YPF acelera su giro al shale oil y mejora 45% su eficiencia en el tercer trimestre
El plan de salida de campos maduros y la expansión de Vaca Muerta llevaron el costo de extracción a US$8,8/BOE. Con inversiones por US$1.017 millones y un EBITDA de US$1.357 millones, la empresa compensó el declino convencional y marcó uno de sus mejores resultados históricos.
YPF cerró el tercer trimestre de 2025 con un desempeño operativo récord y una mejora sustancial en sus indicadores financieros, impulsada por el fuerte crecimiento de la producción no convencional y la reducción de su exposición a yacimientos maduros. La compañía informó una caída interanual del 45% en el costo de extracción, que descendió a US$8,8 por barril equivalente (BOE), el nivel más bajo en una década.
La mejora se explica por la expansión del shale oil en Vaca Muerta, que alcanzó un promedio de 170.000 barriles diarios (bbl/d), un 35% más que en 2024, y por la salida de activos convencionales a través del Plan Andes. En los campos no convencionales, el costo de extracción promedió solo US$4,2/BOE, lo que permitió compensar casi por completo el declino natural de los activos tradicionales.
La participación del shale dentro del total de producción de crudo llegó al 71%, y sin considerar la venta parcial del bloque Aguada del Chañar, el crecimiento interanual habría alcanzado el 43%. En octubre, YPF superó sus metas anuales al registrar 190.000 bbl/d, un nuevo récord histórico.
El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, destacó que las inversiones totales en el trimestre sumaron US$1.017 millones, de los cuales el 70% se concentró en Vaca Muerta, confirmando el viraje estratégico hacia el negocio no convencional.
Esa reconfiguración operativa, según YPF, mejoró el EBITDA anual en unos US$1.300 millones respecto de dos años atrás. Solo en el 3T25, el EBITDA ajustado fue de US$1.357 millones, un 21% más que en el trimestre anterior, impulsado por el avance del shale, la baja de costos y la mayor venta estacional de gas natural.
Sin embargo, la compañía registró una pérdida contable de US$198 millones, debido a un cargo impositivo extraordinario por ganancias. El resultado no implicó salida real de fondos y respondió al ajuste contable por inflación y devaluación: según el REM del Banco Central, las proyecciones a septiembre estimaban una devaluación del 50% frente a una inflación del 30%, lo que redujo el valor fiscal de los activos. En el trimestre previo, YPF había obtenido una ganancia neta de US$25 millones, y en el mismo período de 2024, una utilidad de US$1.485 millones.
Los ingresos netos totalizaron US$4.643 millones, sin variaciones frente al segundo trimestre, con mayor demanda de combustibles y picos de ventas de gas en invierno, compensados por menores precios de nafta y gasoil. Las exportaciones de crudo Medanito subieron 14% trimestre a trimestre, mientras que las ventas externas de Escalante cayeron tras una operación extraordinaria en el 2T25.
El flujo de caja libre fue negativo en US$759 millones, principalmente por la compra de activos shale a Total Austral (US$523 millones) y un capital de trabajo negativo de US$359 millones, asociado al cierre de campos maduros y demoras en cobros del Plan Gas. Excluyendo esas operaciones excepcionales, el flujo hubiera sido negativo por US$172 millones.
Refinación y ventas: récord desde 2009
En el segmento downstream, YPF informó el mayor nivel de procesamiento desde 2009, con 326.000 barriles diarios y una utilización del 97% de su capacidad instalada. Los ingresos del área sumaron US$3.721 millones (-1% trimestral), afectados por menores precios locales, aunque compensados por mayores despachos de gasoil y nafta, exportaciones a países vecinos y una suba en la demanda de fertilizantes.
Los costos del downstream fueron de US$520 millones (-1% t/t), en parte por menores gastos de mantenimiento luego de la parada técnica en la refinería de La Plata durante el 2T25. Las importaciones de combustibles se redujeron a US$35 millones (-33% t/t), lo que llevó su participación a apenas 1% de las ventas totales, frente al 3% del trimestre anterior y el 4% del año pasado.
Por su parte, las compras de crudo -tanto intersegmento como a terceros- ascendieron a US$2.012 millones (+14% t/t), acompañando el aumento del procesamiento.
Con una estructura más liviana, una producción no convencional en máximos y costos de extracción en mínimos históricos, YPF consolida su transición hacia un modelo de eficiencia basado en Vaca Muerta y se encamina a cerrar 2025 con los mejores márgenes operativos de los últimos años
