con respecto al año anterior, habiendo sido efectuadas estas
compras a
precios superiores a los registrados en 2011, puntualmente en el caso del
bioetanol.
Adicionalmente, se registró un aumento del 15% en el costo
de refinación, excluyendo el
costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de
los
mayores costos de las contrataciones de obras y servicios y de transportes, de
los
consumos de energía eléctrica, vapor y otros suministros, así como también a
causa de los
incrementos y ajustes salariales reconocidos a lo largo del presente ejercicio,
tanto al
personal propio como indirectamente el correspondiente a los contratistas. El
costo de
refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento
en el
periodo, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de
barriles
procesados en el periodo, fue en promedio de $ 26,3 en 2012, en comparación con
$ 22,9
en 2011.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en
2012 alcanzó a 288 mil barriles,
lo que representa un incremento de 1,4% sobre los 284 mil barriles por día
procesados en
2011. Merece destacarse también que el nivel de procesamiento de nuestras
refinerías se
incrementó aproximadamente un 4,8% en el segundo semestre de 2012 respecto al
registrado en el mismo semestre del año anterior.
Química
Las ventas netas en 2012 aumentaron el 13,8% a $ 4.679
millones con respecto a los
$ 4.111 millones, correspondiente a 2011. Dicho incremento se atribuye
principalmente a la
mejora en los precios de ventas en el mercado interno, especialmente en las
líneas de
metanol y productos aromáticos, así como también a los mejores márgenes
obtenidos por
los mayores volúmenes exportados de metanol, alcoholes y solventes.
Asimismo, otro factor
positivo que ha contribuido al incremento previamente mencionado han sido los
mejores
precios percibidos por las ventas a Refino, de bases octánicas y metanol,
utilizados en la
elaboración de combustibles líquidos.
La utilidad operativa de este segmento ascendió a $ 913 millones en 2012 habiéndose incrementado aproximadamente un 9,3% con respecto a los $ 835 millones obtenidos en 2011, lo cual se explica fundamentalmente por los mejores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo Industrial Ensenada y en la planta de Metanol comentados en el párrafo anterior.
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA SOBRE RESERVAS DE PETROLEO Y
GAS
(Resolución General N 541 de la Comisión Nacional de Valores)
La información que sigue se presenta de acuerdo con los
requerimientos de la
Resolución General N1º 541 de la Comisión Nacional de Valores ("CNV")
"Presentación de
Información sobre reservas de petróleo y gas", para YPF S.A. ("YPF") y sus
sociedades
controladas.
Las reservas comprobadas representan cantidades estimadas
de petróleo crudo
(incluyendo condensados y líquidos de gas natural) y de gas natural para las
cuales la
información geológica y de ingeniería disponible demuestra con certeza razonable
que van
a poder ser extraídas en el futuro de yacimientos conocidos, teniendo en cuenta
las
condiciones económicas y operativas existentes al cierre del ejercicio. Las
reservas
comprobadas desarrolladas son reservas comprobadas con razonables expectativas
de ser
extraídas mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los métodos
operativos
actuales.
Las estimaciones de reservas fueron preparadas usando métodos de ingeniería y geológicos estándar generalmente aceptados por la industria del petróleo y de acuerdo con las regulaciones vigentes de la Securities and Exchange Commision ("SEC") y de la CNV. La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada yacimiento fue efectuada en base a la experiencia en el área, el grado de desarrollo, calidad y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción.
Existen numerosas incertidumbres inherentes a la estimación de las reservas comprobadas y a la estimación de perfiles de producción futura y la oportunidad de los costos de desarrollo, incluyendo muchos factores que escapan al control del productor. La ingeniería de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo crudo y gas natural bajo la tierra, que no pueden ser medidas de una manera exacta, y la exactitud de cualquier estimación de reservas está en función de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos.
Como resultado de ello, las estimaciones de diferentes
ingenieros a menudo varían. Adicionalmente, los resultados de perforaciones,
verificaciones y
producción posterior a la fecha de cualquier estimación pueden justificar una
revisión de esta
última. Por lo tanto, las estimaciones de reservas son a menudo diferentes de
las cantidades
de petróleo crudo y gas natural que finalmente se recuperan. La validez de tales
estimaciones
depende en gran medida de la precisión de los supuestos sobre los cuales se
basan. Las
reservas estimadas estuvieron sujetas a evaluación económica para determinar sus
límites
económicos.
En la determinación de los volúmenes netos de reservas excluimos de nuestras cifras las regalías que se deban pagar a terceros, ya sea en especie o en efectivo, cuando el propietario de la regalía tenga participación directa en los volúmenes producidos y pueda disponer de los volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta.
Por el
contrario, en la medida en que los pagos en concepto de regalías realizados a
terceros, ya sea
en especie o en efectivo, constituyan una obligación financiera, o sean
sustancialmente
equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, los volúmenes de
reservas
correspondientes no son descontados de nuestras cifras de reservas aún a pesar
de que de
acuerdo con la legislación aplicable en cada caso se denominen "regalías". YPF
aplica este
mismo criterio en el cálculo de los volúmenes de producción.
Los siguientes cuadros reflejan las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2012 y la evolución correspondiente:
Perspectivas
Producción de Petróleo y Gas
Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2013,2012 y 2011:
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de los
ingresos ordinarios para los ejercicios indicados:
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en
2012 ascendieron a $ 31.314 millones, lo que representa un aumento del 32,3%
respecto de los $ 23.670 millones correspondientes al año 2011. Las ventas
intersegmento, que fundamentalmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se
incrementaron en $ 6.778 millones en 2012, debido al
incremento de aproximadamente un 30% (18% si se lo mide en dólares) del precio
interno promedio del año correspondiente a las transferencias entre segmentos de
negocio, las cuales recogen la evolución de los precios del mercado doméstico
para nuestra canasta de crudos, y debido también al aumento del 4,5% en los
volúmenes transferidos, todo ello comparado con los precios y volúmenes de
transferencia correspondientes al año anterior. Con respecto al
precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno, se observa una
parcial
recomposición de los mismos durante el año 2012 respecto al año anterior,
fundamentalmente
Producción de Petróleo y Gas
Producciones consolidadas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el31 de diciembre de 2013,2012 y 2011:
Resultados de las operaciones
El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de los
ingresos ordinarios para los ejercicios indicados:
2013 comparado con 2012
La Sociedad
Los ingresos ordinarios correspondientes al año 2013
fueron de $ 90.113 millones, lo que representa un aumento del 34,1% en
comparación con la suma de $ 67.174 millones correspondiente a 2012. La
evolución y comportamiento del mercado interno de hidrocarburos en términos de
volumen demuestra una vinculación directa con el comportamiento de las
principales variables macroeconómicas que afectan a la Argentina, principalmente
en lo que respecta a nuestros principales productos. Adicionalmente, desde
mediados de 2012, se han incrementado los esfuerzos vinculados a la
disponibilidad de combustible de la Sociedad a los efectos de satisfacer la
demanda doméstica, lo cual se ve reflejado también en los volúmenes
comercializados durante 2013. Dentro de las principales causas que determinaron
la variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:
• Con respecto a las ventas de gasoil, durante 2013 y
comparado con 2012, el monto de ingresos tuvo un efecto neto positivo de
aproximadamente $ 7.259 millones. Dentro de este contexto, el precio promedio
obtenido por la Sociedad para el mix de
gasoil representó durante el año 2013 un incremento de aproximadamente 25,4%
respecto al precio promedio obtenido en 2012. Este efecto se vio acompañado a su
vez, con un leve aumento en los volúmenes comercializados de aproximadamente 1%.
Esto último se manifestó fundamentalmente en nuestros productos Diesel 500 y
Eurodiesel en el segmento de estaciones de servicio, compensado parcialmente con
una disminución del Ultradiesel en los segmentos de estaciones de servicio y de
transporte;
• Con respecto a las naftas, durante 2013 se produjo un
incremento en los volúmenes despachados de naftas de aproximadamente 10,1%
(12,7% si se considera puntualmente a la nafta Súper). Adicionalmente, durante
2013 el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de naftas
representó un incremento de aproximadamente 29,8% respecto al precio promedio
obtenido en el año anterior.
Los efectos antes indicados representaron un incremento neto en los ingresos por
ventas de naftas de aproximadamente $ 5.320 millones en 2013;
• En términos de fuel oil, los volúmenes comercializados
localmente durante 2013 se mantuvieron casi sin variación respecto a 2012 (734
mil toneladas en 2013 versus 736 mil toneladas en 2012), habiendo sido
destinados fundamentalmente al mercado de generación de electricidad. Los
volúmenes de este producto se habían incrementado sustancialmente durante el
primer trimestre de 2013, pero luego se
vieron afectados por la menor capacidad de utilización sufrida temporalmente por
la Refinería La Plata a partir del siniestro del día 2 de abril, según se
explica más adelante. Adicionalmente, su precio promedio se incrementó durante
2013 aproximadamente 20,1% con relación a 2012. El neto de estos efectos tuvo un
impacto positivo conjunto de aproximadamente $ 359 millones en los ingresos por
ventas de este producto con respecto a 2012;
• En materia de petróleo crudo, y debido a la disminución
temporal en la capacidad de procesamiento mencionada en el párrafo anterior, se
registraron excedentes de producción y por ende se incrementaron los volúmenes
vendidos a terceros en el mercado local (con un incremento de 123 mil m3) como
también se realizaron ventas al exterior de unos 378 mil m3 , principalmente en
el segundo trimestre de 2013. El efecto conjunto de estas operaciones fue un
incremento de aproximadamente $ 1.702 millones en los ingresos por ventas en
2013 y en comparación con el año anterior.
• Con relación a las ventas de gas natural en el mercado
doméstico, se observó una caída en el volumen comercializado, fundamentalmente
en el segmento de usinas y en menor medida en el de GNC y comercializadoras.
Asimismo, se evidenció una recomposición en el precio promedio en pesos obtenido
en algunos segmentos del mercado interno de gas natural, como GNC, usinas y
algunas industrias.
