Pablo González: “No es ningún logro que YPF aumente su producción en Vaca Muerta”

Pablo González puso la lupa sobre los números de YPF. El expope de la empresa de mayoría estatal apuntó contra la gestión de Horacio Marín y lanzó una fuerte advertencia respecto de la evolución financiera de la petrolera.

En diálogo con eolomedia, el también diputado nacional subrayó que la empresa incrementó su deuda de forma acelerada durante el último año, mientras registró pérdidas trimestrales, flujo de caja negativo y ventas de activos estratégicos.

Asimismo, González afirmó que el pasivo creció en un contexto donde los balances no logran mostrar resultados positivos y la compañía enfrenta vencimientos significativos en 2026. Además, cuestionó la decisión de desprenderse de negocios rentables -como Profertil y Metrogas- para cubrir desequilibrios financieros.

La preocupación central pasa por el deterioro de los números de YPF desde diciembre de 2023 y la falta de explicaciones claras por parte del directorio encabezado por Marín. En este sentido, González planteó que el relato oficial contrasta con cifras que muestran un retroceso financiero y operativo.

González y su mirada sobre la deuda de YPF

González aseguró que la deuda de la compañía volvió a ser protagonistas en los últimos trimestres. “La deuda había bajado después del 2020, que estaba en unos 8 mil millones y logramos logramos reducirla a 6 mil”, señaló.

Sin embargo, la tendencia se revirtió de forma marcada. Según explicó, la crisis económica y la necesidad de importar combustibles impulsaron un aumento inicial a 6.800 millones de dólares. Pero el verdadero salto se dio luego del cambio de gestión.

En declaraciones a este medio, el extitular aseguró que “desde diciembre del 2023 a la fecha aumentó 2.800 millones de dólares”, y remarcó que no existen argumentos sólidos que justifiquen este incremento.

También cuestionó el desempeño operativo de la compañía. “No hay mucha explicación porqué los últimos tres trimestres fueron registrando pérdidas”, sostuvo y resaltó que durante el primer trimestre de 2025 la petrolera facturó 4.600 millones de dólares, pero aun así “registra una pérdida de diez millones de dólares”.

La situación financiera se agrava al observar los flujos de caja negativos, aspecto clave para evaluar la sostenibilidad de una empresa con inversiones intensivas como YPF. González detalló que el flujo operativo fue “negativo en ese trimestre por 957 millones de dólares, en el segundo fue negativo por 325 millones de dólares, y en el último trimestre fue negativo por 759 millones de dólares”.

YPF bajará su actividad en el fracking de Vaca muerta.

Venta de activos y gasto en indemnizaciones

Otro punto crítico planteado por González es el desprendimiento de activos estratégicos mientras aumentan las pérdidas. Según afirmó, la empresa desvalorizó su patrimonio para acelerar ventas de campos y negocios rentables.

Recordó que apenas asumió el actual directorio se produjo una desvalorización por 2.288 millones de dólares, operación previa a la venta de activos convencionales y participaciones empresarias.

Además, resaltó que la salida de áreas maduras implicó fuertes erogaciones. “En indemnizaciones se gastaron 1.100 millones de dólares”, señaló, lo que presiona aún más los resultados y la capacidad de inversión futura.

Para González, las decisiones actuales comprometen el equilibrio económico de YPF. Sostuvo que “se aumentó la deuda, se pagaron indemnizaciones. Ahí hay siete mil millones, más o menos”.

La gravedad del cuadro se proyecta hacia el año próximo. El expresidente remarcó que YPF deberá afrontar vencimientos inmediatos: “El año que viene tiene, en el primer trimestre, vencimientos por dos mil doscientos sesenta y seis millones de dólares”.

El venteo de gas aumentó un 7% en el 2023

Las compañías petroleras de todo el mundo ventearon el año pasado la mayor cantidad de gas natural en cinco años y al mismo tiempo aumentaron la intensidad de esta práctica altamente contaminante, según un informe del Banco Mundial publicado el jueves.

Cuando solo faltan seis años para cumplir el objetivo del Banco Mundial de detener la quema rutinaria, las empresas quemaron aproximadamente 148.000 millones de metros cúbicos de gas en 2023, un 7% más que en 2022, incluso cuando la producción de petróleo crudo aumentó solo un 1% durante el mismo período.

Según informó Reuters, la extracción de petróleo a menudo también produce gas natural, y algunas empresas optan por quemar este gas en lugar de capturarlo y almacenarlo, generalmente argumentando que construir la infraestructura necesaria no es comercialmente viable.

El crecimiento de la quema revirtió con creces las reducciones realizadas en 2021 y 2022, según el informe del Global Gas Flaring Tracker del Banco Mundial, y agregó que “los esfuerzos globales para reducir la quema de gas no han sido sostenibles y se necesitan medidas urgentes”.

Eliminar esta práctica reduciría al menos 381 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente en emisiones nocivas para el medio ambiente liberadas a la atmósfera.

“Se pueden lograr reducciones sustanciales en la quema de gas y en su intensidad a través de asociaciones efectivas y la creación de soluciones para monetizar el gas asociado”, según el informe.

Nueve países grandes productores de petróleo representan el 75% de la quema y el 46% de la producción de petróleo. Se trata de Rusia, Irán, Irak, Estados Unidos, Venezuela, Argelia, Libia, Nigeria y México, en orden de volumen de gas quemado.

El informe dice que Argelia y Venezuela habían reducido la quema, pero esos avances fueron erosionados por Irán, Rusia, Estados Unidos y Libia, entre otros.

