En el caso del holding estatal que todavía preside Miguel Gutiérrez, entre enero y septiembre sumó pérdidas por $23.595 millones debido a que se vio obligada a encarar un proceso de revalúo de sus activos vinculados al negocio del gas que cayeron en $31.000 millones en ese lapso.
Es que al ser la principal petrolera del país, con algo más del 50% de ese mercado, los vaivenes que presenta la coyuntura tienen mucho más peso sobre YPF que sobre sus competidoras.
Por caso, al ser su mayor negocio la venta de combustibles al mercado local, fue muy afectada por el congelamiento que sufrieron los precios de las naftas durante varios meses y por la imposibilidad de trasladar a esos valores la totalidad del incremento de los costos generados tras la última devaluación de agosto pasado.
De hecho, en YPF aseguran que, técnicamente, en lo que va del año llevan ganados $8.000 millones si no se tiene en cuenta el resultado del revalúo de los activos de gas, su segundo negocio generador de caja detrás de la venta de combustibles.
En ese escenario, la caída de la comercialización de naftas y la poca venta de gas provocan mayores problemas que a otros grupos petroleros con negocios más extendidos o de menor peso en el mercado como son Pampa Energía, Vista & Oil, Pan American Energy (PAE), Grupo Techint y Compañía General de Combustibles (CGC), entre otros.
Entre los cinco, informaron ganancias por $50.327 millones entre enero y septiembre de este año, siendo el holding que comanda Marcelo Mindlin el que más aporta a esta cifra, con un resultado operativo de $31.863 millones, lejos del segundo en el ranking que fue la petrolera creada por Miguel Galuccio, con $8.370 millones.
En el tercer lugar se ubica el grupo de la familia Bulgheroni, con $5.921 millones, mientras que la compañía propiedad de los Rocca informó ganancias por $2.810 millones a través de Tecpetrol, en tanto que la petrolera de Eduardo Eurnekian reportó ganancias por $1.361 millones en el mismo período.
Se trata de resultados dispares a los logrados por los mismos grupos durante igual lapso del 2018 cuando, por ejemplo, Pampa Energía arrojó pérdidas por $5.399 millones pero que tienen que ver con la forma de presentar su balance hasta ese año, cuando todavía adoptaba al peso como moneda y teniendo en cuenta el impacto que tuvo en sus resultados la devaluación del 23% que acumuló la moneda local.
Este año, la compañía adoptó el dólar como moneda funcional para la contabilización de su información financiera, con efecto desde el 1 de enero. Sin embargo, los datos de los períodos comparativos se basan en moneda local y en términos constantes al 31 de diciembre de 2018, los cuales expresados en dólares son trasladados al tipo de cambio nominal de cierre.
En el caso de Vista & Oil, entre enero y septiembre del año pasado obtuvo ganancias por $13.414 millones, lo cual muestra que en 2019 sufrió una disminución de su rentabilidad de $5.044 millones o lo que es lo mismo, una baja de casi el 40%.
Por su parte, PAE también redujo su rentabilidad entre ambos períodos, ya que entre enero y septiembre del 2018 había informado ganancias por $7.715 millones. Esto muestra una caída de $1.74 millones o de casi el 20%. De todos modos, este año lleva invertidos $47.654 millones en toda su operación local, que involucra sus negocios en Chubut, Santa cruz, Neuquén y Tierra del Fuego.
Con respecto a CGC, su balance muestra un rojo de $1.308 millones en los primeros nueve meses del año pasado, mientras que Tecpetrol ganó en 2019 algo más de $700 millones si se toma en cuenta que entre enero y septiembre del 2018 su resultado fue positivo en $".189 millones. Las cifras se explican por el impacto que el escenario macro de cada año tuvo en las operaciones de los cuatro grupos.
En el caso de Pampa Energía, además de sus operaciones en el área petrolera, su balance refleja la performance de las otras empresas controladas por el grupo como son Edenor, Transener, OldelVal, Refinor y TGS.
En ese sentido, sus netas consolidadas fueron de u$s2.134 millones, un 6% inferiores a los u$s2.280 millones registrados en el mismo período de 2018, debido a disminuciones del 7% en distribución de energía, 13% en petróleo y gas, 6% en petroquímica, 44% en holding y mayores eliminaciones por ventas intersegmento por u$s195 millones, parcialmente compensadas por un incremento del 50% en generación de energía.
En el caso específico del negocio petrolero, informa una producción de 48,4 mil barriles por día de hidrocarburos, con un margen bruto por las operaciones contínuas que disminuyó orgánicamente en un 59% por una caída del 26% tanto en los precios de venta de petróleo y gas.
Asimismo, la producción de petróleo alcanzó 4,8 kbbl/día en el 3T19, 10% inferior al 2018, principalmente debido a menor producción en El Tordillo. En este sentido, los pozos por las operaciones contínuas en Argentina totalizaron 900, en comparación a los 892 del 31 de diciembre de 2018.
El precio promedio de venta de gas devengado fue de u$s3,3/MBTU, 26% menor a los u$s4,5/MBTU registrado en el período anterior, principalmente debido a la tendencia negativa en los precios de la demanda desde agosto del 2018, y en línea con las reducciones impuestas por CAMMESA en el valor de referencia y compra en condición interrumpible de gas para usinas.
"Los precios del gas reflejan la estacionalidad de la demanda, el exceso de oferta doméstica durante el período estival y los cuellos de botella en la infraestructura de transporte", advierte Pampa Energía en su reporte, en el cual, sin embargo, aclara que desde junio pasado los precios revertieron su tendencia negativa y aumentaron de u$s2,7/MBTU a u$s3,6/MBTU debido a la alta demanda durante el período invernal, pero a partir de septiembre de 2019 volvió a reflejar los rangos comercializados durante el período estival.
En el caso del petróleo, su precio promedio de venta fue de u$s49,2/barril, 26% menor a los u$s66,4/barril, principalmente explicado por la medida de la Secretaría de Energía para fijar los valores y en menor medida, a menores precios internacionales de referencia.
Así las cosas, el EBITDA ajustado del segmento de petróleo y gas por las operaciones continuas disminuyó orgánicamente en un 32%, registrando u$s52 millones en el tercer trimestre, por menores precios de venta de hidrocarburos, el congelamiento de valores en la comercialización del crudo desde agosto, mayores costos por mayor nivel de actividad en el área El Mangrullo, y por la menor producción de petróleo, parcialmente compensados por el crecimiento en la producción y venta de gas, el efecto de la devaluación del peso en los costos y menores regalías.
En Vista & Oil, la principal estrategia de Galuccio para lo que resta del año está enfocada en mejorar la generación de flujos de efectivos, enfocarse en el desarrollo de sus campos en Vaca Muerta, alcanzar una posición de liderazgo como operadores, preservar la flexibilidad financiera y buscar oportunidades de crecimiento en América latina.
A diferencia de estos números, el negocio petrolero del Grupo Techint muestra que su controlada Tecpetrol ganó más que el año pasado cuando llegó a los $2.188 millones.
Es que, si bien todas estas corporaciones operan y compiten en el mercado local y deben enfrentar las mismas regulaciones y volatilidad que sufre el sector por la inestabilidad económica y la incertidumbre sobre el futuro político, tienen sus particularidades que les permiten estar lejos de los balances en rojo.
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