Adicionalmente, en 2013 se registraron los ingresos
correspondientes al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas
Natural, dispuesto por la Resolución 1/2013 de la Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. El
efecto conjunto de las variaciones antes mencionadas representó un incremento
neto de ingresos de aproximadamente
$ 4.492 millones entre ambos periodos;
• En materia de comercialización de granos, se registraron
mayores ingresos por $ 1.013 millones gracias a mayores volúmenes exportados,
compensados parcialmente con menores ventas en el mercado local;
• Finalmente, también contribuyen al incremento de
ingresos, la consolidación a partir de la toma de control de las ventas de Gas
Argentino S.A. (controlante de MetroGAS S.A.) por $ 1.363 millones y de YPF
Energía Eléctrica S.A. por $ 266 millones, tal como se describe en la nota 13 a
los Estados Contables Consolidados.
El costo de ventas en 2013 fue de $ 68.571 millones, en comparación con los $
50.267 millones en 2012, lo que representa un aumento del 36,4%. En cuanto a las
principales causas de la variación, se destacan:
• Mayores volúmenes y costos de las compras por $ 8.349
millones. Merecen mencionarse, mayores importaciones de gas oil, mayormente de
bajo contenido de azufre (Eurodiesel) y de naftas Súper y Premium, todo ello con
el objetivo de satisfacer la demanda según se menciona anteriormente,
considerando los efectos del siniestro que afectara nuestra refinería en La
Plata que redujo la capacidad de procesamiento de la Sociedad. Estas últimas
importaciones se efectuaron también a mayores precios en pesos (levemente
inferiores en dólares) con respecto al año 2012. El efecto neto de lo mencionado
previamente determinó un incremento en los costos de aproximadamente $ 2.946
millones. Adicionalmente, se realizaron mayores compras locales de gas oil y
naftas por aproximadamente $ 342 millones.
En cuanto a las compras de biocombustibles (FAME y
bioetanol) para incorporar al gas oil y las naftas comercializados por la
compañía, en cumplimiento de las regulaciones vigentes, cabe destacar que en
2013 fueron efectuadas a precios superiores a los registrados en el año
anterior, especialmente en el caso del bioetanol, habiéndose incrementado
también aproximadamente en un 18,6% los volúmenes comprados, todo lo cual
representó un incremento de aproximadamente $916 millones;
• Asimismo se registró un incremento neto de las compras
de petróleo crudo de aproximadamente $ 1.871 millones debido a que se compraron
a terceros aproximadamente 150 mil m3 de petróleo crudo más con respecto al año
anterior (especialmente durante el primer trimestre), principalmente para lograr
alcanzar un mayor nivel de procesamiento en refinerías, según se comenta más
adelante, y con
el objetivo de optimizar el abastecimiento de combustibles líquidos en el
mercado interno, así como también para incrementar el suministro de fuel oil a
las usinas .generadoras de electricidad, entre otros. Por otra parte, también
contribuyó que el precio promedio de las compras de petróleo crudo a terceros,
medido en pesos, se incrementó aproximadamente un 24,5% en 2013 y en comparación
con el registrado
en el año anterior, fundamentalmente como consecuencia del incremento en el tipo
de cambio;
• Incrementos en las depreciaciones de bienes de uso en
aproximadamente $ 2.934 millones debido fundamentalmente a las mayores
inversiones en activos y a la mayor diferencia de conversión de los mismos
teniendo en cuenta su valuación según la moneda funcional de la Sociedad;
• Incremento en los costos por contrataciones de obras y
servicios vinculados a la actividad de la Sociedad. Lo mencionado previamente
tiene su origen principalmente en la mayor actividad desarrollada,
fundamentalmente en Upstream que representó aproximadamente $1.974 millones,
donde la Sociedad ha logrado detener la curva de declino de producción de crudo
y gas natural e incluso incrementar la producción , a partir de los mayores
recursos destinados a dicha actividad;
• Incrementos salariales y otros gastos de personal,
fundamentalmente a partir de las negociaciones y acuerdos con las entidades de
representación gremial correspondientes, con un incremento aproximado de $ 1.308
millones;
• Aumento en las regalías de crudo por un monto de
aproximadamente $ 1.258 millones, fundamentalmente por la mayor valorización en
pesos del producto en boca de pozo (como marco de referencia, el precio promedio
de compra de crudo durante 2013, y en comparación con el año anterior, mostró un
leve aumento del 2,5%, alcanzando los US$ 77 por barril al cierre de 2013; esto
efectivamente tiene un mayor impacto si se lo expresa en Pesos, atento a la
devaluación promedio de 20,4% ocurrida entre ambos ejercicios) y como
consecuencia del aumento de las alícuotas registrado en aquellas provincias en
las cuales se han renovado recientemente las concesiones, como es el caso de
Santa Cruz a finales del pasado año 2012.
Los gastos de administración correspondientes a 2013
ascendieron a $ 2.686 millones,
presentando un aumento de $ 454 millones (20,4%) frente a los registrados
durante el año
anterior, fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal,
ocasionados
principalmente por los ajustes salariales producidos en el transcurso del año
2012 y durante 2013, como así también debido a mayores cargos por honorarios por asesoramiento
jurídico
vinculados a ciertas contingencias y por la incorporación al proceso de
consolidación de
MetroGAS S.A., a partir de la toma de control, según se menciona en Nota 13 a
los Estados
Contables consolidados.
Los gastos de comercialización en 2013 ascendieron a $
7.571 millones, comparados con
$ 5.662 millones en 2012, lo que representa un incremento del 33,7%, motivado
fundamentalmente por los mayores cargos por transporte de productos, vinculados
principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el
mercado
interno y a los mayores volúmenes transportados atento a las mayores ventas,
como así
también por las mayores retenciones a las exportaciones, como consecuencia del
aumento de
los volúmenes exportados durante 2013, principalmente de crudo según se menciona
anteriormente, y gas licuado. Las mayores retenciones correspondientes a las
exportaciones
de petróleo realizadas durante el segundo y tercer trimestre de 2013 ascendieron
aproximadamente a $ 367 millones.
Los gastos de exploración ascendieron a $ 829 millones en
la presente gestión, con un
incremento neto de aproximadamente $ 247 millones con respecto a 2012. Esta
variación se
debió principalmente a la registración del abandono definitivo de seis pozos de
estudio
exploratorio de la cuenca neuquina, correspondientes a proyectos de shale oil,
los cuales si
bien fueron descubridores de hidrocarburos y aportaron datos geológicos para el
desarrollo
futuro del área, dado el volumen de producción y otras características
particulares de los
mismos, no ameritaban realizar un desarrollo adicional en ellos.
Los otros Ingresos (Egresos) netos correspondientes a 2013
fueron positivos en $ 704
millones, en comparación con los $ 528 millones negativos correspondientes a
2012. Lo antes
mencionado se explica fundamentalmente por el efecto neto de los siguiente
factores positivos
y negativos: registración del anticipo a cuenta de la indemnización final por
parte de las
entidades aseguradoras en relación al incendio ocasionado por el temporal severo
y sin
precedentes que afectó a nuestra Refinería La Plata el pasado 2 de abril de
2013; por este
hecho también se efectuó la baja total del valor residual contable de la Unidad
de Coke A y
parcial de la Unidad de Topping C de la mencionada refinería, ambas afectadas
por el
siniestro. Asimismo, la Sociedad ha provisionado su mejor estimación respecto a
los reclamos
bajo arbitraje con AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. (AESU) y Transportadora
de Gas
del Mercosur S.A. (TGM), en base al Laudo Parcial emitido por el Tribunal
Arbitral de la
Cámara de Comercio Internacional (ver Nota 3 a los Estados Contables
Consolidados).
Tal como se mencionara precedentemente, la Sociedad se vio afectada por las consecuencias del temporal sin precedentes que afectó toda el área de La Plata, Berisso y Ensenada y en particular nuestra refinería. Este hecho de características absolutamente inusuales, ha afectado ciertos activos de la Sociedad, y también ha tenido un impacto en los márgenes operativos vinculados a nuestra actividad de Downstream. La Sociedad realizó esfuerzos muy significativos a partir de ese momento, tendiendo tanto a mantener satisfecha su demanda, como así también a recomponer en el tiempo inicialmente estimado y comprometido la capacidad de procesamiento de su unidad de Topping C, la cual se encuentra totalmente operativa desde finales de mayo de 2013.
Adicionalmente, y con relación
al evento mencionado, la Sociedad continúa con el proceso de liquidación del
siniestro. Sobre
la base de la documentación aportada a los liquidadores designados por las
compañías
reaseguradoras, y luego del análisis realizado por los mismos, en noviembre de
2013 la
Sociedad solicitó un pago a cuenta de la indemnización total que resulte de este
proceso de
aproximadamente US$ 300 millones. Este anticipo fue aceptado y reconocido por
los
reaseguradores y, en consecuencia, registrado por la Sociedad en su estado de
resultados.
De este monto, US$ 215 millones corresponden al concepto
de daño material y la porción
restante a un pago a cuenta por la pérdida de beneficios conforme los derechos
emergentes
de la póliza de seguro. La Sociedad continúa en el proceso de reclamo de pérdida
de
beneficios, cuya cobertura se extiende hasta el 16 de enero de 2015.
Los efectos mencionados precedentemente determinaron que
la utilidad operativa en 2013
alcance los $ 11.160 millones, en comparación con los $ 7.903 millones
correspondientes al
año 2012, lo que representa un aumento de aproximadamente $ 3.257 millones, o
41,2%.
Los resultados financieros correspondientes a 2013 fueron positivos en $ 2.835
millones, en
comparación con los $ 548 millones correspondientes al año anterior. En este
orden, el efecto
de la mayor diferencia de cambio positiva generada por la mayor depreciación del
peso
observada durante 2013 respecto al año anterior, que impactó sobre la posición
monetaria
pasiva en pesos dada la moneda funcional de la Sociedad, fue parcialmente
compensado con
los mayores resultados financieros negativos por intereses, producto de un mayor
endeudamiento promedio y mayores tasas de interés durante 2013. En este orden,
el monto
de endeudamiento financiero neto promedio para 2012 fue de $ 11.722 millones,
mientras que
el monto de endeudamiento financiero neto promedio para 2013 fue de $ 16.767
millones.
