YPF logró un EBITDA récord de US$ 2.804 millones por el salto en Vaca Muerta

Durante el segundo trimestre de 2026, YPF alcanzó un EBITDA Ajustado récord de US$ 2.804 millones, que representa un salto del 76% frente al trimestre anterior y un 149% interanual. La compañía logró el mayor nivel trimestral de su historia corporativa. El margen EBITDA escaló al 43%, una marca inédita en los últimos 20 años de la empresa. El motor absoluto de este balance tiene nombre y apellido: el shale oil de Vaca Muerta.

La producción de crudo no convencional promedió los 213 mil barriles diarios (kbbl/d). Este volumen marca un crecimiento del 47% interanual y ya representa el 80% de toda la producción de petróleo de YPF. Al mismo tiempo, la extracción de shale gas subió un 21% en la comparación intertrimestral, lo que empujó la producción total de gas natural un 14% hacia arriba.

Refinación al tope y freno a las importaciones

El downstream también aportó músculo al balance trimestral. Las refinerías de YPF procesaron un volumen histórico de 351 kbbl/d, con una tasa de utilización extrema del 104%. Este nivel de eficiencia fabril le permitió a la empresa inundar el mercado con naftas y destilados medios.

La máxima operatividad de los complejos industriales arrojó un dato clave para la macroeconomía argentina: la compañía logró abastecer la creciente demanda local y expandir sus exportaciones sin importar un solo barco de combustibles durante todo el trimestre.

El periodo invernal sumó viento a favor. El Upstream registró un incremento del 43% en el precio promedio de realización del gas natural y un alza del 8% en el volumen de ventas. A esto se sumó el impacto positivo de los precios internacionales del crudo, que dejaron una variación a favor en la valuación de inventarios por US$ 178 millones.

Proyecto Andes II y el recorte drástico del lifting cost

La decisión de soltar lastre rinde frutos contables. El costo de extracción o lifting cost se contrajo un 30% interanual. El costo unitario perforó el piso hasta ubicarse en los US$ 8,4 por barril equivalente de petróleo (BOE).

Esta reducción de costos operativos resultó una consecuencia directa del Proyecto Andes II. La petrolera aceleró su salida de campos maduros convencionales en todo el país. La firma selló la desinversión en el bloque Manantiales Behr en mayo de 2026 y avanzó con la venta de clústeres en Mendoza y La Pampa durante julio.

YPF ofrece una alternativa para los pequeños ahorristas.

El plan de la dirección es claro y agresivo: concentrar todo el capital en Neuquén. Tras concretar la salida de estos yacimientos históricos, YPF proyecta que el 95% de su producción total de crudo provendrá exclusivamente de los recursos no convencionales.

Eficiencia operativa: más fracturas y conexión acelerada

Para llegar a la meta de los 250 kbbl/d de shale oil a fines de 2026, YPF optimiza cada eslabón de la cadena en sus bloques operados. La firma perforó 56 pozos (+22%), completó 61 pozos (+30%) y conectó a la red 65 nuevos pozos horizontales (+51%) durante el segundo trimestre.

La velocidad en el terreno define la rentabilidad del negocio. En el bloque Bandurria Sur, la empresa rompió un hito operativo: mantuvo 203 horas consecutivas de fractura hidráulica (más de 8,5 días sin frenar los motores). El equipo operó de forma remota y autónoma, bajo el monitoreo en tiempo real del Real Time Intelligence Center (RTIC).

Esta eficiencia se refleja en las métricas del primer semestre. La velocidad de perforación en su shale oil hub promedió los 354 metros por día. A su vez, el ritmo de fractura alcanzó las 11,4 etapas diarias por set de bombeo. YPF también invirtió US$ 188 millones para adquirir los activos de Equinor en Vaca Muerta, ampliando su participación en áreas estratégicas como Bajo del Toro y Bandurria Sur.

Midstream: la llave maestra para la exportación

El crudo necesita caños para llegar a los barcos. YPF avanza a paso firme con la infraestructura de evacuación para evitar cuellos de botella en la Cuenca Neuquina. El oleoducto La Angostura Sur ya superó el 60% de avance y entrará en operaciones en el tercer trimestre de este año para conectar el crudo directo al sistema LLL-Centenario.

En paralelo, el sector celebra la finalización de la última etapa de ampliación de Oldelval en agosto de 2026. Esta obra clave inyectó 150 kbbl/d adicionales al caño principal, elevando el límite de transporte del sistema a 690 kbbl/d.

Sin embargo, el gran salto exportador tiene fecha para 2027. El oleoducto VMOS (Allen – Punta Colorada) registra un 80% de avance físico a julio de 2026. Este megaproyecto despachará su primera exportación a principios del año próximo con una capacidad inicial de 180 kbbl/d, con el objetivo de escalar hasta los 550 kbbl/d para el segundo semestre de 2027, abriendo definitivamente la puerta de Vaca Muerta al mundo.