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El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció que la petrolera de mayoría estatal proyecta invertir u$s 6000 millones durante 2026.
En una presentación frente a inversores de los resultados 2025, Marín señaló que el 70% de dicha inversión estará destinado a Vaca Muerta con un objetivo de producción diaria de 215.000 barriles, lo que representa un crecimiento del 120% respecto a diciembre 2023, cuando asumió la actual gestión.
Además, Marín estimó que la compañía podría alcanzar un EBITDA de u$s 6000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo cercanos a los u$s 60.
Los resultados
YPF cerró 2025 con resultados récord impulsados por el fuerte crecimiento del shale en Vaca Muerta, mejoras sustanciales en productividad y una reconfiguración estratégica que prioriza activos no convencionales y exportaciones de largo plazo.
La compañía alcanzó ventas por u$s 18.448 millones en el ejercicio 2025, con una leve baja interanual de 4%, afectadas por un Brent 15% inferior respecto del año previo. En el cuarto trimestre, los ingresos sumaron u$s 4556 millones, también con una caída de 4% interanual.
Sin embargo, el EBITDA ajustado mostró una fuerte mejora y alcanzó u$s 5009 millones en 2025, un crecimiento de 8% interanual y el nivel más alto de los últimos 10 años, mientras que en el cuarto trimestre trepó a u$s 1.283 millones, con un salto de 53% frente al mismo período del año anterior.
La mejora operativa estuvo liderada por el shale oil, cuya producción promedió 165 miles de barriles diarios en 2025, con un crecimiento de 35% interanual. En el cuarto trimestre, la producción no convencional alcanzó 196 miles de barriles diarios, un alza de 42% interanual, y en diciembre llegó a 204 miles de barriles diarios, equivalente a aproximadamente un tercio del total de Vaca Muerta.
El crecimiento del shale permitió reemplazar producción convencional no rentable y avanzar en el programa de salida de campos maduros.
En paralelo, los costos mostraron una fuerte mejora. El lifting cost total se redujo de u$s 15,6 por barril equivalente en 2024 a u$s 11,6 en 2025, una baja de 26%. En el hub shale, el costo de extracción se ubicó en torno a u$s 4,2 por barril equivalente en el cuarto trimestre. Excluyendo los bloques convencionales desinvertidos, el lifting cost proforma a diciembre de 2025 fue de aproximadamente u$s 7,6 por barril equivalente.
Estas mejoras estuvieron apalancadas por mayores niveles de eficiencia operativa: la velocidad de perforación en el shale oil hub aumentó 19% entre 2023 y 2025 y 66% si se compara enero de 2023 con enero de 2026, mientras que en fractura la velocidad medida en etapas por set por mes creció 30% entre 2023 y 2025 y 61% en el período ampliado a enero de 2026. Durante 2025 se conectaron 250 pozos de petróleo no convencional, un aumento de 26% interanual.
Inversiones 2025
La inversión totalizó u$s 4477 millones en 2025, con una reducción de 11% interanual, de los cuales el 75% se destinó a proyectos no convencionales. En el cuarto trimestre, el capex fue de u$s 1086 millones. El flujo de caja libre resultó negativo en u$s 1816 millones en el año, afectado por adquisiciones estratégicas, aunque en el cuarto trimestre fue positivo en u$s 265 millones.
La deuda neta se ubicó en u$s 9.400 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,9 veces EBITDA. En el año se obtuvo nuevo financiamiento por u$s 3700 millones, 47% de origen internacional, a una tasa promedio de 6,9%.
En materia de reservas, crecieron 17% interanual hasta 1.284 millones de barriles equivalentes. Las reservas shale en Vaca Muerta aumentaron 32% y alcanzaron 1.128 millones de barriles equivalentes, representando el 88% del total. La vida media de reservas shale es de 9 años y el ratio de reemplazo fue de 3,2 veces, consolidando la centralidad del no convencional en la estrategia de largo plazo.
En downstream, la utilización de refinerías alcanzó 335 miles de barriles diarios, con un uso de capacidad de 99% en el cuarto trimestre. El margen de refinación y marketing llegó a u$s 22,6 por barril en el último trimestre y la demanda local de combustibles creció 3% en el año. En infraestructura, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur prevé alcanzar una capacidad de 550 miles de barriles diarios hacia 2027, con una inversión estimada en torno a u$s 3.000 millones bajo esquema de project finance.
En gas natural licuado, YPF avanza con Argentina LNG, que proyecta una capacidad de 18 millones de toneladas, ampliable a 24 MTPA, con una fase principal que demandaría inversiones cercanas a u$s 20.000 millones.
Para 2026, la compañía prevé que la producción shale se ubique entre 215 y 250 miles de barriles diarios hacia fin de año y proyecta un EBITDA ajustado de entre u$s 5500 millones y u$s 5800 millones, con un capex en un rango similar y 70% orientado al shale.