El cargo por impuesto a las ganancias en 2013 alcanzó los
$ 9.269 millones,
aproximadamente $ 4.606 millones superior al cargo correspondiente al año
anterior, el cual
alcanzó los $ 4.663 millones. En este orden, del total del cargo correspondiente
al impuesto a
las ganancias, $ 2.844 millones y $ 2.720 millones, respectivamente para los
años 2013 y
2012, corresponden al impuesto corriente, mientras que $ 6.425 millones en 2013
y $ 1.943
millones en 2012 corresponden al impuesto diferido, teniendo principalmente su
origen en la
registración del pasivo diferido asociado fundamentalmente a la diferencia de
conversión de
los bienes de uso, teniendo en cuenta la moneda funcional de la Sociedad, lo
cual representa
en este último caso un incremento de aproximadamente $ 4.482 millones.
La conjunción de los efectos hasta aquí descriptos
determinó que la utilidad neta
correspondiente a 2013 fuera de $ 5.079 millones, en comparación con $ 3.902
millones para
el año 2012, lo que representa un incremento aproximado del30,2%.
Los otros resultados integrales en 2013 ascendieron a $
12.031 millones, comparados con
$ 4.241 millones para 2012, lo que representa un incremento del 183,7% motivado
fundamentalmente por la mayor diferencia de conversión de los bienes de uso,
teniendo en
cuenta la moneda funcional de la Sociedad y la evolución del tipo de cambio.
En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente a 2013 fue de $ 17.110 millones, en comparación con $ 8.143 millones para 2012, lo que representa un incremento aproximado del 110, 1%.
Exploración y Producción
Durante el año 2013, el segmento de Exploración y Producción tuvo un resultado
operativo
de $ 6.324 millones frente a la utilidad de $ 5.730 millones correspondiente al
año 2012,
representando un incremento del10,4%.
Es un hecho destacable positivamente en el año 2013 que la producción total de
crudo fue
un 1,9% superior a la producción registrada en el año 2012, y dicho incremento
se eleva al
2,6% si sólo se considera la producción de los campos operados por YPF,
mostrando de esta
forma los esfuerzos de la Sociedad en revertir la curva de declinación de
producción a partir
de mediados del año 2012.
Dentro de la operatoria comercial entre segmentos, el
volumen
transferido entre el segmento de Exploración y Producción y el segmento de
Downstream fue
un 2,8% inferior durante el año 2013, comparado contra el año anterior, motivado
fundamentalmente en la disminución temporal en su capacidad de procesamiento
sufrida por
nuestra Refinería de La Plata debido al ya mencionado siniestro del pasado 2 de
abril. Como
consecuencia de esto, durante 2013 se incrementaron los volúmenes de ventas de
crudo a
terceros en el mercado local (incremento de unos 123 mil m) y se exportaron
también unos
378 mil m3
, principalmente en el segundo trimestre del presente año, mientras que no se
habían registrado exportaciones de crudo en 2012.
El precio intersegmento medido en dólares correspondiente al año 2013 se
incrementó
levemente (aumentó 2, 7%, no obstante representar dicha variación un incremento
de
aproximadamente 23,7% medido en Pesos, atento a la depreciación del peso frente
al dólar)
con relación al año anterior.
En términos de gas natural, la producción del año 2013 alcanzó los 33,9 millones de metros cúbicos diarios, lo cual representa un incremento de aproximadamente 1 ,4% frente al año anterior, y dicho incremento se eleva al 6,2% si sólo se considera la producción de los campos operados por YPF, mostrando en consecuencia una reversión de la curva de declinación de producción que venía observándose.
La totalidad de la producción antes
mencionada, neta de
los consumos internos, es asignada al segmento Downstream para su
comercialización a
terceros, obteniendo el segmento de Exploración y Producción el precio promedio
obtenido por
la Sociedad en dichas ventas, neto de la tarifa por comercialización.
Adicionalmente, el
segmento de Exploración y Producción registra el incentivo a la producción de
gas creado a
través del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural, lo cual
implicó un
incremento de ingresos de aproximadamente $ 4.281 millones en el presente
ejercicio.
Teniendo en consideración los efectos mencionados en los párrafos precedentes,
como así
también otros efectos menores, los ingresos netos de crudo y gas natural se
incrementaron un
36,4% durante el año 2013 con relación al año anterior.
En términos de gastos se presentan en el año 2013 y con relación al año 2012,
entre otros,
lo siguiente:
• Incremento en las depreciaciones de bienes de uso por aproximadamente $ 2.713
millones, lo cual es motivado fundamentalmente por los mayores valores de
activos
sujetos a depreciación respecto al mismo período del año anterior, a partir de
las
mayores inversiones realizadas durante 2012 y 2013, como así también debido a la
mayor diferencia de conversión de los mismos teniendo en cuenta su valuación
según la moneda funcional de la Sociedad;
• Incremento en los costos por contrataciones de obras y servicios vinculados a
la
actividad de la Sociedad de aproximadamente $ 1.974 millones. Lo mencionado
previamente tiene su origen principalmente en la mayor actividad desarrollada,
con
el resultado ya comentado de la reversión de la curva de declino de producción
de
crudo y gas natural, a partir de los mayores recursos destinados a dicha
actividad,
a lo que se sumó un incremento de tarifas en pesos;
• Aumento en las regalías de crudo por un monto de aproximadamente $ 1.258 millones, fundamentalmente por la mayor valorización en pesos del producto en boca de pozo (como marco de referencia, el precio promedio de compra de crudo durante 2013, y en comparación con el año anterior, mostró un leve aumento del 2,5%, alcanzando los US$ 77 por barril al cierre de 2013, aunque esto efectivamente tiene un mayor impacto si se lo expresa en pesos, atento a la devaluación promedio de 20,4% ocurrida entre ambos ejercicios).
Adicionalmente,
el monto de regalías correspondientes al año 2013 se vio incrementado como
consecuencia del aumento de las alícuotas registrado en aquellas provincias en
las
cuales se han renovado recientemente las concesiones, como es el caso de Santa Cruz a finales del pasado año 2012;
• Registración de la mejor estimación por parte de la Sociedad respecto a los reclamos bajo arbitraje de AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. (AESU) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (TGM), en base al Laudo Parcial emitido por el Tribunal Arbitral de la Cámara de Comercio Internacional (ver Nota 3 a los Estados Contables).
Downstream
El año 2013, el segmento de Downstream, el cual agrupa tanto las actividades
de refino,
marketing, logística, química, generación de electricidad y distribución de gas
natural, registró
una ganancia operativa de $ 6.721 millones en comparación con la ganancia de $
4.096
millones registrada en el año anterior. Entre los diferentes aspectos,
favorables y
desfavorables, que afectaron los resultados, se destacan los siguientes:
• Incremento en los ingresos por ventas de gas oil, durante el año 2013 y
comparado con
2012, por un monto neto positivo de aproximadamente $ 7.259 millones. Dentro de
este
contexto, el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de gasoil
presentó
durante el ejercicio actual un incremento de aproximadamente 25,4% respecto al
precio
promedio obtenido en 2012. Este efecto se vio reforzado a su vez, con un leve
aumento
en los volúmenes comercializados de aproximadamente 1%. Esto último se manifestó
fundamentalmente en nuestros productos Diesel 500 y Eurodiesel en el segmento de
estaciones de servicio, compensado parcialmente con una disminución del
Ultradiesel en
los segmentos de estaciones de servicio y de transporte;
• Incremento neto de las ventas de naftas, durante el año 2013, de
aproximadamente
$ 5.320 millones en comparación con el año anterior. Dentro de este contexto se
produjo
un incremento en los volúmenes despachados de aproximadamente 10,1% (12,7% si se
considera puntualmente a la nafta Súper). Adicionalmente, durante 2013 el precio
promedio obtenido por la Sociedad para el mix de naftas representó un incremento
de
aproximadamente 29,8% respecto al precio promedio obtenido en 2012;
• En términos de fuel oil, los volúmenes comercializados localmente durante 2013
se
mantuvieron casi sin variación respecto a 2012 (734 mil toneladas en 2013 versus
736 mil
toneladas en 2012), habiendo sido destinados fundamentalmente al mercado de
generación de electricidad. Los volúmenes de este producto se habían
incrementado
sustancialmente durante el primer trimestre de 2013, pero luego se vieron
afectados por la
menor capacidad de utilización sufrida temporalmente por la Refinería La Plata a
partir del
siniestro del día 2 de abril, según se explica más adelante. Adicionalmente, el
precio
promedio del producto antes mencionado se incrementó durante 2013
aproximadamente
20,1% con relación al año anterior. Todo esto tuvo un impacto positivo conjunto
de
aproximadamente $ 359 millones en los ingresos por ventas de este producto con
respecto a 2012;
• En cuanto a las ventas de productos petroquímicos en el mercado interno, en el
presente
ejercicio se comercializaron mayores volúmenes y mejores precios de aromáticos,
LAB y
alcoholes, y menores volúmenes de metanol, aunque con mejores precios, todo lo
cual
arrojó un incremento neto de ingresos de aproximadamente $ 470 millones con
respecto a
2012. En cuanto a las exportaciones de petroquímicos, se registraron mayores
volúmenes
de solventes, similares de metanol y menores de corte parafínico liviano y
alcoholes,
aunque con mejores precios en toda la canasta de productos exportados, con un
efecto
neto negativo en los ingresos por ventas de aproximadamente $ 33 millones.
