La petrolera nacional YPF reportó un sólido desempeño operativo y financiero durante el tercer trimestre de 2025, impulsado por una estrategia de reordenamiento de su cartera de activos y un crecimiento récord en la producción de shale oil en Vaca Muerta. La clave del resultado se centró en la drástica caída del costo de extracción, que se desplomó un 45% interanual hasta alcanzar los US$8,8 por barril equivalente de petróleo (BOE).
El significativo descenso en los costos fue presentado por la compañía en su informe de resultados al mercado del tercer trimestre (3T) como efectodirecto de la estrategia de salida de campos maduros convencionales -concretada a través del denominado Plan Andes-, combinada con la expansión de la producción no convencional, que reporta costos considerablemente menores. De hecho, el costo de extracción en la actividad shale de YPF promedió los US$4,2/BOE en el trimestre.
El foco de la compañía en el yacimiento no convencional se ve reflejado en las cifras que relejan récord de producción shale oil que promedió los 170.000 barriles por día (bbl/d), un crecimiento del 35% interanual. El crudo de Vaca Muerta ya representa el 71% de la producción total de la petrolera, y excluyendo el efecto de la venta de participación en el bloque Aguada del Chañar, el crecimiento interanual del shale hubiera sido del 43%. En octubre, la producción shale continuó en aumento hasta llegar a los 190.000 bbl/d, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.
Las inversiones totales de la petrolera sumaron US$1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó al negocio no convencional, reafirmando la centralidad de Vaca Muerta en el plan de negocios. Este mix operativo —mayor producción shale y menor exposición a campos maduros— permitió a YPF compensar casi por completo el declino natural de los activos convencionales y amortiguar la leve contracción en los precios locales de combustibles en un contexto volátil.
YPF con EBITDA histórico
La compañía estima que esta estrategia de reestructuración permitió mejorar el EBITDA en aproximadamente US$1.300 millones anuales respecto de hace dos años. En ese sentido, el desempeño operativo se tradujo en una mejora sustancial de las métricas financieras. El EBITDA Ajustado alcanzó los US$1.357 millones, marcando un incremento del 21% con respecto al segundo trimestre de 2025. Este crecimiento fue impulsado por la expansión del shale, los menores costos de extracción, y el aumento en las ventas estacionales de gas natural.
Pero en este punto se advierte una paradoja. Si bien el EBITDA del período informado mejoró un 20% respecto al trimestre anterior, siendo unq de las marcas trimestrales más altas de la historia de YPF y ubicándose dentro del top 10, registró una pérdida neta contable de US$198 millones, producto del cargo por impuesto a las ganancias, que no representa un impacto real de salida de fondos. La utilidad había sido positiva en el segundo trimestre por US$25 millones y en el mismo tercer período de 2024 fue también positivo en US$1.485 millones
Fuentes de la compañía explicaron que este cargo impositivo por ganancias se calcula siguiendo la normativa contable y se basa en base a las proyecciones de inflación y devaluación existentes en cada trimestre. En conecuencia, dado que a septiembre pasado, según el REM que realiza y publica el Banco Central, la proyección de devaluación de alrededor del 50% era más alta que la inflación en torno al 30%, se genera una pérdida por disminución del valor de los activos fiscales que se registra como impuesto diferido.
Los ingresos netos fueron US$4.643 millones, sin cambios respecto al 2T25, principalmente debido a la mayor demanda de combustibles y al pico de ventas de gas natural durante el invierno, compensado por menores precios de nafta y gasoil. Asimismo, los volúmenes de exportación de crudo Medanito subieron 14% t/t, compensado en parte por la exportación extraordinaria de crudo Escalante en el 2T25.
El flujo de caja libre fue negativo por US$759 millones, principalmente debido a la adquisición de activos shale de Total Austral por US$523 millones y un capital de trabajo negativo de US$359 millones, asociado a la discontinuidad de las operaciones en campos maduros, el pago del impuesto a las ganancias en afiliadas y mayores días de cobranza de clientes de gas natural y del programa Plan Gas, que comenzó a normalizarse durante octubre. Excluyendo la adquisición de activos de Total y los resultados extraordinarios en campos maduros, el flujo de caja libre hubiera sido negativo por US$172 millones.
Resultados del Downstream
En el downstream, YPF informó otro hito alcanzado con los niveles de procesamiento en las refinerías que promediaron 326 kbbl/d, el nivel más alto desde 2009, con una utilización del 97% de la capacidad instalada. Los ingresos alcanzados en este sgmento fueron de US$3.721 millones (-1% t/t) principalmente como resultado de menores precios locales de combustibles y de la canasta de otros productos refinados distintos a nafta y gasoil, compensado parcialmente por un aumento en los volúmenes despachados de gasoil y nafta en el mercado local, mayores exportaciones de nafta y jet fuel a países vecinos y una mayor demanda de fertilizantes en el mercado local.
Los costos de downstream totalizaron US$520 millones (-1% t/t), especialmente por caída de costos medidos en dólares y menores costos de mantenimiento, ya que el 2T25 fue afectado por el paro programado en refinería La Plata. Las importaciones de combustible fueron de US$35 millones (-33% t/t), derivado de una mayor producción de nafta y gasoil en las refinerías.
Así, en el 3T25, las importaciones de combustible se mantuvieron en niveles muy bajos, representando solo 1% de las ventas totales de combustible, respecto del 3% en 2T25 y 4% en 3T24. Finalmente, las compras de crudo (intersegmento + a terceros) ascendieron a US$2.012 millones (+14% t/t), impulsado por el aumento de los niveles de procesamiento, dado el récord alcanzado en el 3T25, mientras que el 2T25 se vio afectado por el paro de mantenimiento de la refinería de La Plata.
