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En la presentación de resultados ante los accionistas, YPF elevó su guidance para 2026 a partir de un escenario más favorable para el Brent. Eso quiere decir que espera ingresar por el petróleo vendido más de lo que había calculado a comienzos de año.
Después de cerrar un segundo trimestre con resultados financieros y operativos récord, la petrolera revisó al alza sus principales metas para el año y proyectó un EBITDA ajustado cercano a u$s 8000 millones.
La nueva estimación representa una mejora de unos u$s 2000 millones frente al objetivo anterior. Hasta ahora, la compañía esperaba generar un EBITDA ajustado de u$s 6000 millones, sobre la base de un precio del Brent de u$s 63 por barril.
La actualización incorpora un escenario petrolero más favorable. En su presentación de resultados, YPF utilizó como referencias un Brent estimado de u$s 82 y un precio de u$s 75 por barril para la segunda mitad de 2026.
El cambio amplió la capacidad esperada de generación de resultados y de caja. La petrolera prevé prácticamente duplicar el EBITDA ajustado que había obtenido en 2023, cuando alcanzó u$s 4100 millones con un Brent de u$s 82 por barril.
YPF espera generar en 2026 casi el doble de EBITDA que tres años antes, apoyada en una mayor participación de Vaca Muerta, menores costos de extracción y mejoras de productividad.
Más caja, inversiones y menor deuda
YPF también modificó su proyección de flujo de caja libre, que pasó de un escenario entre neutro y levemente negativo a una estimación positiva cercana a u$s 2000 millones para todo el año.
Esa mayor capacidad financiera le permitiría a la compañía acelerar su programa de inversiones. La nueva guía de capital para 2026 quedó ubicada en un rango de entre u$s 5800 millones y u$s 6200 millones, frente a la previsión anterior de entre u$s 5.500 millones y u$s 5.800 millones.
Cerca del 70% de esos desembolsos se destinará al desarrollo del shale, el negocio que ocupa el centro de la estrategia de crecimiento de YPF.
Entre abril y junio, YPF obtuvo ingresos por u$s 6574 millones, un 33% más que en los primeros tres meses del año y un 42% por encima del mismo período de 2025.
El resultado operativo ascendió a u$s 1813 millones y, según la presentación, fue el mayor de la historia de YPF. La ganancia neta, en tanto, llegó a u$s 1205 millones y se ubicó como la segunda más alta registrada por la petrolera.
El ratio de apalancamiento neto bajó a 1,09 veces, frente a 1,57 veces al cierre del primer trimestre y 1,93 veces un año atrás. YPF destacó que se trata del nivel más bajo de los últimos 11 años.
La mejora financiera también tuvo su correlato en las calificaciones crediticias. Fitch elevó la nota de la compañía desde CCC+ hasta B-; S&P Global la llevó de B- a B; y Moody’s, de B2 a B1.
En abril, la petrolera canceló anticipadamente hasta u$s 220 millones de vencimientos previstos para 2027 y 2028. Después del cierre trimestral, además, colocó deuda local por aproximadamente u$s 170 millones, a un plazo de 3,5 años y con un rendimiento del 5,5%.
Vaca Muerta, la otra clave
Durante el segundo trimestre, la producción de shale oil llegó a 213.000 barriles diarios, un 4% más que en los primeros tres meses del año y un 47% por encima del volumen obtenido un año atrás.
La sustitución de campos convencionales por activos de Vaca Muerta también se reflejó en los costos. El lifting cost total bajó desde u$s 12,3 por barril equivalente en el segundo trimestre de 2025 hasta u$s 8,4 en el último período, una reducción del 31%.
En el hub de shale oil, el costo se ubicó en u$s 4 por barril equivalente. Sin considerar los bloques desinvertidos, el lifting cost proforma total quedó por debajo de u$s 7.
La mayor productividad acompañó esa reducción. La velocidad de perforación alcanzó 354 metros diarios durante el primer semestre, un 29% más que los 274 metros registrados en 2023.
Con esos resultados, la compañía mantuvo su objetivo de producir un promedio de alrededor de 215.000 barriles diarios de shale oil en 2026. Para diciembre, la meta se eleva hasta unos 250.000 barriles por día.
El precio del crudo resulta determinante para transformar esa mayor producción en caja e inversiones. También constituye una referencia central para los proyectos exportadores que YPF planea desarrollar durante los próximos años.
El mayor proyecto
LLL Oil es una iniciativa que comprende cinco bloques controlados en su totalidad por la compañía, con concesiones no convencionales vigentes hasta 2059 y un inventario superior a 1150 pozos.
El programa requeriría inversiones por u$s 25.000 millones a lo largo de 15 años. Desde 2032, proyecta una producción superior a 240.000 barriles diarios, destinada a la exportación mediante VMOS.
YPF calcula que el desarrollo podría generar ingresos anuales cercanos a u$s 7000 millones. Esa estimación utiliza como supuestos un precio de exportación de u$s 70 por barril y un valor del gas de u$s 3,5 por millón de BTU.
Apuesta al LNG
El mejor desempeño no estuvo limitado al upstream. YPF procesó un récord de 351.000 barriles diarios durante el segundo trimestre, frente a 344.000 barriles en los primeros tres meses del año y 301.000 barriles diarios en igual período de 2025.
La utilización de sus refinerías alcanzó el 104%. En paralelo, la compañía continúa avanzando con sus proyectos de gas natural licuado. La capacidad total presentada asciende a unos 18 millones de toneladas anuales y podría ampliarse hasta aproximadamente 24 millones.
El gasoducto San Matías ya cuenta con aprobación dentro del RIGI. El proyecto demandaría cerca de u$s 1300 millones, tendría capacidad para transportar unos 27 millones de metros cúbicos diarios y entraría en operación a mediados de 2028.
Argentina LNG, en tanto, sumaría alrededor de 12 millones de toneladas anuales, aunque todavía se encuentra sujeto a la decisión final de inversión. YPF tendría una participación del 36%, mientras que Eni y XRG contarían con un 32% cada una.