• Mayores volúmenes importados de naftas Súper y Premium y de gas oil, principalmente en su variedad de bajo contenido de azufre (Eurodiesel), habiéndose efectuado estas últimas también a mayores precios en pesos (levemente inferiores en dólares) con respecto al año 2012, lo que produjo un efecto combinado de aumento en los importes netos de aproximadamente $ 2.946 millones. Estas importaciones, al igual que las mayores compras locales de gas oil y naftas por aproximadamente $ 342 millones, se llevaron adelante con el objetivo de mantener el nivel de satisfacción de la demanda;
• Mayores volúmenes y costos en las compras de biocombustibles (FAME y
bioetanol) para
incorporar al gas oil y las naftas comercializados por la compañía, en
cumplimiento de las
regulaciones vigentes (ley W 26.093), especialmente en el caso del bioetanol,
habiéndose
incrementado aproximadamente en un 18,6% los volúmenes comprados. Todo esto
representó un incremento de aproximadamente $ 916 millones;
• Durante 2013 (especialmente durante el primer trimestre) se compraron a
terceros
aproximadamente 150 mil m3 de petróleo crudo más con respecto al año anterior,
con el
objetivo de optimizar el abastecimiento de combustibles líquidos en el mercado
interno, así
como también para incrementar el suministro de fuel oil a las usinas generadoras
de
electricidad, entre otros. El precio promedio de las compras de petróleo crudo a
terceros,
medido en pesos, se incrementó aproximadamente un 24,5% en 2013 y en comparación
con el registrado en el año anterior, fundamentalmente como consecuencia del
incremento
en el tipo de cambio, y según se menciona en párrafos precedentes. El efecto de
lo
mencionado previamente determinó un incremento neto de las compras de crudo a
otros
productores de aproximadamente $ 1.871 millones. Asimismo, el precio promedio de
compra de crudo al segmento de Exploración y Producción, medido en pesos, se
incrementó aproximadamente un 23,7% en 2013 respecto al año anterior;
• En relación a los costos de producción, durante 2013 se observa un aumento en
las
tarifas de transporte de crudo y materias primas y uso de instalaciones
portuarias y en las
tarifas de servicios contratados para reparación y mantenimiento de nuestras
refinerías,
los cuales están fundamentalmente motivados por la evolución de la economía y
los
incrementos salariales. Asimismo, principalmente en el segundo y tercer
trimestre de 2013
también se registraron cargos vinculados a la reparación de los daños causados
por el
siniestro sufrido por nuestra refinería La Plata afectada por el temporal sin
precedentes
que tuvo lugar el 2 de abril de 2013, vinculados a limpieza, remediación y
reparaciones
generales del Complejo, así como también al desmontaje de instalaciones
siniestradas.
Como consecuencia de todo esto, considerando que la masa de gastos utilizada
para el
cálculo del indicador se incrementó aproximadamente un 32,8% y considerando
asimismo el menor nivel de procesamiento en refinerías según se menciona en el párrafo
siguiente,
el costo de refinación se incrementó en el año 2013 aproximadamente un 38,2% en
comparación con el año 2012, siendo el actual de aproximadamente $ 37,5 por
barril;
• Se registraron incrementos en las provisiones por remediación ambiental por
aproximadamente $ 287 millones en 2013 comparado con el año anterior,
principalmente
por mayores trabajos relevados en las unidades de negocios de Refino y
Comercial.
• En términos de gas natural, la Sociedad, al igual que en el año anterior, ha
continuado con
su aporte a la satisfacción de la demanda doméstica, destinando prácticamente la
totalidad de su producción al mercado interno. En cuanto a volúmenes, en el
presente
ejercicio se registró un similar nivel de despachos a distribuidoras del
segmento
residencial, habiéndose producido una disminución en los volúmenes destinados a
usinas,
a GNC y a comercializadoras y clientes del segmento industrial. En materia de
precios, se
observa una parcial recomposición de los misrnos fundamentalmente en los
segmentos de
GNC e industrias en el mercado argentino. Por otra parte, en las ventas a
nuestra
compañía participada Mega, cuyo contrato se rige por la cotización de parámetros
internacionales, el precio promedio de venta medido en dólares acompañó la
evolución de
los mismos y disminuyó aproximadamente un 9,1 %, habiéndose incrementado
Durante 2013 el nivel de procesamiento de nuestras refinerías, fue en promedio
de 278 mil
barriles diarios de petróleo, situándose aproximadamente en un 3,6% por debajo
del nivel
observado en el año anterior. Esta disminución se debió prácticamente en su
totalidad a la
afectación en la capacidad de refinación que sufrió la Refinería La Plata por el
siniestro que se
describe en el párrafo siguiente, mereciendo destacarse que los otros dos
complejos de
refinación de la Sociedad, Luján de Cuyo y Plaza Huincul, funcionaron
prácticamente al100%
de su capacidad durante 2013.
Tal como se mencionara precedentemente, la Sociedad se vio afectada por las consecuencias del temporal sin precedentes que afectó toda el área de La Plata, Berrillo y Ensenada y en particular nuestra refinería. Este hecho de características absolutamente inusuales, ha afectado ciertos activos de la Sociedad, y también ha tenido un impacto en los márgenes operativos vinculados a nuestra actividad de Downstream.
La Sociedad realizó esfuerzos muy significativos a partir de ese momento, tendiendo tanto a mantener satisfecha su demanda, como así también a recomponer en el tiempo inicialmente estimado y comprometido la capacidad de procesamiento de su unidad de Topping C, la cual se encuentra totalmente operativa desde finales de mayo de 2013. Adicionalmente, y con relación al evento mencionado, la Sociedad continúa con el proceso de liquidación del siniestro.
Sobre
la base de la documentación aportada a los liquidadores designados por las
compañías
reaseguradoras, y luego del análisis realizado por los mismos, en noviembre de
2013 la
Sociedad solicitó un pago a cuenta de la indemnización total que resulte de este
proceso de
aproximadamente US$ 300 millones. Este anticipo fue aceptado y reconocido por
los
reaseguradores y, en consecuencia, registrado por la Sociedad en su estado de
resultados.
De este monto, US$ 215 millones corresponden al concepto de daño material y la
porción
restante a un pago a cuenta por la pérdida de beneficios conforme los derechos
emergentes
de la póliza de seguro. La Sociedad continúa en el proceso de reclamo de pérdida
de
beneficios, cuya cobertura se extiende hasta el 16 de enero de 2015.
Con relación a la actividad de nuestras sociedades controladas MetroGAS S.A. e YPF Energía Eléctrica S.A., que comenzaron a consolidarse durante el segundo y tercer trimestre del presente ejercicio respectivamente, los valores de ingresos y costos de estas sociedades que impactaron en el balance de la Sociedad se encuentran detallados en la nota 13 a los Estados Contables consolidados al 31 de diciembre de 2013.aproximadamente un 9,4% si se lo expresa en pesos .
Durante 2013 el nivel de procesamiento de nuestras
refinerías, fue en promedio de 278 mil
barriles diarios de petróleo, situándose aproximadamente en un 3,6% por debajo
del nivel
observado en el año anterior. Esta disminución se debió prácticamente en su
totalidad a la
afectación en la capacidad de refinación que sufrió la Refinería La Plata por el
siniestro que se
describe en el párrafo siguiente, mereciendo destacarse que los otros dos
complejos de
refinación de la Sociedad, Luján de Cuyo y Plaza Huincul, funcionaron
prácticamente al100%
de su capacidad durante 2013.
Tal como se mencionara precedentemente, la Sociedad se vio afectada por las
consecuencias del temporal sin precedentes que afectó toda el área de La Plata,
Berisso y
Ensenada y en particular nuestra refinería. Este hecho de características
absolutamente
inusuales, ha afectado ciertos activos de la Sociedad, y también ha tenido un
impacto en los
márgenes operativos vinculados a nuestra actividad de Downstream. La Sociedad
realizó
esfuerzos muy significativos a partir de ese momento, tendiendo tanto a mantener
satisfecha
su demanda, como así también a recomponer en el tiempo inicialmente estimado y
comprometido la capacidad de procesamiento de su unidad de Topping C, la cual se
encuentra totalmente operativa desde finales de mayo de 2013. Adicionalmente, y
con relación
al evento mencionado, la Sociedad continúa con el proceso de liquidación del
siniestro. Sobre
la base de la documentación aportada a los liquidadores designados por las
compañías
reaseguradoras, y luego del análisis realizado por los mismos, en noviembre de
2013 la
Sociedad solicitó un pago a cuenta de la indemnización total que resulte de este
proceso de
aproximadamente US$ 300 millones. Este anticipo fue aceptado y reconocido por
los
reaseguradores y, en consecuencia, registrado por la Sociedad en su estado de
resultados.
De este monto, US$ 215 millones corresponden al concepto de daño material y la
porción
restante a un pago a cuenta por la pérdida de beneficios conforme los derechos
emergentes
de la póliza de seguro. La Sociedad continúa en el proceso de reclamo de pérdida
de
beneficios, cuya cobertura se extiende hasta el 16 de enero de 2015.
Con relación a la actividad de nuestras sociedades controladas MetroGAS S.A. e YPF Energía Eléctrica S.A., que comenzaron a consolidarse durante el segundo y tercer trimestre del presente ejercicio respectivamente, los valores de ingresos y costos de estas sociedades que impactaron en el balance de la Sociedad se encuentran detallados en la nota 13 a los Estados Contables consolidados al 31 de diciembre de 2013.
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA SOBRE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS
(Resolución General Nº 541 de la Comisión Nacional de Valores)
La información que sigue se presenta de acuerdo con los requerimientos de la
Resolución General N° 541 de la Comisión Nacional de Valores ("CNV'')
"Presentación de
Información sobre reservas de petróleo y gas", para YPF S.A. ("YPF") y sus
sociedades
controladas.
Las reservas comprobadas representan cantidades estimadas de petróleo crudo
(incluyendo condensados y líquidos de gas natural) y de gas natural para las
cuales la
información geológica y de ingeniería disponible demuestra con certeza razonable
que van a
poder ser extraídas en el futuro de yacimientos conocidos, teniendo en cuenta
las condiciones
económicas y operativas existentes al cierre del ejercicio. Las reservas
comprobadas
desarrolladas son reservas comprobadas con razonables expectativas de ser
extraídas
mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los métodos operativos
actuales.
Las estimaciones de reservas fueron preparadas usando métodos de ingeniería y geológicos estándar generalmente aceptados por la industria del petróleo y de acuerdo con las regulaciones vigentes de la Securities and Exchange Commision ("SEC") y de la CNV. La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada yacimiento fue efectuada en base a la experiencia en el área, el grado de desarrollo, calidad y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción. Existen numerosas incertidumbres inherentes a la estimación de las reservas comprobadas y a la estimación de perfiles de producción futura y la oportunidad de los costos de desarrollo, incluyendo muchos factores que escapan al control del productor. La ingeniería de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo crudo y gas natural bajo la tierra, que no pueden ser medidas de una manera exacta, y la exactitud de cualquier estimación de reservas está en función de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos.
Como
resultado de ello, las
estimaciones de diferentes ingenieros a menudo varían. Adicionalmente, los
resultados de
perforaciones, verificaciones y producción posterior a la fecha de cualquier
estimación pueden
justificar una revisión de esta última. Por lo tanto, las estimaciones de
reservas son a menudo
diferentes de las cantidades de petróleo crudo y gas natural que finalmente se
recuperan. La
validez de tales estimaciones depende en gran medida de la precisión de los
supuestos sobre
los cuales se basan. Las reservas estimadas estuvieron sujetas a evaluación
económica para
determinar sus límites económicos.