La intensidad de la quema, o el volumen de gas quemado por barril de petróleo producido, es la más alta en los países afectados por la inestabilidad, el conflicto o la violencia.

El Banco Mundial, en colaboración con la Escuela de Minas de Colorado en Estados Unidos, calculó las cifras de quema basándose en datos de satélites.

Los proyectos de petroleras en el litio argentino

Argentina está destinado a ser un actor principal como proveedor de los elementos básicos para la transición energética. El gas, el cobre y el litio son la llave para que el país se convierta en un jugador importante en el mundo que se viene a partir del 2030.

El denominado oro blanco del siglo XXI despierta grandes expectativas en la minería. Las empresas avanzan con sus proyectos para responder a la demanda que implicarán las nuevas formas de movilidad eléctrica y el almacenamiento de las energías renovables.

El país, junto a Chile y Bolivia, integran el Triángulo del Litio que contienen el 60% de los recursos mundiales, lo que coloca a la región como una plataforma regional para la producción de litio a nivel mundial. En el país, estos recursos se ubican en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca, que representan aproximadamente un cuarto de los recursos mundiales.

Si bien en el noroeste argentino (NOA) hay actores que cuentan con una historia marcada en el sector minero, al litio le falta la participación de viejos conocidos en la actividad energética: las petroleras.

A partir del 2017 comenzó a hablarse de “Litoneras”, un juego de palabras que mezcla litio y petroleras. Más allá del nombre, las operadoras han puesto un pie en el oro blanco y buscan acelerar los motores de sus proyectos.

Una de las primeras operadoras en incursionar en el metal liviano fue Pluspetrol. A través de su subsidiaria Litica Resources está a cargo de los bloques Arizaro 2, Diablillos, Guayatayoc, Laguna Palar, Pocitos, Río Grande, Salinas Grandes y Jama.

El proyecto más ambicioso es Río Grande, Arizaro y Pocitos, donde se realizaron más de 30 perforaciones en el último año y que se planea replicar durante este año.

El proyecto ubicado en Salta tiene como objetivo una capacidad de producción de 20.000 toneladas por año lo que implicaría que la compañía presente en los próximos meses un Estudio Económico Preliminar (PEA).

En Salta, Litica también inauguró en abril de este año el Centro de Investigación y Desarrollo (I+D) en busca de perfeccionar los procesos mineros, optimizando el uso de recursos, y con el propósito final de garantizar que las operaciones mineras sean cada vez más limpias, seguras y eficientes.

La mirada en puesta en DLE

Tecpetrol fue otra compañía que capitalizó su interés por el litio. En octubre del año pasado anunció la compra de la empresa Alpha Lithium, que significó quedarse con los solares en etapa de exploración: del Hombre Muerto, Arizaro y Tolillar. En esta última, la compañía del Grupo Techint planea invertir 800 millones de dólares.

La clave para la compañía pasa por mejorar las técnicas de extracción con un menor impacto ambiental como la extracción directa de litio (DLE por sus siglas en inglés), que consume menos agua que las técnicas de evaporación.

Una clave para entender esa visión es la puesta en funcionamiento de la planta piloto de DLE en Olacapato en 2022. El proyecto tiene una capacidad de producción de 25 toneladas de Carbonato de Litio Equivalente (LCE) por medio año y una capacidad de procesamiento de 1.200 litros de salmuera por hora.

“La planta es una pieza clave en la estrategia de Tecpetrol al iniciar el camino de mitigación de riesgos tecnológicos para el futuro escalamiento industrial del sector”, subrayaron desde la compañía.

YPF Litio avanza con su proyecto de exploración en Catamarca

Adquirir conocimiento en el litio

YPF también quiere convertirse en un player de peso en el metal liviano. Para ello creó la compañía YPF Litio S.A. que le permitirá participar activamente en el desarrollo de la cadena de valor desde la extracción de litio hasta su producción final.

Esta visión se complementa con el desarrollo de los planes Y-TEC, el centro de investigación que, junto al CONICET, trabaja en el desarrollo de tecnologías para distintos eslabones de la cadena de valor del litio.

YPF Litio e Y-TEC trabajan en sus laboratorios en los materiales activos para las baterías de litio del futuro e investigan los mejores componentes para desarrollar baterías más eficientes.

Otro avance fue el acuerdo de asociación con CAMYEN (Catamarca Minera y Energética Sociedad Del Estado) para el desarrollo de un proyecto exploratorio de litio en una superficie de 20 mil hectáreas ubicadas en la zona de Fiambalá, en el departamento de Tinogasta. Esta iniciativa constituye un hito para ambas compañías ya que es el primer desarrollo de este tipo que llevan a cabo.

En la etapa de exploración se busca identificar el potencial y el contenido de litio con pozos someros para determinar las zonas con mayor riqueza a través de la realización de pozos a mayor profundidad y la construcción de piletas, entre otras estructuras de acopio y procesamiento.

El rol de las empresas de servicio

A este panorama se le sumó la participación de las empresas de servicio. San Antonio Internacional (SAI) es una de las más activas y en marzo completó el traslado de su equipo SAI-397 desde Neuquén hacia Catamarca. La operación significó una logística de más de 2000 km.

La compañía brindó servicio en el yacimiento Futuro Litio 1 que se encuentra a más 4000 metros de altura y con un clima de gran amplitud térmica. Adecuando los procedimientos e instructivos, innovando y sosteniendo sus mejores prácticas, SAI perforó su primer pozo minero.

En abril se perforaron dos pozos y en mayo se comenzó con el desmontaje del equipo para trasladarlo a un tercer pozo.