La petrolera vendió yacimientos maduros, elevó la extracción no convencional a 213 mil barriles diarios y redujo su endeudamiento a los niveles más bajos de la última década.
Las plantas de procesamiento de combustibles trabajaron por encima de su capacidad nominal para sostener el abastecimiento interno durante el último período operativo. Las refinerías registraron un volumen promedio de 351.000 barriles diarios, alcanzando una tasa de utilización del 104% que permitió obtener marcas históricas en la elaboración de naftas y gasoil. Esa pauta industrial derivó en un incremento interanual del 10% en las ventas de despacho, consolidando una cuota de mercado del 59% a nivel nacional.
La colocación de volúmenes en las estaciones de servicio se produjo mientras la conducción de la empresa aplicó un esquema temporal de amortiguación de precios locales. Esta medida buscó contener el impacto directo de las oscilaciones internacionales sobre los surtidores, protegiendo la demanda interna sin recortar la participación de la firma. La liquidez generada por la actividad comercial aportó un flujo de caja libre de U$S 824 millones, cifra que habría ascendido a U$S 1.000 millones de no ser por los desembolsos extraordinarios destinados a la compra de activos a la operadora Equinor.
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La reestructuración del perfil productivo incluyó la salida progresiva de los bloques continentales con historia extractiva declinante. En esa línea, la compañía cerró un acuerdo para desprenderse de dos agrupamientos de áreas convencionales en la provincia de Mendoza por un valor cercano a los U$S 400 millones. El desprendimiento de esos activos maduros responde a la meta corporativa de volcar el 95% de la extracción física directamente a los bloques no convencionales de la cuenca neuquina.
La reasignación de capital favoreció el desarrollo de la formación hidrocarburífera no convencional, donde se concentró el 77% de los U$S 1.340 millones invertidos en el trimestre. El bombeo de petróleo shale en la zona núcleo promedió los 213.000 barriles diarios, marcando el ritmo de la expansión operativa. Las proyecciones fijadas por la dirección de la compañía apuntan a cerrar el año con un nivel de extracción cercano a los 250.000 barriles por día.
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Para acompañar el salto de producción en las áreas no convencionales, la ingeniería de transporte requiere la habilitación de nuevas trazas de evacuación. En ese plano, la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superó el 77% de avance de obra al cierre de junio de 2026. La infraestructura quedará operativa a comienzos de 2027 para derivar los excedentes de crudo hacia los puntos de embarque en el Atlántico.
La capacidad de envío masivo hacia mercados internacionales otorgará liquidez continua a los desarrollos masivos proyectados en la Cuenca Neuquina. El despliegue de esta red de ductos resulta clave para viabilizar el proyecto Loma La Lata Oil, formalizado en mayo ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa contempla compromisos de capital por U$S 25.000 millones y se convirtió en la propuesta de inversión más importante radicada bajo ese marco normativo.
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El resultado operativo general mostró un EBITDA ajustado de U$S 2.804 millones, cifra que representó un incremento del 150% en comparación con el mismo período del año anterior. El indicador financiero alcanzó la marca más elevada de los últimos veinte años, generando la segunda ganancia neta más alta en la trayectoria de la petrolera estatal. Al mismo tiempo, el nivel de endeudamiento y apalancamiento retrocedió hasta ubicarse en la cota más baja registrada en los últimos 11 años.
La concentración de recursos en yacimientos de alta productividad modificó la dinámica interna del balance corporativo. La consolidación de márgenes financieros positivos le permite a la operadora sostener el plan de perforación en las áreas centrales sin recurrir a niveles elevados de crédito. Este esquema de autofinanciamiento resguarda las operaciones frente a las variaciones de la coyuntura macroeconómica.
La ejecución del plan quinquenal queda supeditada al cumplimiento de los plazos técnicos en las obras de infraestructura de transporte de hidrocarburos. La habilitación oportuna del sistema VMOS definirá la capacidad real de la firma para canalizar los saldos exportables de petróleo no convencional hacia los barcos metaneros y cargueros a partir de 2027.
Fuente: El Observador
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