En la determinación de los volúmenes netos de reservas excluimos de nuestras
cifras las
regalías que se deban pagar a terceros, ya sea en especie o en efectivo, cuando
el propietario
de la regalía tenga participación directa en los volúmenes producidos y pueda
disponer de los
volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta. Por el
contrario, en la medida
en que los pagos en concepto de regalías realizados a terceros, ya sea en
especie o en efectivo,
constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un
impuesto a la
producción o a la extracción, los volúmenes de reservas correspondientes no son
descontados de nuestras cifras de reservas aún a pesar de que de acuerdo con la legislación
aplicable en cada caso se denominen "regalías". YPF aplica este mismo criterio en el
cálculo de los
volúmenes de producción.
Los siguientes cuadros reflejan las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2013 y la evolución correspondiente:
Información Operativa y Financiera
Resultados de las operaciones
Síntesis de la Estructura de Resultados
Producción de Petróleo v Gas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
Resultados de las operaciones
Síntesis de la Estructura de Resultados
El siguiente cuadro presenta los resultados de las operaciones como porcentaje de los ingresos ordinarios para los ejercicios indicados:
2014 comparado con 2013
La Sociedad
A nivel operativo, en el año 2014 la producción total de hidrocarburos aumentó
un 13,5%
respecto al ejercicio anterior, alcanzando los 560 miles de boe/día, gracias a
un incremento
del 5,7% en la producción propia de YPF S.A. (considerando la incorporación de
la mayor
producción del área Puesto Hernández como consecuencia de la adquisición de una
participación adicional del 38,45% en dicha área en enero del corriente año y la
menor
producción propia por la reducción de participación del 100% al 50% en el área
Loma
Campana a partir de 2014, fruto del Acuerdo de Proyecto de Inversión con
Chevron) y a la
incorporación de la producción del grupo YSUR, también resultado de una
adquisición
realizada en marzo del presente año, que representó 7,8 miles de boe/día de
crudo, 0,8
miles de boe/día de NGL y 4,8 Mm3/día de gas natural.
La producción de gas natural alcanzó los 42,4 Mm3/día, siendo un 25,3% superior
a la
del año 2013, mientras que la producción de crudo aumentó un 5,3%, totalizando
245 mil
bbl/día.
Por otra parte, en el mismo período los niveles de procesamiento de las
refinerías
alcanzaron un 91%, un 4,6% superior al año pasado, evidenciando una importante
recuperación en la capacidad de refinación luego del siniestro sufrido en la
Refinería La
Plata el 2 de abril de 2013, con una mayor producción de Gas Oil en un 1%, de
Naftas en
un 1% y de Fuel Oil en un 25%.
Los ingresos ordinarios correspondientes al año 2014 fueron de$ 141.942
millones, lo
que representa un aumento del 57,5% en comparación con la suma de $ 90.113
millones
correspondiente al año 2013. Dentro de las principales causas que determinaron
la
variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:
• Las ventas de gas oil aumentaron $ 18.165 millones gracias a un incremento en
el
precio promedio obtenido para el mix de gasoil y a un aumento en los volúmenes
comercializados de aproximadamente 0,8%;
• Las ventas de naftas aumentaron $ 11.325 millones gracias a un incremento en
el
precio promedio y a un incremento en los volúmenes despachados de
aproximadamente 3,9%;
• Las ventas de fuel oil se incrementaron en $ 3. 777 millones debido a un
aumento
en el precio promedio obtenido y a un incremento del 33,4% en los volúmenes
comercializados durante el año 2014, acorde al aumento de la producción
mencionado anteriormente, los cuales fueron destinados fundamentalmente al
mercado de generación de electricidad en el país;
• Las ventas de gas natural en el mercado doméstico se incrementaron en $ 8.317
millones como consecuencia de un aumento de aproximadamente un 21,7% en el
volumen comercializado fundamentalmente en el segmento de usinas,
impulsados por la mayor producción del período y considerando también la inclusión de las ventas de gas natural del grupo de sociedades YSUR, las
cuales
representaron aproximadamente $ 1.476 millones y las mayores ventas de gas
natural de YPF Energía Eléctrica por aproximadamente $ 84 millones. Asimismo,
se evidenció un incremento en el precio promedio del 57,4% en pesos (un 6% en
dólares), principalmente por la mejora en el precio recibido dada la aplicación
del
Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural sobre la
producción incremental.
El costo de ventas del año 2014 fue de $ 104.492 millones, en comparación con
los $
68.094 millones en el año 2013, lo que representa un aumento del 53,5%. En
cuanto a las
principales causas de la variación, se destacan:
Compras
• Mayores importaciones de gas oil y naftas por un valor de $ 2. 7 45 millones,
principalmente como consecuencia de haber sido efectuadas a mayores precios
en pesos (levemente inferiores en dólares) con respecto al año 2013, habiéndose
mantenido estables los volúmenes importados de gas oil y con un leve incremento
en el caso de las naftas;
• Incremento neto de las compras de petróleo crudo a terceros de
aproximadamente $ 2.267 millones. El precio promedio de las compras de crudo a
terceros, medido en pesos, se incrementó aproximadamente un 55,3%,
fundamentalmente como consecuencia del incremento en el tipo de cambio,
habiendo aumentado aproximadamente un 5% si se lo mide en dólares. En
cuanto a los volúmenes, se observó una disminución de 527 mil m3 debido a que
en el ejercicio 2013 se habían realizado compras especiales de crudo pesado
durante el primer trimestre para cubrir una mayor producción de fuel oil
destinado
al mercado eléctrico y debido a la incorporación de la producción de crudos del
grupo YSUR;
• Mayores compras de biocombustibles (FAME y bioetanol) por $ 2.799 millones
con un incremento del 38% en el precio del FAME y del 50% en el precio del
bioetanol, mientras que los volúmenes comprados de FAME y de bioetanol se
incrementaron en un 5% y 49%, respectivamente;
• Con respecto al siniestro sufrido por nuestra refinería La Plata que se
mencionó
anteriormente, en el presente año se devengó un monto indemnizatorio de
aproximadamente $ 2.041 millones como resarcimiento por la pérdida de
beneficios ocasionada y conforme a los derechos emergentes de la respectiva
póliza de seguro. Este importe fue registrado mayoritariamente como un menor
costo por compras. En relación con este acontecimiento en 2013 se había
registrado una ganancia de $ 1.479 millones en el rubro "Otros Ingresos
(egresos), netos", en concepto de resarcimiento por daño material y de $ 477
millones en concepto de lucro cesante, el cual se expone como menor costo por
compras, con similar criterio al utilizado en 2014.
Otros costos de producción
• Incrementos en las depreciaciones de bienes de uso expresadas en pesos en
aproximadamente $ 8.435 millones debido fundamentalmente a las mayores
inversiones en activos, a la mayor apreciación de los mismos teniendo en cuenta
su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad, a
un incremento en los volúmenes producidos y a la incorporación de las
depreciaciones de los activos del Grupo YSUR.
•Incremento en los costos por contrataciones de obras y servicios vinculados a
la
actividad de la Sociedad. Lo mencionado previamente tiene su origen
principalmente en la mayor actividad desarrollada y en las mayores tarifas en
los
servicios como consecuencia del incremento general de precios con respecto al
ejercicio anterior, todo lo que representó aproximadamente $ 6.201 millones,
fundamentalmente en Upstream donde la Sociedad ha logrado incrementar la
producción de crudo y de gas natural, a partir de los mayores recursos
destinados
a dicha actividad y considerando a su vez, la incorporación de las sociedades
del
grupo Yacimientos del Sur (YSUR), adquiridas al grupo Apache en Argentina;
• Mayores regalías por $ 3.617 millones, de los cuales $ 2.586 millones
corresponden a regalías sobre la producción de petróleo crudo de YPF S.A., $
543 millones a regalías sobre la producción de gas natural de YPF S.A. y $ 460
millones y $ 28 millones a regalías sobre la producción de petróleo crudo y gas
natural del grupo de sociedades YSUR y de YPF Energía Eléctrica S.A.,
respectivamente. Estos aumentos se originaron debido a los mayores volúmenes
producidos en ambos productos (mencionados en el párrafo anterior) y a los
mayores precios en pesos de los productos en boca de pozo. Estos incrementos
de precios se originan fundamentalmente por la devaluación del 48% del peso
frente al dólar comparando los tipo de cambios promedios de ambos períodos
anuales;
• Incrementos salariales y otros gastos de personal, fundamentalmente a partir
de
las negociaciones y acuerdos con las entidades de representación gremial
correspondientes, con un incremento aproximado de $ 1.644 millones;
• Incrementos en los cargos provisionados para futuros trabajos de remediaciones
medioambientales por aproximadamente $ 205 millones;
• La consolidación de las sociedades del grupo YSUR implicó un incremento de
otros costos de producción, no mencionados en los párrafos precedentes, de
aproximadamente $ 323 millones en el año 2014;
Los gastos de administración correspondientes al año 2014 ascendieron a $ 4.530
millones, presentando un aumento de $ 1.844 millones (68,7%) frente a los
registrados
durante el año anterior debido fundamentalmente mayores costos en contrataciones
de
servicios informáticos, a incrementos en los cargos por publicidad institucional
y propaganda
así como también a mayores gastos de personal, ocasionados principalmente por
los
ajustes salariales producidos en el transcurso del año 2014, como así también
por la
incorporación al proceso de consolidación de MetroGAS S.A. a partir de mayo de
2013 y de
las sociedades adquiridas del Grupo YSUR, según se menciona en Nota 13 a los
Estados
Contables consolidados.
Los gastos de comercialización en el año 2014 ascendieron a $ 10.114
millones,
presentando un incremento de $ 2.543 millones comparados con el año 2013, lo que
representa un incremento del 33,6%, motivado fundamentalmente por mayores cargos
del
impuesto a los créditos y débitos bancarios, como así también por mayores cargos
por
transporte de productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas
de transporte
de combustibles en el mercado interno y a los mayores volúmenes transportados y
comercializados, y en menor medida a mayores cargos por campañas publicitarias.
