YPF registró el mayor EBITDA de su historia apalancada en el boom de Vaca Muerta
La petrolera estatal reportó ganancias extraordinarias por US$ 2.804 millones, sustentadas por un crecimiento interanual del 47% en la producción de shale oil
Durante el segundo trimestre de 2026, YPF alcanzó un EBITDA Ajustado récord de US$ 2.804 millones. Esta cifra histórica para la compañía representa un salto del 76% frente al trimestre anterior y un contundente 149% de crecimiento interanual.
El margen EBITDA trepó al 43%, el nivel más alto de los últimos 20 años. Este desempeño excepcional encuentra su principal explicación en la roca madre neuquina. La producción de shale oil promedió los 213.000 barriles diarios (kbbl/d), lo que marca un incremento del 47% respecto al mismo período del año anterior. Hoy, el no convencional aporta el 80% de todo el crudo que extrae la compañía.
La eficiencia operativa acompaña estos volúmenes. El costo de extracción (lifting cost) a nivel general cayó un 30% interanual y se ubicó en US$ 8,4 por barril equivalente de petróleo (BOE). Si miramos de cerca el “core hub” del shale oil operado por YPF, este indicador de competitividad desciende a unos muy atractivos US$ 4,0 por BOE.
Salto tecnológico y aceleración en el terreno
Los números duros de producción se sustentan en una mejora drástica de las métricas de perforación y completación. La actividad secuencial en pozos horizontales no convencionales experimentó un salto notable. YPF perforó 56 pozos (un 22% más que en el trimestre previo), completó 61 pozos y conectó un total de 65.
El hito operativo del trimestre se registró en el bloque Bandurria Sur. Allí, los equipos técnicos alcanzaron 203 horas consecutivas de fractura hidráulica, lo que equivale a más de ocho días y medio de actividad ininterrumpida. La compañía operó este proceso de forma completamente remota y autónoma bajo el monitoreo en tiempo real de su Centro de Inteligencia.
Las velocidades también marcan la pauta del ritmo de trabajo en el shale. La perforación en los bloques clave promedió los 354 metros por día. Por su parte, la velocidad de fractura escaló a 11,4 etapas por día por set de bombeo.
Adiós al convencional, todo al shale
El Plan Andes II reconfigura el portafolio de la empresa. En mayo, YPF concretó su salida del bloque Manantiales Behr. Luego, en julio, la firma selló la venta de dos clústeres maduros en Mendoza y La Pampa por US$ 405 millones.
Esta estrategia de desinversión persigue un objetivo claro: concentrar el capital donde la rentabilidad es mayor. La empresa proyecta que, al finalizar estos desprendimientos, el 95% de su producción total de crudo provendrá exclusivamente del shale neuquino.
En paralelo, YPF desembolsó US$ 188 millones para adquirir activos de Equinor en Vaca Muerta. Esta jugada estratégica le permitió sumar participación en bloques fundamentales como Bandurria Sur, Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.
Midstream y el puente hacia la exportación
El cuello de botella del transporte comienza a ceder gracias a la inyección sostenida de capital. La ampliación de Oldelval completó su última etapa en agosto, lo que sumó 150 kbbl/d de capacidad al sistema. Además, el oleoducto interno La Angostura Sur supera el 60% de avance constructivo.
La gran apuesta exportadora, el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), registra un 80% de avance a julio. YPF prevé despachar el primer buque desde Punta Colorada a principios de 2027. Este ducto estratégico iniciará con una capacidad de 180 kbbl/d y escalará hasta los 550 kbbl/d en la segunda mitad de ese año.
En el plano del gas, el megaproyecto Argentina LNG sumó socios de peso. Eni y XRG ingresaron al desarrollo upstream con un 32% de participación cada uno en cinco bloques clave de Vaca Muerta. A esto se suma la postulación del proyecto LLL Oil al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una iniciativa que compromete US$ 25.000 millones a 15 años para exportar todo su volumen vía VMOS.
Refinación al tope de capacidad
El downstream no se quedó atrás y aportó su cuota al balance récord. Las refinerías de YPF procesaron un máximo histórico de 351 kbbl/d, con una tasa de utilización del 104%. Este volumen de trabajo permitió a la empresa evitar por completo las importaciones de combustibles durante todo el trimestre.
La máxima producción de naftas y destilados medios garantizó el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda estacional. Incluso, la compañía logró expandir sus exportaciones y abastecer a otras refinadoras locales, lo que demuestra la solidez integral de su cadena de valor.
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