YPF

Una negociación central para el shale

YPF y los acreedores: Un acuerdo con impacto en el nivel de actividad

La negociación de YPF y los acreedores de su deuda, todavía con final abierto, será central para conocer el nivel de actividad en los próximos meses en buena parte de las cuencas productoras del país, en particular en Vaca Muerta.

La compañía ofreció nuevas condiciones para sus vencimientos de los próximos dos años por 6200 millones de dólares. En su última oferta, aquella que motivó la recuperación de sus títulos en Wall Street, propuso cupones atados a intereses y una prenda sobre su subsidiaria YPF Luz.

Al margen del monto total de la dueda, parte de lo que está en juego es el upstream de los no convencionales. O dicho de otro modo: saber en buena medida qué nivel de actividad habrá en los campos petroleros y gasíferos de Neuquén.

En la comunicación que envió a la Comisión Nacional de Valores, YPF le puso números a ese nivel de actividad. En ese trámite, también les dice a los acreedores cómo invertirá en el 2021.

En buena medida, es también una forma de graficar de dónde piensa obtener los recursos para afrontar los pagos del futuro.

La empresa les informó que proyecta invertir 2700 millones de dólares en el 2021: de este total, 2100 millones busca destinarlos al upstream (producción) y otros 600 a su principal herramienta de recaudación en el mercado interno, el downstream, los combustibles.

Del total de sus fondos para la producción, 1300 millones serán para el segmento no convencional, sus bloques productores de gas y petróleo en Vaca Muerta. Implicaría un salto del 90% respecto del 2020, cuando a raíz de la pandemia cayó un 61%.

En cuanto al petróleo que obtiene en todas sus áreas del país, espera alcanzar unos 208.000 barriles diarios en promedio (1000 más que en 2020) y sostener el promedio de 35 millones de metros cúbicos diarios (MM m3/d), lo que implicaría producir adicionalmente por sobre ambos valores para paliar el declino natural de pozos.

En este punto, algunos datos de contexto sobre el impacto de las inversiones de la principal desarrolladora de Vaca Muerta: la cifra que quiere invertir es el equivalente al 65% de las inversiones totales que recibió Neuquén en el 2020, de 2000 millones de dólares tal como le dijo a +e el gobernador Omar Gutiérrez en diciembre.

Se trata de una cifra muy por debajo de los cinco años previos, donde el upstream no convencional supo conseguir entre 4 y cinco mil millones de dólares por año con los pilotos y planes de desarrollo de todas las empresas con bloques no convencionales.

Para YPF, hay una razón de costos de producción que la impulsaron en los últimos años a definir el traspaso del 70% de su operación a la Cuenca Neuquina. Después de todo, es el lugar donde se hace más fuerte para paliar los vaivenes del precio del Brent, una variable más central que nunca en sus finanzas en medio de la pandemia y el proceso de reestructuración de su deuda.

La brecha de 50/55 dólares por barril la coloca en carrera en sus principales bloques productores, donde seguirá asumiendo el compromiso de bajar costos.

Pero para eso también necesita el alivio de aplazar pagos de deuda.

El otro factor central con impacto en el upstream no solo de Vaca Muerta tiene que ver con el mercado de los combustibles. YPF tiene cerca del 60% del segmento de la venta de naftas.

En medio de la pandemia del coronavirus, el consumo de combustibles tuvo una caída histórica. La demanda actual gira en torno al 70-75% respecto de la prepandemia, según la fuente que se consulte.

YPF obtiene en los surtidores el grueso de sus fondos para ir a perforar. Por eso, en un mercado diezmado, recibe una presión adicional que impacta en su ritmo de perforación.

Si bien las ventas del segmento se recuperan de acuerdo con la flexibilización de las restricciones, lo cierto es que resta un largo trecho para la normalización definitiva.

De hecho, meses atrás proyectó que, en diciembre de este año, a su segmento de los combustibles todavía le restará recuperar alrededor del 10% de las ventas.

Esto último, sin embargo, es algo lateral; el grueso de la actividad de los dos próximos años se está jugando en la negociación clave que tendrá un nuevo capítulo el 11 de febrero en la asamblea a la que convocó la empresa a sus acreedores.

Desde ese momento acaso sea más claro el panorama de los próximos meses en todas las cuencas productoras.

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Las nuevas condiciones en la negociación

Esta semana, el directorio de YPF buscó descomprimir el frente con los acreedores y aprobó modificaciones de las condiciones de su primera oferta para hacer más atractivo el acuerdo. Por un lado, en la nueva oferta, se extiende el vencimiento final para acceder al 5 de febrero: las nuevas condiciones buscaron fortalecer la estructura de garantías del bono respaldado con flujo de exportaciones con vencimiento en 2026 y atender la preocupación de los inversores sobre la inexistencia de flujos durante los próximos dos años.

En ese contexto, la petrolera decidió reforzar la estructura de garantías del bono 2026 y les ofreció a los bonistas una prenda en primer grado sobre acciones de su subsidiaria YPF Luz.

Se trata de una de las mayores desarrolladoras y operadoras de plantas de generación de energía eléctrica renovable y térmica del país.

Respecto del flujo de intereses durante los próximos años, la compañía incorporó el pago de cupones en los tres nuevos bonos a tasas del 4% para el 2026, 2,5% para el 2029 y 1,5% para el 2033. Para incrementar el valor económico de la propuesta de canje, la compañía incrementó la tasa de interés de los nuevos bonos 2026 y 2029 del 8,5% al 9%, aplicables desde enero de 2023.

Por otro lado, modificó las estructuras de amortización de los nuevos bonos 2026 y 2029 para acortar la vida promedio, entre otras.

Estos cambios se suman al que ya aplicó el 14 de este mes, a través del cual la compañía modificó las características de las mayorías necesarias para proceder con el cambio de los términos y condiciones no económicos de los bonos viejos, pasando a requerir mayoría absoluta de tenedores de cada serie. Fueron los cambios que provocaron un rebote de la acción de la petrolera en Wall Street.

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Lo que busca producir si hay un acuerdo con los bonistas

  • Petróleo. La empresa planteó que busca ir a los 208 mil barriles diarios de producción durante el 2021. Esto implicaría sumar 1000 barriles respecto del 2020.
  • Gas. A los acreedores también les dijo que irá hacia los 35 MM m3/d. En Neuquén, ya confirmó que espera duplicar su producción no convencional.
  • El Upstream por segmento. De los 2100 millones de dólares que busca invertir la petrolera en no convencionales, 1500 millones serán para petróleo y los otros 600 millones para gas.
  • Torres a enero. La empresa tiene hoy 11 equipos de torre en sus bloques de Vaca Muerta. Cinco de ellos estarán destinados a la perforación de sus pozos de gas.
  • Plan Gas.Ar. Tiene el compromiso de producir un bloque de 20 millones de metros cúbicos diarios los próximos cuatro años.

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