Los gastos de exploración ascendieron a $ 2.034 millones, lo que representó un
incremento neto de aproximadamente $ 1.205 millones en el año 2014 con respecto
a igual
período de 2013. Esta variación se debió principalmente al marcado incremento de
la
actividad exploratoria desarrollada en el país. Las altas de activos
exploratorios en el año
2014 ascendieron a $ 2.259 millones, mostrando un crecimiento de aproximadamente
un
148% con respecto al año anterior, y habiéndose mantenido la tasa de éxito
exploratorio en
sus valores habituales.
Los otros (egresos) ingresos, netos del año 2014 fueron negativos en $ 1.030
millones,
en comparación con los $ 227 millones positivos del año 2013.
El ejercicio 2014 incluye una provisión de aproximadamente $ 1.227 millones, registrada por la sociedad Maxus Energy Corporation, subsidiaria de YPF Holdings, vinculada a reclamos de terceros basados ensupuestas antiguas responsabilidades contractuales y que esta subsidiaría objetará oportunamente (ver Nota 3 a los Estados Contables Consolidados). Este efecto fue parcialmente compensado por el ingreso obtenido por la venta a Sínopec del 30% de la participación en la extensión de la concesión del área La Ventana en la provincia de Mendoza por aproximadamente $ 369 millones y por el ingreso obtenido por la cesión de activos a Pluspetrol (principalmente Cerro Arena) por aproximadamente $ 188 millones.
En el año 2013 se había registrado un ingreso de $ 1.479 millones correspondientes al devengamiento del seguro por daño material de la Unidad de Coke A y de la Unidad de Topping C de la Refinería La Plata, ambas afectadas por el siniestro del 2 de abril de 2013 mencionado anteriormente, el que fue compensado parcialmente por cargos registrados en el segundo trimestre de 2013 vinculados a los reclamos relacionados al arbitraje con AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. (AESU) y Transportadora de Gas del Mercosur (TGM), en base al laudo parcial emitido por el Tribunal Arbitral de la Cámara de Comercio Internacional.
Los efectos mencionados precedentemente determinaron que la utilidad operativa
en el
año 2014 alcance los $ 19.742 millones, en comparación con los $ 11.160 millones
correspondientes al año 2013, lo que representa un aumento de $ 8.582 millones.
Los resultados financieros correspondientes al año 2014 fueron positivos en $
1.772
millones, en comparación con los$ 2.835 millones positivos del año 2013. En este
orden, el
efecto de la mayor diferencia de cambio positiva sobre los pasivos monetarios
netos en
pesos, generada por la mayor depreciación del peso observada durante el año 2014
fue
más que compensado con los mayores resultados financieros negativos por
intereses, producto de un mayor endeudamiento promedio y mayores tasas de
interés durante el presente ejercicio. En este orden, el monto de endeudamiento
financiero neto promedio para el año 2013 fue de $ 16.767 millones, mientras que
el monto de endeudamiento financiero neto promedio para el año 2014 fue de $
30.362 millones, importes que expresados en dólares equivalían a US$ 3.073
millones y US$ 3.760 millones, respectivamente.
El cargo por impuesto a las ganancias en el año 2014
alcanzó los $ 13.223 millones, aproximadamente $ 3. 954 millones superior al
cargo correspondiente al año 2013 el cual alcanzó los $ 9.269 millones. El
mencionado incremento tiene su origen en un mayor cargo de impuesto corriente a
pagar por $ 4.4 79 millones, por los mayores resultados obtenidos según se
menciona anteriormente y en una disminución del impuesto diferido por $ 525
millones.
La utilidad neta correspondiente al año 2014 fue de $
8.849 millones, en comparación con $ 5.079 millones para el año 2013, lo que
representa un aumento aproximado del 74,2%, producto de los efectos mencionados
en los párrafos precedentes. Los otros resultados integrales de 2014 ascendieron
a $ 16.276 millones, comparados con $ 12.031 millones del año 2013, motivado
fundamentalmente por la mayor diferencia de conversión de los bienes de uso,
teniendo en cuenta la moneda funcional de la Sociedad y la evolución del tipo de
cambio.
En base a todo lo anterior, el resultado integral total
del año 2014 fue de $ 25.125 millones, en comparación con $ 17.110 millones para
2013, lo que representa un incremento aproximado del 46,8%.
Las Unidades de Negocio
Exploración y Producción
En el año 2014, el segmento de Exploración y Producción
tuvo un resultado operativo de $ 12.353 millones, lo que representa un aumento
del 95,3% frente a la utilidad de $ 6.324 millones correspondiente al año 2013.
Los ingresos netos de crudo y gas natural se incrementaron durante el año 2014
un 65,6% con relación al mismo ejercicio anterior, alcanzando los $ 70.697
millones. Este incremento se produce gracias a los siguientes factores:
• En lo que respecta a la producción de petróleo, se
destaca el incremento de la producción total de YPF S.A. en un 2,0%, a lo cual
debe adicionarse en el presente período de 2014, la producción incorporada
proveniente de YSUR por aproximadamente 7,8 miles de barriles diarios, lo que
conforma un 5,3% de incremento total. En cuanto a la comercialización de
petróleo, se produjo un incremento del volumen transferido entre el segmento de
Exploración y Producción y el segmento de Downstream del 9,3% (aproximadamente 1.163 miles de m3) y una disminución de 212 mil m3 en
los
volúmenes de petróleo crudo vendidos a terceros, principalmente en el mercado
externo. El precio intersegmento del petróleo medido en dólares correspondiente
al año
2014 aumentó un 2,2% y representó un aumento aproximado de 51% medido en pesos,
atento a la depreciación del peso frente al dólar.
• En términos de gas natural, la producción del año 2014 de YPF S.A. alcanzó
los
37,6
Mm3/día, lo cual representa un incremento de aproximadamente 11 ,2% frente al
año
anterior, a lo cual debe adicionarse en el presente período de 2014, la
producción
incorporada proveniente de YSUR por aproximadamente 4,8 Mm3/día, con lo que se
llega a un 25,3% de incremento total. Excepto por la porción proveniente del
grupo
YSUR, que es comercializada directamente a terceros por esta compañía, la
producción
antes mencionada, neta de Jos consumos internos, es asignada al segmento
Downstream para su comercialización a terceros, obteniendo el segmento de
Exploración y Producción el precio promedio obtenido por la Sociedad en dichas
ventas,
neto de la tarifa por comercialización. Adicionalmente, el segmento de
Exploración y
Producción registra el incentivo a la producción de gas creado a través del
Programa de
Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural, por la producción incremental
correspondiente a YPF S.A e YSUR.
En materia de los costos totales de producción se observó en el año 2014 un
incremento
del 58,4%, alcanzando los $ 56.311 millones. Se destacan dentro de esta
variación:
• Incremento en las depreciaciones de bienes de uso por
aproximadamente $ 7.589 millones, Jo cual es motivado fundamentalmente por los
mayores valores de activos
sujetos a depreciación respecto al mismo período del año anterior, a partir de
las
mayores inversiones realizadas durante 2013 y 2014, como así también debido a la
mayor valuación de los mismos teniendo en cuenta la moneda funcional de la
Sociedad
y a los mayores volúmenes producidos;
• Incrementos en los costos por contrataciones de obras y serv1c1os vinculados
a la
actividad de la Sociedad de aproximadamente $ 5.057 millones. Lo mencionado
previamente tiene su origen principalmente en la mayor actividad desarrollada,
con el
resultado ya comentado sobre los incrementos de producción de crudo y gas
natural, a
partir de los mayores recursos destinados a dicha actividad, a lo que se sumó un
incremento de las tarifas en pesos como consecuencia del incremento general de
precios. Se registraron también mayores cargos por provisión de futuras
remediaciones
medioambientales por $ 282 millones, aproximadamente;
• Mayores regalías por $ 3.617 millones, de los cuales $ 2.586 millones
corresponden a
regalías sobre la producción de petróleo crudo de YPF S.A., $ 543 millones a
regalías
sobre la producción de gas natural de YPF S.A. y $ 460 millones y $ 28 millones
a
regalías sobre la producción de petróleo crudo y gas natural del grupo de
sociedades
YSUR y de YPF Energía Eléctrica S.A., respectivamente. Estos aumentos se
originaron
debido a Jos mayores volúmenes producidos en ambos productos (mencionados en el
párrafo anterior) y a los mayores precios en pesos de los productos en boca de
pozo. Estos incrementos de precios se originan fundamentalmente por la devaluación
del 48%
del peso frente al dólar comparando los tipos de cambios promedios de ambos
períodos
anuales.
• En el año 2014 se registraron los ingresos obtenidos por la venta a Sinopec
del 30% de
la participación en la extensión de la concesión del área La Ventana en la
provincia de
Mendoza y por el ingreso obtenido por la cesión de activos a Pluspetrol
(principalmente
Cerro Arena). En 2013 se habían registrado los cargos vinculados a los valores
objeto
de reclamos relacionados al arbitraje con AES Uruguaiana Emprendimientos S.A.
(AESU) y Transportadora de Gas del Mercosur (TGM), en base al laudo parcial
emitido
por el Tribunal Arbitral de la Cámara de Comercio Internacional.
Los gastos de exploración ascendieron a $ 2.034 millones, lo que representó un
incremento neto de aproximadamente $ 1.205 millones en el año 2014 con respecto
a igual
período de 2013. Esta variación se debió principalmente al marcado incremento de
la
actividad exploratoria desarrollada en el país. Las altas de activos
exploratorios en el año
2014 ascendieron a $ 2.259 millones, mostrando un crecimiento de aproximadamente
un
148% con respecto al año anterior, y habiéndose mantenido la tasa de éxito
exploratorio en
sus valores habituales.
Downstream
En el año 2014, el segmento de Downstream, el cual agrupa tanto las actividades
de
refino, marketing, logística, química, generación de electricidad y distribución
de gas natural,
registró un resultado operativo de $ 10.978 millones en comparación con los $
6.721
millones registrados en igual período del año anterior, lo que representa un
incremento del
63,3%. Entre los diferentes aspectos, favorables y desfavorables, que afectaron
los
resultados, se destacan los siguientes:
• Durante el año 2014 el nivel de procesamiento de nuestras refinerías, fue en
promedio
de 290 mil barriles diarios de petróleo, situándose aproximadamente en un 4,6%
por
encima del nivel observado en el año anterior. Este aumento se debió
principalmente a
la afectación en la capacidad de refinación que sufrió la Refinería La Plata
luego del
siniestro sufrido el pasado 2 de abril de 2013 y en menor medida, a la mayor
disponibilidad de crudo liviano en 2014.
• Incremento en los ingresos por ventas de gas oil, durante el año 2014 respecto
al año
anterior, por un monto neto positivo de aproximadamente $ 18.165 millones,
gracias a
un incremento en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil y a un
aumento en
los volúmenes comercializados de aproximadamente 0,8%;
• Incremento neto de las ventas de naftas, durante el año 2014, de
aproximadamente $
11.325 millones, gracias a un incremento en el precio promedio y a un incremento
en
los volúmenes despachados de aproximadamente 3,9%;
Las ventas de fuel oil se incrementaron en $ 3.777 millones debido a un aumento
en el
precio promedio obtenido y a un incremento del 33,4% en los volúmenes
comercializados durante el año 2014, acorde al aumento de la producción
mencionado
anteriormente, los cuales fueron destinados fundamentalmente al mercado de
generación de electricidad en el país.
• En cuanto a las ventas de productos petroquímicos se registran mayores
ingresos por $
1.989 millones, principalmente en el mercado interno, donde se comercializaron
mayores volúmenes de metano! y productos aromáticos, todos ellos con mejores
precios, lo cual arrojó un incremento de ingresos de aproximadamente$ 1.500
millones.
En cuanto a las exportaciones, se registraron menores volúmenes de solventes y
corte
parafínico liviano, sólo parcialmente compensado con mayores volúmenes de
metano!,
aunque con mejores precios promedio en pesos en toda la canasta de productos,
con
un efecto neto positivo de aproximadamente $ 489 millones en los ingresos por
ventas;
• Las mayores ventas de gas natural en el mercado doméstico, como consecuencia del aumento en el volumen comercializado y del incremento en el precio promedio obtenido resultó en una mayor fee de comercialización para este segmento de negocio;
• Mayores costos en las compras de petróleo crudo, a terceros y al segmento de
Exploración y Producción por $ 22.547 millones, lo cual se encuentra motivado
por el
incremento en el precio del petróleo crudo expresado en pesos a partir de la
variación
cambiaría del peso frente al dólar entre ambos períodos, tal como se menciona en
párrafos anteriores, así como también por los mayores volúmenes de crudo
transferidos
desde el segmento de Exploración y Producción, habiendo sido todos estos efectos
sólo
parcialmente compensados por los menores volúmenes de compras de petróleo crudo
a
otros productores, que disminuyeron aproximadamente un 17% (en torno a los 527
mil m3) en el presente ejercicio. El precio promedio de compra de petróleo crudo
al
segmento de Exploración y Producción, medido en pesos, se incrementó
aproximadamente un 51% y el precio de compra a otros productores de petróleo
crudo
se incrementó aproximadamente un 55%. Esta diferencia en el porcentual de los
incrementos se debe a la distinta proporción de calidades de crudos comprados a
terceros en el año 2014 con respecto a las compras efectuadas en el ejercicio
anterior;
• Mayores importaciones de gas oil y naftas por un valor de $ 2. 7 45 millones,
principalmente como consecuencia de haber sido efectuadas a mayores precios en
pesos (levemente inferiores en dólares) con respecto al año 2013, habiéndose
mantenido estables los volúmenes importados de gas oil y con un leve incremento
en el
caso de las naftas;
• Mayores compras de biocombustibles (FAME y bioetanol) por $ 2.799 millones con
un
incremento del 38% en el precio del FAME y del 50% en el precio del bioetanol,
mientras que los volúmenes comprados de FAME y de bioetanol se incrementaron en
un 5% y 49%, respectivamente;
• En relación a los costos de producción, se observa durante el año 2014 un
aumento en
las tarifas de transporte de crudo y materias primas y uso de instalaciones
portuarias y en las tarifas de servicios contratados para reparación y mantenimiento de
nuestras
refinerías, así como también en los costos de las pólizas de seguros, todos los
cuales
están fundamentalmente motivados por la evolución de la economía y los
incrementos
salariales, todo tal como fuera anteriormente comentado. Como consecuencia de
todo
esto, considerando que la masa de gastos se incrementó aproximadamente un 51% y
considerando asimismo el mayor nivel de procesamiento en refinerías según se
menciona anteriormente, el costo de refinación se incrementó en el año 2014 en
aproximadamente un 45% en comparación con el año 2013. Se registraron también
menores cargos por provisión de futuras remediaciones medioambientales por $ 77
millones, aproximadamente;
Con respecto al siniestro sufrido por nuestra refinería La Plata que se mencionó
anteriormente, en el presente año se devengó un monto indemnizatorio de
aproximadamente $ 2.041 millones como resarcimiento por la pérdida de beneficios
ocasionada y conforme a los derechos emergentes de la respectiva póliza de
seguro. Este
importe fue registrado mayoritariamente como un menor costo por compras. En
relación con
este acontecimiento en 2013 se había registrado una ganancia de $ 1.479 millones
en el
rubro "Otros Ingresos (egresos), netos", en concepto de resarcimiento por daño
material y
de $ 477 millones en concepto de lucro cesante, el cual se expone como menor
costo por
compras, con similar criterio al utilizado en 2014.
Esfuerzos de crudo v gas no convencional liderados por YPF
Las formaciones de shale gas y shale oil están atrayendo cada vez más atención
en
todo el mundo, como fuentes de importantes reservas de gas natural y petróleo.
Desde el año 2008, YPF ha llevado varios proyectos de exploración y desarrollo
relacionados con los recursos no convencionales en Argentina, siendo los más
importantes
en la formación Vaca Muerta dentro la cuenca Neuquina.
La formación Vaca Muerta se encuentra entre 2.500 y 4.000 metros de profundidad,
más
de 2. 000 metros por debajo del nivel freático, que normalmente se encuentra en
profundidades de 300 a 500 metros.
La estimulación hidráulica, una tecnología probada por
mucho tiempo, permite que estos
recursos que se extraigan de una manera eficiente y respetuosa con el medio
ambiente. La
estimulación hidráulica consiste en la inyección de fluidos y arena a alta
presión en el pozo
para romper la roca y permitir a los hidrocarburos atrapados en la formación
fluir a la
superficie como en cualquier pozo convencional.
En promedio, esta técnica usa agua y arena (99,5% se
pueden reciclar), y sólo 0,5% de
aditivos. Estos aditivos son los mismos que los utilizados en los productos para
el hogar y
aplicaciones comerciales, tales como cloruro de sodio (utilizado en la sal de
mesa}, sales de
borato (cosméticos), carbonato de potasio (detergentes), goma guar (helado) y
alcohol
isopropilico (utilizado en los desodorantes).
El agua utilizada para el desarrollo de estos depósitos se
adquiere a partir de cuerpos
de agua corriente y representa sólo un pequeño porcentaje del flujo total. Esto
da cuenta de
volúmenes mucho más bajos que los que se utilizan para el consumo humano y
agrícola en
la provincia.
Actualmente, YPF está desarrollando un Marco de Gestión
del Agua (Water
Management Framework}, que se centra en tres áreas claves de la utilización del
agua:
recursos hídricos (factores de sustentabilidad, medidas que tengan en cuenta las
necesidades de otros usuarios locales del agua y el efecto ambiental neto); uso
y eficiencia
del agua (controles de sustitución del agua, reducción del consumo,
reutilización y reciclado
considerando el efecto neto ambiental); y gestión de aguas residuales
(considerar similares
a los factores de sustentabilidad y efecto neto ambiental como se describe en
recursos
hídricos).
YPF tiene en ejecución los siguientes estudios: estudio hidrogeológico de los acuíferos confinados y semi confinados de Neuquén y del grupo Rayoso y estudio hidrogeológico de los acuíferos no confinados de la llanura aluvial del río Neuquén en el área de Loma Campana (iniciado en diciembre de 2014}, estudio de calidad del aire y ruido ambiental en el área de Loma Campana (a partir de 2015) y estudios ambientales acuáticos y terrestres en las áreas Loma Campana, El Mangrullo y El Orejano (a partir de 2015).
VIII. Información sobre reservas petroleras y gasíferas
i. Determinación de reservas v su evolución
La información que sigue se presenta de acuerdo con los
requerimientos de la
Resolución General N' 541 de la Comisión Nacional de Valores ("CNV")
"Información sobre
reservas de petroleras y gasíferas", luego incorporado a las Normas de la CNV en
su T. O.
2013, para YPF S.A. ("YPF") y sus sociedades controladas.
Las reservas comprobadas representan cantidades estimadas
de petróleo crudo
(incluyendo condensados y líquidos de gas natural) y de gas natural para las
cuales la
información geológica y de ingeniería disponible demuestra con certeza razonable
que van
a poder ser extraídas en el futuro de yacimientos conocidos, teniendo en cuenta
las
condiciones económicas y operativas existentes al cierre del ejercicio. Las
reservas
comprobadas desarrolladas son reservas comprobadas con razonables expectativas
de ser
extraídas mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los métodos
operativos
actuales.
Las estimaciones de reservas fueron preparadas usando
métodos de ingeniería y
geológicos estándar generalmente aceptados por la industria del petróleo y de
acuerdo con
las regulaciones vigentes de la Securities and Exchange Commision ("SEC") y de
la CNV.
La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada
yacimiento fue efectuada en base a la experiencia en el área, el grado de
desarrollo, calidad
y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción. Existen
numerosas
incertidumbres inherentes a la estimación de las reservas comprobadas y a la
estimación de
perfiles de producción futura y la oportunidad de los costos de desarrollo,
incluyendo
muchos factores que escapan al control del productor. La ingeniería de reservas
es un
proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo crudo y gas natural
bajo la
tierra, que no pueden ser medidas de una manera exacta, y la exactitud de
cualquier
estimación de reservas está en función de la calidad de la información
disponible y de la
interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Como resultado de ello,
las
estimaciones de diferentes ingenieros a menudo varían. Adicionalmente, los
resultados de
perforaciones, verificaciones y producción posterior a la fecha de cualquier
estimación
pueden justificar una revisión de esta última. Por lo tanto, las estimaciones de
reservas son
a menudo diferentes de las cantidades de petróleo crudo y gas natural que
finalmente se
recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de la
precisión de los
supuestos sobre los cuales se basan. Las reservas estimadas estuvieron sujetas a
evaluación económica para determinar sus limites económicos.
En la determinación de los volúmenes netos de reservas
excluimos de nuestras cifras las
regalías que se deban pagar a terceros, ya sea en especie o en efectivo, cuando
el
propietario de la regalía tenga participación directa en los volúmenes
producidos y pueda
disponer de los volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta.
Por el
contrario, en la medida en que los pagos en concepto de regalías realizados a
terceros, ya
sea en especie o en efectivo, constituyan una obligación financiera, o sean
sustancialmente
equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, los volúmenes de
reservas
correspondientes no son descontados de nuestras cifras de reservas aún a pesar
de que de
acuerdo con la legislación aplicable en cada caso se denominen "regalías". YPF
aplica este
mismo criterio en el cálculo de los volúmenes de producción.
Los siguientes cuadros reflejan las reservas estimadas de petróleo crudo y condensado, liquides de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2014 y la evolución correspondiente:
En el año 2014, la incorporación de reservas comprobadas, desarrolladas y no desarrolladas, de hidrocarburos alcanzó los 333 millones de barriles de petróleo equivalentes, de los cuales 154 millones de barriles corresponden a líquidos y 179 millones de barriles de petróleo equivalentes a gas natural. De esta manera, las reservas probadas han aumentado un 11 ,9%, de 1.083 millones de barriles de petróleo equivalentes a 1.212 millones de barriles de petróleo equivalentes. A su vez, el año 2014 incluye las reservas consolidadas de YSUR por 140 millones de barriles de petróleo equivalentes.
Es así como el índice de reemplazo de reservas alcanzó un
163%, mientras que el
mismo indicador para el gas fue 184% y de 144% para los líquidos. En el año
anterior el
índice de reemplazo de reservas había alcanzado el 158%.
Se destacan las incorporaciones de reservas comprobadas en Aguada Toledo -
Sierra
Barrosa por el desarrollo de la Formación Lajas de tight gas, en Rincón del
Mangrullo por el
desarrollo de tight gas en la Formación Mulichinco, las relacionadas a la
extensión de
concesiones en la Provincia del Río Negro (tanto para YPF como para YSUR),
aquellas en
Loma Campana asociadas al desarrollo de shale oil de la formación Vaca Muerta,
las
incorporaciones en los yacimientos de la Cuenca del Golfo San Jorge y Neuquina
debido a
nuevos proyectos de desarrollo de petróleo y gas, así como a la extensión de la
recuperación secundaria y por último, la incorporación de reservas provenientes
de la
consolidación de los activos de YSUR. Por otro lado, cabe señalar que durante el
ejercicio
2014 se produjo una disminución de reservas producto de las ventas de las
extensiones de
los contratos de las áreas Magallanes y La Ventana a ENAP Sipetrol y Sinopec
respectivamente, como también por la cesión de los bloques, principalmente
Puesto
Cortadera, a Gas y Petróleo de Neuquén.
Al cierre del ejercicio 2014, las principales áreas de
producción y reservas de
hidrocarburos de YPF son las siguientes: Loma La Lata Central, Aguada
Toledo-Sierra
Barrosa, Chihuido de la Sierra Negra, Chihuido de la Salina, El Portón y Puesto
Hernández -en la Cuenca Neuquina, Vizcacheras, Barrancas y La Ventana en la Cuenca Cuyana,
Manantiales Behr, El Trébol, Los Perales, Cañadón Seco y Barranca Baya en la
Cuenca del
Golfo San Jorge y Magallanes en la Cuenca Austral.
ii. Controles internos de las reservas y las auditorias
de /as reservas
Todas nuestras reservas de petróleo y gas han sido
estimadas por nuestros ingenieros
en petróleo. Con el objeto de lograr un estándar alto de "certeza razonable",
las reservas
estimadas se declaran tomando en cuenta guías adicionales tales como las
relacionadas
con los requerimientos de productividad económica del reservorio, extensiones
razonables
del área de reservas comprobadas, los mecanismos de extracción y los métodos de
recuperación mejorada, la comercialización conforme a las condiciones económicas
y
operativas existentes y la madurez del proyecto.
Las estimaciones de recuperación final se obtienen
mediante la aplicación de factores de
recuperación a las cantidades originales de petróleo en el sitio. Esos factores
se basan en el
tipo de energía inherente del reservorio, el análisis de las propiedades de los
fluidos y las
rocas, la posición estructural de los reservorios y su historial de producción.
En algunos
casos, se comparan reservorios que tengan producciones similares en las áreas
donde se
encuentren disponibles datos más completos.
Nuestras reservas al 31 de diciembre de 2014 fueron
estimadas de acuerdo al
procedimiento interno de control de calidad, el cual está integrado dentro del
sistema de
control interno de YPF.
La Dirección de Control de Reservas (DCR) está separada y
es independiente del sector
de negocio de Exploración y Producción. La actividad de la DCR es supervisada
por el
Comité de Auditoría de YPF, que es responsable también de supervisar los
sistemas y
procedimientos utilizados para el registro y el control interno sobre las
reservas de
hidrocarburos de la compañía. Los objetivos primordiales de la DCR son
asegurarse de que
la estimación de reservas comprobadas de YPF, así como su exposición, cumplan
con las normas de la SEC, del Financial Accounting Standard Board (FASB) y la Sarbanes-Oxley
Act de Estados Unidos, así como también evaluar los cambios anuales en las
estimaciones
de reservas y la presentación de las reservas comprobadas. La DCR es responsable
de
preparar la información a ser difundida p0000000000úblicamente con relación a nuestras
reservas
comprobadas de petróleo crudo, condensado, líquidos del gas natural y gas
natural.
Asimismo, es también responsabilidad de la DCR brindar formación al personal
involucrado
en la estimación de reservas y en el proceso de reporte dentro de YPF. La DCR es
gestionada y está integrada por personas que cuentan con un promedio cercano a
20 años
de experiencia técnica en la industria petrolera, incluyendo experiencia en la
clasificación y
categorización de reservas de acuerdo a las normas de la SEC. El personal de la
DCR
incluye diversas personas que cuentan con títulos superiores, ya sea en
ingeniería o
geología, así como otras que cuentan con licenciaturas en varios estudios
técnicos. Varios
integrantes de la DCR están registrados o bien afiliados a los organismos
profesionales en
su especialidad.
Todos los volúmenes registrados son sometidos a auditoría
de reservas por un tercero en
forma periódica. Los yacimientos sometidos a auditoría de reservas para
cualquier año dado
se seleccionan conforme a los siguientes parámetros:
i. todos los yacimientos en un ciclo de tres años; y
ii. yacimientos recientemente adquiridos no sometidos a una auditoría,
estimación o
revisión durante el ciclo anterior y yacimientos respecto de los cuales se
encuentra
disponible información nueva que podría afectar materialmente las estimaciones
de
reservas anteriores.
Para aquellas áreas sometidas a auditorias externas, las
estimaciones de YPF de
reservas comprobadas deben estar dentro del 7% ó 10 mmbpe de las estimaciones
del
auditor externo para que YPF declare que el auditor externo ha ratificado los
volúmenes. En
el caso de que la diferencia fuera mayor que el mencionado nivel de tolerancia,
YPF
efectuará una nueva estimación de las reservas comprobadas con el objeto de
alcanzar ese
nivel de tolerancia, o deberá reportar las cifras que surgen del trabajo del
auditor externo.
En 2014, DeGolyer and MacNaughton auditó ciertas áreas de
YPF, operadas y no
operadas, de las cuencas Austral, Neuquina, Golfo San Jorge, Noroeste, Cuyana y
Golfo de
México. Estas auditorias fueron realizadas con fecha 30 de septiembre de 2014,
con
excepción de las áreas de YSUR, recientemente adquiridas y donde se adoptó el
criterio de certificación de reservas, y Lindero Atravesado, Magallanes, Cañadón
Yatel y Señal Picada que fueron auditadas al 31 de diciembre de 2014.
Los campos auditados al 30 de septiembre de 2014 contienen
en conjunto de acuerdo a
nuestra estimación, 329,9 millones de barriles de petróleo equivalentes de
reservas
comprobadas, lo cual representa aproximadamente el 28% de nuestras reservas
comprobadas a esa fecha. Además, los campos que fueron auditados al 31 de
diciembre de
2014, contienen en conjunto de acuerdo a nuestra estimación, 221,6 millones de
barriles de
petróleo equivalentes de reservas comprobadas, lo cual representa
aproximadamente el
18,3% de nuestras reservas comprobadas a esa fecha.
Además se nos requiere, de conformidad con la Resolución S.E. 324/06 de la Secretaria de Energía, que presentemos en forma anual, hasta el 31 de marzo de cada año, detalles de nuestras estimaciones de reservas de petróleo y gas y recursos ante la Secretaria de Energía, según se define en dicha resolución, con la certificación de un auditor externo de reservas. La mencionada certificación y auditoría externa solamente tiene el alcance que se establece en la Resolución S. E. 324/06 y no deben interpretarse como una certificación o auditoría externa de las reservas de petróleo y gas bajo las normas de la SEC.
Hemos presentado el informe correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 y las estimaciones de nuestras reservas de petróleo y gas presentadas ante la Secretaria de Energía son significativamente superiores a las estimaciones de nuestras reservas comprobadas de petróleo y gas incluidas en la presente Memoria debido principalmente a que: (i) la información presentada ante la Secretaria de Energía incluye todas las propiedades de las que somos operadores, independientemente del nivel de participación en dichas propiedades, (ii) la información presentada ante la Secretaria de Energía incluye otras categorías de reservas y recursos diferentes a las reservas comprobadas que no se incluyen en esta Memoria, el cual contiene solamente estimaciones de reservas comprobadas de acuerdo con la regulación de la SEC y según se menciona en párrafo precedente, y (iii) la definición de reservas comprobadas en virtud de la Resolución S.E. 324/06 es diferente de la definición de "reservas comprobadas de petróleo y gas" establecida en la Norma 4-10(a) de la Regulación S-X de la SEC. Por ende, todas las estimaciones de reservas comprobadas de petróleo y gas incluidas en este Prospecto reflejan solamente las reservas de petróleo y gas en forma acorde con las normas y requisitos de información de la SEC.
Fuente : Memorias y Balances Repsol-YPF 1994-2014